Newsletter Óleo e Gás | Agosto 2026

Em 06/08/2026, a Comissão Especial de Licitação (CEL) publicou dois comunicados informando os setores que serão ofertados nas sessões públicas do 6º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC) e do 4º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP).

No 6º Ciclo da OPC, serão ofertados 22 setores de blocos exploratórios, localizados em 9 bacias: Campos, Santos, Ceará, Espírito Santo, Parnaíba, Potiguar, Recôncavo, Tacutu e Tucano. Além disso, serão ofertadas duas acumulações marginais, localizadas na Bacia Potiguar e na Bacia do Tucano.

No 4º Ciclo da OPP, serão ofertados 13 blocos localizados nas bacias de Santos e de Campos: Azurita, Hematita, Larimar, Magnetita, Turmalina, Aragonita, Cerussita, Cruzeiro do Sul, Granada, Jade, Opala, Rodocrossita e Rubi.

Ambos os comunicados aprovaram as declarações de interesse, tanto no âmbito da OPC quanto no âmbito da OPP, que foram submetidas junto a garantias de ofertas até 21/07/2026. O prazo para apresentação de garantias de oferta, acompanhadas ou não de declarações de interesse, findou em 31/08/2026. Contudo, as empresas que não apresentaram declaração de interesse podem participar da disputa por meio de consórcio com empresa que o tenha feito. As sessões públicas de apresentação de ofertas do 6º Ciclo da OPC e do 4º Ciclo da OPP ocorrerão no dia 07/10/2026.

Em 03/09/2026, o Comitê-Executivo de Gestão da Câmara de Comércio Exterior (Gecex) publicou a Resolução nº 957/2026, que prorroga por 60 dias a incidência do imposto de exportação sobre óleo bruto de petróleo e minerais betaluminosos sob a alíquota de 12%.

Embora a cobrança do imposto seja objeto de controvérsia judicial, não há decisão em vigor que impeça a eficácia da medida.

Em 26/08/2026, a PPSA realizou o 8º Leilão Spot para comercialização do petróleo pertencente à União. A TotalEnergies arrematou os lotes 1, 2 e 7, referentes à produção do campo de Búzios, os quais somam 4 milhões de barris, com previsão de carregamento entre outubro e dezembro de 2026.

A Petrobras arrematou o lote 4, que consiste em uma carga de 900 mil barris do campo de Atapu, com previsão de carregamento em novembro de 2026.

Os lotes 3, 5, 6 e 8, referentes a cargas de Búzios, não foram arrematados e serão ofertados novamente em setembro de 2026.

La Lei nº 14.134/2021 (Nova Lei do Gás) atribuiu à ANP, nos termos do art. 33, o dever de acompanhar o funcionamento do mercado de gás natural e adotar mecanismos de estímulo à competitividade e de redução da concentração da oferta, incluindo programas de venda compulsória de gás natural (Gas Release), medidas de desconcentração e restrições à venda entre produtores, ouvido previamente o órgão competente do Sistema Brasileiro de Defesa da Concorrência (SBDC).

Esse arcabouço é reforçado pelo Decreto nº 10.712/2021 (regulamentador da Nova Lei do Gás, com as alterações do Decreto nº 12.153/2024, que tratou de instalações essenciais e de mecanismos de desconcentração no art. 22-E) e pela Resolução CNPE nº 3/2022, que recomendou à ANP a elaboração de diagnóstico concorrencial e a avaliação de medidas de liberação progressiva de gás natural. É nesse contexto normativo que se insere a minuta de Resolução ora em consulta pública, instituindo formalmente o Programa de Redução da Concentração no Mercado de Gás Natural (Gas Release).

Escopo e objetivos

O programa se aplica ao mercado atacadista de gás natural voltado a consumidores não termelétricos localizados em áreas atendidas pela malha integrada de transporte. Seu objetivo é reduzir a concentração da oferta e da comercialização via venda compulsória de gás natural, ampliando concorrência, contestabilidade, liquidez e formação eficiente de preços, e reduzindo barreiras de entrada. A implementação deve preservar a segurança do abastecimento, os incentivos a investimentos, o acesso não discriminatório a infraestruturas essenciais e o funcionamento eficiente da indústria.

Estrutura operacional

O Gas Release será executado em ciclos concorrenciais de 4 anos, sendo o primeiro fixado entre 01/01/2027 e 31/12/2030, com leilões anuais e possibilidade de leilões extraordinários. Durante a execução de cada ciclo concorrencial, a ANP realizará o monitoramento contínuo do funcionamento do mercado de referência e da implementação do Gas Release. Ao final de cada ciclo, a ANP realizará Avaliação de Resultado Regulatório (ARR), considerando a evolução do Índice “Herfindahl-Hirschman” (HHI), a liquidez do mercado e as condições de entrada e expansão de agentes.

A ANP designará, a cada ciclo, o “agente sujeito ao Gas Release” com base em participação de mercado, poder de mercado, influência sobre preços e capacidade de impor barreiras de entrada, entre outros critérios. O potencial designado terá direito a manifestação em até 15 dias antes da decisão, que deverá ocorrer em até 90 dias da conclusão da ARR.

Volumes, priorização e produtos

Os volumes destinados à meta concorrencial seguem ordem de priorização entre origens (gás nacional de terceiros, importado via Gasbol, gás da União e outros volumes), sendo verado o uso de produção própria do agente designado para esse fim. Os volumes serão estruturados em produtos e lotes, com possibilidade de diferenciação por prazo, ponto de entrega e modalidade de fornecimento.

Leilões, edital e contratação

O edital, divulgado com antecedência mínima de 3 meses, definirá cronograma, habilitação, preço de referência, regras de oferta e o modelo contratual obrigatório, aprovado pela ANP. É vedada contratação fora do modelo aprovado. A ANP pode fixar limites de aquisição por participante ou grupo econômico, e a habilitação não gera direito à adjudicação. É vedada a participação como adquirente do próprio agente sujeito ao Gas Release e de empresas controladoras, controladas, coligadas ou do mesmo grupo econômico, com o conceito de controle/coligação aferido pela Lei nº 6.404/1976.

Preço de referência e execução

A ANP fixará, para cada leilão, preço de referência mínimo, cuja metodologia observará os objetivos concorrenciais e a adequada remuneração do agente designado. O fornecimento sob os contratos anuais deve iniciar no primeiro dia do ano civil seguinte ao leilão, salvo exceção justificada pela ANP. O agente sujeito ao Gas Release deve, entre outras obrigações, manter segregação funcional e informacional entre as atividades do programa e suas demais atividades comerciais.

Monitoramento e disposições finais

A ANP monitorará continuamente o mercado e publicará, até abril de cada ano, relatório com a apuração do HHI e demais indicadores concorrenciais. Para o primeiro ciclo, a Petrobras é desde já designada como agente sujeito ao Gas Release, com meta concorrencial de HHI igual ou inferior a 2.500 pontos no mercado de referência durante 2028 a O descumprimento das obrigações sujeita os infratores às penalidades da Lei nº 9.847/1999, sem prejuízo de outras sanções cabíveis.

Em agosto de 2026, a ANP publicou os Informes Técnicos nº 04/CGOB e nº 05/CGOB, que estabelecem, respectivamente, os procedimentos e a documentação para certificação do produtor e importador de biometano com vistas à emissão do CGOB.

O Informe Técnico nº 04/CGOB estabelece os requisitos mínimos a serem seguidos pelo Agente Certificador de Origem (ACO) na certificação do produtor e importador de biometano. O produtor ou importador deve contratar um ACO credenciado pela ANP, que terá autonomia para avaliar o cumprimento dos requisitos normativos e regulatórios. A certificação inclui auditoria presencial obrigatória na unidade produtora, com verificação de registros operacionais, sistemas de medição, controles internos e participação dos responsáveis técnicos.

A avaliação contempla: (i) a conformidade das matérias-primas utilizadas, sua origem e rastreabilidade documental; (ii) o nível de eficiência das instalações e a consistência dos registros operacionais; (iii) a adequação técnica dos equipamentos de medição da produção, incluindo calibração válida e rastreável; (iv) os sistemas de registro e controle que assegurem a rastreabilidade du biometano e previnam dupla contagem; e (v) quando aplicável, a metodologia utilizada para o cálculo da intensidade de carbono. Caso o produtor possua certificação válida no RenovaBio, esta será considerada suficiente para comprovar a intensidade de carbono declarada.

O Informe Técnico nº 05/CGOB orienta o peticionamento eletrônico via Sistema Eletrônico de Informações (SEI) para juntada dos documentos necessários ao processo de certificação. O ACO deverá encaminhar à ANP: (i) comunicado de contratação, informando razão social e CNPJ do ACO e do agente econômico, data de assinatura do contrato e previsão do período de auditoria in loco; (ii) relatório do processo de certificação de origem do biometano, incluindo as informações da auditoria presencial realizada, assinado por toda a equipe de auditoria; e (iii) termo de responsabilidade e conflito de interesses assinado por todos os auditores que participaram do processo de certificação, bem como por representante do agente econômico.

A certificação terá validade de quatro anos, contados da data de aprovação pela ANP, condicionada ao monitoramento anual das informações certificadas. O primeiro monitoramento deverá ser realizado em até dois anos da aprovação do processo, e o segundo em até três anos. A renovação da certificação é obrigatória sempre que houver alteração da matéria-prima utilizada na produção de biometano ou de quaisquer outras informações certificadas e registradas no CGOB.

As orientações se somam aos Informes Técnicos publicados anteriormente pela ANP: Informe Técnico nº 01/CGOB (Credenciamento de Agente Certificador de Origem), Informe Técnico nº 02/CGOB (Credenciamento Escriturador) e Informe Técnico nº 03/CGOB (Credenciamento de Entidade Registradora).

Em 25/08/2026, foi publicada no Diário Oficial da União a Resolução CNPE nº 15, de 30 de julho de 2026, aprovada pelo Presidente da República em 24/08/2026, que altera a política de comercialização do gás natural da União estabelecida na Resolução CNPE nº 15/2018 e define a política de oferta de gás natural para incrementar, em bases econômicas, a sua utilização.

Da Política de Comercialização de Gás Natural

A comercialização do gás da União pode ser realizada pela PPSA ou por agente comercializador contratado, o qual pode ser remunerado com gás natural, GLP e demais derivados produzidos no processamento, desde que comprovada a vantajosidade para a União (art. 4º, § 9º). A PPSA pode, ainda, contratar o acesso às infraestruturas de escoamento, processamento e transporte, podendo ceder ao agente comercializador os instrumentos contratuais de acesso já celebrados (art. 4º, § 10).

Para a operacionalização da oferta pelo agente comercializador, a posse ou a propriedade do gás natural não processado, do gás natural processado, do GLP e dos demais derivados pode ser transferida a título oneroso ao agente comercializador (art. 4º, § 8º). A PPSA pode realizar a transferência antes da entrada do Sistema Integrado de Escoamento e readquirir a posse ou a propriedade dos produtos processados após a saída do Sistema Integrado de Processamento (art. 4º, § 11). Excepcionalmente, em bases econômicas, a PPSA pode negociar junto ao agente comercializador a troca de derivados de gás natural por gás natural ou vice-versa (art. 4º, § 12).

Os editais, contratos e vendas realizadas pelo agente comercializador podem utilizar, na fórmula paramétrica para fins de precificação, referências internacionais de preços de petróleo e gás natural, tais como Brent, WTI e Henry Hub, desde que guardem relação com o preço de referência fixado pela ANP (art. 4º, § 5º). Caso a comercialização seja realizada diretamente pela PPSA, será preferencialmente por leilão, devendo o petróleo e o gás natural ser ofertados por preço no mínimo igual ao último preço de referência publicado pela ANP. Não havendo interessados, a PPSA pode aceitar ofertas inferiores, desde que compatíveis com o valor de mercado e mediante justificativa (art. 5º, §§ 1º e 2º). A comercialização do gás natural processado será realizada com base em preço de mercado (art. 4º, § 13 e art. 5º, § 7º).

Da Política de Oferta de Gás Natural

A nova resolução estabelece como de interesse da Política Energética Nacional a política de oferta de gás natural processado da União para incrementar, em bases econômicas, sua utilização prioritária pelo consumidor livre do setor industrial como matéria-prima ou uso energético em processos produtivos (art. 3º). Os leilões de curto prazo, com previsão de entrega de 2026 a 2030, serão destinados prioritariamente aos setores da indústria de base, em contratos firme, interruptível ou flexível (art. 4º, §§ 1º e 2º). O volume excedente não contratado poderá ser ofertado a preços de mercado aos demais consumidores livres, comercializadores, transportadores e concessionárias estaduais de gás canalizado, preferencialmente no ponto virtual de negociação (art. 4º, § 3º). É facultado à PPSA admitir a participação de outros supridores de gás natural processado, de origem nacional ou importada, para ofertarem volumes próprios aos compradores participantes (art. 4º, § 5º).

Os leilões de longo prazo, com entrega prevista a partir de 2030, serão realizados diretamente pela PPSA e terão seus volumes destinados, total ou parcialmente, aos setores da indústria de base, condicionados a que o empreendimento seja novo ou haja ampliação de empreendimento existente (art. 5º, caput). A ampliação da capacidade produtiva deverá ser proporcional à aquisição de gás natural da União (art. 5º, IV). Os projetos devem ser habilitados pela EPE, que avaliará a quantidade de gás natural correspondente aos empreendimentos novos ou à ampliação (art. 5º, § 3º). É permitida a participação de outros supridores de gás natural processado e de biometano, de origem nacional ou importada (art. 5º, I). O volume excedente poderá ser comercializado por meio de leilão ou venda direta a todos os consumidores livres, comercializadores, transportadores e concessionárias estaduais (art. 5º, § 4º). A PPSA pode destinar parcela do volume de gás natural processado para comercialização no mercado spot, preferencialmente no ponto virtual de negociação, como forma de incentivar a formação de referência de preço de oferta no mercado brasileiro (art. 7º).

Os leilões de que tratam os arts. 4º e 5º serão realizados pela PPSA e supervisionados pelo Ministério de Minas e Energia, que editará as normas complementares necessárias (art. 6º). A comercialização diretamente pela PPSA ou por meio de agente comercializador de volumes que exponham a União à responsabilidade por riscos operacionais decorrentes da sua não retirada não está sujeita às restrições dos arts. 4º e 5º (art. 8º).

Em 12/08/2026, foi publicada a Resolução ANP nº 1.006, de 11 de agosto de 2026, que estabelece as especificações do biometano destinado ao uso veicular e às instalações residenciais, industriais e comerciais, bem como os requisitos de controle da qualidade a serem atendidos pelos agentes econômicos que comercializam o produto em território nacional. A resolução se aplica ao biometano produzido a partir da purificação de biogás oriundo de aterros sanitários, estações de tratamento de esgoto, resíduos orgânicos, resíduos agrossilvopastoris, agroindustriais e comerciais, bem como de outras rotas tecnológicas que utilizem matéria-prima de origem renovável. A norma revoga as Resoluções ANP nº 886/2022 e nº 906/2022.

É vedada a comercialização de biometano que não atenda à especificação estabelecida no Anexo I da resolução, salvo hipóteses excepcionais expressamente previstas. Em caráter excepcional, é permitida a comercialização de biometano com especificação diversa para consumidores industriais, desde que a entrega seja realizada por veículo transportador ou por duto dedicado exclusivamente à movimentação de biometano, mediante acordo formal entre as partes. Nesse caso, o biometano adquirido fora das especificações não pode ser utilizado no abastecimento veicular, seja em frota própria ou de terceiros (art. 27, I).

É permitida a mistura do biometano com o gás natural, inclusive mediante injeção no sistema de transporte dutoviário ou na rede de distribuição de gás canalizado, desde que a mistura resultante atenda à especificação do gás natural estabelecida na Resolução ANP nº 982/2025 (art. 2º). Também é permitida a injeção de biometano com especificação diversa na rede de distribuição de gás canalizado, desde que a mistura resultante atenda integralmente à especificação do gás natural, mediante prévia aprovação da ANP, acordo formal com o distribuidor e manifestação de concordância da agência reguladora estadual (art. 27, II). Por fim, a resolução permite o enriquecimento do biometano com etano verde, propano verde, butano verde, BioGL, gás natural, propano, butano ou GLP, exclusivamente para ajuste das características de poder calorífico superior e índice de Wobbe (art. 34).

Controle da qualidade

Os produtores de biometano devem garantir a qualidade do produto a ser comercializado, realizar as análises das características físico-químicas estabelecidas no Anexo I e emitir o correspondente certificado da qualidade. As análises devem ser realizadas diariamente, por amostragem e análise em linha, a partir do primeiro fornecimento (art. 5º). Alternativamente, determinadas características podem ser analisadas por amostragem manual e análise em laboratório, com periodicidades específicas.

Para o biometano produzido a partir de biogás oriundo de aterros sanitários ou de estações de tratamento de esgoto, a resolução exige a aprovação prévia pela ANP do controle da qualidade dos parâmetros previstos no Anexo II, mediante apresentação de relatório de análise de risco elaborado com a metodologia HAZOP (Hazard and Operability Study), por consultoria independente (arts. 15, 18 e 19). O produtor deve manter, no mínimo, uma barreira técnica secundária, independente do processo de purificação, destinada à remoção de siloxanos, compostos halogenados e demais contaminantes que possam causar danos à saúde pública e ao meio ambiente (art. 20). Além disso, os produtores de biometano produzido a partir de biogás, independentemente da origem, devem instalar filtro de 1,0μm para retenção de micro-organismos (art. 31).

Fica dispensada a aprovação do controle da qualidade pela ANP para o biometano produzido a partir de aterros sanitários ou estações de tratamento de esgoto quando destinado exclusivamente à comercialização com consumidor industrial, desde que a movimentação seja realizada por veículo transportador ou por duto dedicado exclusivamente à movimentação de biometano (art. 16). O produtor de biometano também fica dispensado de atender à especificação do Anexo I quando a comercialização for destinada apenas à geração de energia elétrica, nas mesmas condições de movimentação (art. 28).

Disposições transitórias

A resolução entrou em vigor em 13/08/2026. O produtor de biometano que, na data de entrada em vigor, comercialize produto com especificação diversa exclusivamente com consumidor industrial deve se adequar ao disposto no art. 27, I, até 09/02/2027 (art. 37). Para o biometano produzido a partir de aterros sanitários ou estações de tratamento de esgoto, a obrigatoriedade de instalação do filtro de retenção de micro-organismos produzirá efeitos a partir de 13/08/2027, devendo o produtor manter, durante o prazo de adequação, o controle de micro-organismos adotado nos termos da Resolução ANP nº 886/2022 (art. 38).

Em 26/08/2026, a ATGás ingressou com ação contra a ANP na 4ª Vara Federal Cível da Seção Judiciária do Distrito Federal para derrubar o Método de Capital Recuperado (RCM), metodologia alternativa proposta pela agência para valoração BRA dos contratos-legado da NTS e da TAG, pedindo a declaração de ilegalidade formal e material do art. 6º, § 9º, da Resolução ANP 991/2026.

A associação concentra o ataque no rito regulatório, alegando aplicação retroativa da norma sobre contratos legados homologados (afronta ao ato jurídico perfeito e às Leis do Gás de 2009 e 2021), ausência de regime de transição (art. 23 da LINDB), falta de Análise de Impacto Regulatório (AIR) específica e ausência de consulta e audiência públicas prévias, sustentando ainda que o RCM não é metodologia “amplamente reconhecida e adotada pelo mercado”.

O RCM reduziria em R$ 10 bilhões a base de remuneração dos gasodutos pleiteada por TAG e NTS, sob o entendimento de que os ativos da NTS já estão 100% amortizados.

Em 13/08/2026, foi publicado o Decreto nº 13.094/2026, que regulamenta o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação (ProBioQAV). O Programa, instituído pela Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024), estabelece metas anuais de descarbonização do setor aéreo, por meio da utilização do combustível sustentável de aviação (Sustainable Aviation Fuel – SAF) pelos operadores aéreos.

O novo decreto regulamenta aspectos como os requisitos de certificação de produtores, importadores e agentes de mistura, a metodologia de cálculo das emissões de GEE, a comercialização do certificado de SAF e as competências do CNPE, da ANP e da Anac.

Obrigações do produtor, do importador e do agente misturador

Os produtores, importadores e agentes misturadores de SAF devem garantir que o combustível atenda às especificações estabelecidas pela ANP (art. 5º). Para tanto, deve ser contratada firma inspetora, para realizar a certificação do SAF. Também serão aceitos certificados emitidos conforme os padrões internacionais do CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation) da OACI (art. 10, § 1º, II). Em todo caso, devem ser fornecidos à ANP os dados quantitativos e qualitativos do SAF produzido e comercializado.

O conceito de “agente misturador” abarca o produtor de JET A ou JET A-1, o produtor de SAF e o distribuidor de combustíveis de aviação autorizado a realizar a mistura de SAF com combustível tradicional ou a produzir o combustível de aviação coprocessado. Esse agente é responsável por contratar entidade registradora para escrituração e emissão do CS-SAF, na proporção do volume de SAF comercializado para voos domésticos e internacionais (art. 6º). Além de realizar ou contratar a realização da mistura do combustível, os agentes misturadores podem comercializar o CS-SAF com quaisquer operadores aéreos (art. 7º).

Metodologia

Para fins de cumprimento da meta regulatória pelos operadores aéreos, os valores de emissões equivalente por unidade de energia de SAF serão calculados através da metodologia Análise de Ciclo de Vida – ACV, que analisa os impacts do combustível desde a extração da matéria prima até a destinação final (“do poço-à-queima”). A definição dos valores das emissões deve considerar a ferramenta de cálculo da intensidade de carbono da RenovaBio (Política Nacional de Biocombustíveis), bem como as definições utilizadas pelo CORSIA da OACI (art. 8º).

Certificado de sustentabilidade do SAF

O decreto dispõe que compete à ANP instituir e regulamentar o Programa Nacional de Certificação do SAF nacional (art. 9º). Contudo, apesar de conferir autonomia à ANP para definição das metodologias e procedimentos da emissão do certificado de sustentabilidade, o decreto estabelece que a regulamentação deve observar as definições atualizadas do CORSIA da OACI e da RenovaBio. A fim de evitar a dupla contagem do benefício ambiental associado ao SAF, é vedada a emissão de CBIOs (Certificado de Descarbonização da RenovaBio) na produção de SAF.

O produtor nacional pode eleger a certificação conforme o Programa Nacional de Certificação de SAF, ou de acordo com as definições do CORSIA, enquanto o importador deve certificar o SAF conforme o CORSIA ou programa que eventualmente venha a substituí-lo (art. 10º).

A certificação do SAF será realizada por firma inspetora credenciada junto à ANP. Para obter o credenciamento, devem ser comprovados os critérios técnicos e operacionais exigidos, como capacidade técnica, imparcialidade e experiência no ramo (art. 11, ss.).

A emissão do CS-SAF será realizada por entidade registradora, após a verificação de lastro da operação pela ANP (art. 21, ss.). O certificado deve conter o número de controle pela ANP, além de um número de série. As entidades também devem manter plataforma eletrônica de negociação de CS-SAF, mantendo o registro das operações de emissão, transferência e aposentadoria, junto dos dados de origem, volume e número de série. A ANP poderá disciplinar a cobrança de tarifas pelo uso da plataforma, com base em critérios objetivos, transparentes e antidiscriminatórios.

Comercialização

A comercialização de SAF no mercado deverá observar as normas a serem expedidas pela ANP e pela Anac, a fim de que seja preservada a integridade ambiental dos atributos ambientais. É permitida a separação do atributo ambiental do SAF em relação ao produto físico (book-and-claim) (art. 14). A fim de evitar dupla contagem, a partir da comercialização do CS-SAF, a molécula física correspondente não será apta para contabilização para fins de cumprimento da meta regulatória.

Medidas transitórias

O Decreto prevê mecanismos alternativos para cumprimento parcial de até 5% da obrigação anual (art. 34, ss.). Podem ser utilizados LCAF, CBIO, certificados internacionais de sustentabilidade de SAF e CRVE. Como regra transitória, esse limite será alterado para 15% nos anos de 2027 e 2028 e para 10% em 2029.

Compete ao CNPE monitorar as condições de cumprimento das metas regulatórias (art. 31, ss.). A ANP e a ANAC poderão realizar chamadas públicas para mapear a oferta firme de SAF e de Certificados de Sustentabilidade de SAF (CS-SAF), além de monitorar continuamente o funcionamento e a competição nos mercados de produção, comercialização e certificação de SAF e de CS-SAF.

Ademais, compete à ANAC definir a metodologia de cálculo das reduções de emissões obtidas com o uso do SAF e dos demais instrumentos autorizados (art. 35). Caberá ainda à agência fiscalizar o atendimento das obrigações pelos operadores aéreos, aferir os resultados no exercício subsequente ao da obrigação, divulgar anualmente os índices de conformidade e disciplinar os procedimentos de registro e compartilhamento de informações entre os órgãos envolvidos (art. 36).

Por fim, o Decreto estabelece que a ANP e a ANAC deverão editar toda a regulamentação necessária até 18 de dezembro de 2026 (art. 44). Enquanto não estiverem operacionais os sistemas eletrônicos destinados ao lastro ambiental e à gestão dos certificados CS-SAF, caberá à ANAC definir mecanismos provisórios para comprovação do cumprimento das metas regulatórias (art. 45). Em conjunto, as disposições reforçam a governança regulatória do programa, criam instrumentos de monitoramento e fiscalização contínuos e buscam assegurar a integridade ambiental, econômica e concorrencial do mercado brasileiro de SAF.

Em 14/08/2026, foi publicada a Resolução CNPE nº 12/2026, que altera a Resolução CNPE nº 5/2026. Fica estabelecido que todo biodiesel utilizado para fins da mistura obrigatória ao diesel B deve ser oriundo de unidade produtora autorizada pela ANP e detentora do Selo Biocombustível Social. Na prática, essa disposição impossibilita a utilização do biodiesel importado para esse fim.

Além disso, em 14/08/2026, também foi publicada a Resolução CNPE nº 11/2026, que revogou a Resolução CNPE nº 3/2015, a qual tratava da comercialização e do uso voluntário de biodiesel, visto que o tema foi regulado pela Lei do Combustível do Futuro.

Em 28/08/2026, a ANP abriu consulta pública para revisar as regras de acompanhamento do cumprimento da mistura obrigatória de biodiesel. A minuta altera a Resolução ANP nº 729/2018, que trata do envio de informações à ANP pelos agentes regulados, para autorizar a ANP a acessar as notas fiscais emitidas pelo produtor, distribuidor ou agente de comércio exterior em operações com biodiesel, diesel A e diesel B.

A proposta ainda concede à ANP acesso diário às NF-e das transações de biodiesel, diesel A e diesel B, que envolvam produtores de biodiesel, produtores de derivados de petróleo, importadores e distribuidores de combustíveis líquidos que comercializarem biodiesel, diesel A e diesel B. O sistema informatizado de gestão e disponibilização das NF-e será custeado pelo produtor de biodiesel, em valor a ser determinado pela agência.

Além disso, a minuta altera a Resolução ANP nº 857/2021, que trata das regras de comercialização de biodiesel para atendimento della mistura obrigatória. A nova regra determina que a ANP realize análises de balanço volumétrico, por meio das informações fiscais dos distribuidores de combustíveis líquidos. O fornecimento de diesel A, B ou C será bloqueado para os distribuidores que apresentarem balanços volumétricos inconsistentes ou que deixarem de prover os dados necessários para a análise.

Em 17/08/2026, a ANP abriu participação social acerca das novas versões da RenovaCalc, a ferramenta de cálculo da intensidade de carbono dos biocombustíveis, e da documentação técnica associada no âmbito da RenovaBio. Foram revisados os fatores de emissão de GEE, os parâmetros energéticos e os procedimentos metodológicos utilizadas no cálculo da Nota de Eficiência Energético-Ambiental (NEEA), além da incorporação de novas bases de dados.

As contribuições sociais podem be enviadas até 16/09/2026 para o endereço e-mail renovabio@anp.gov.br.

Em 13/08/2026, foi publicado o Decreto nº 13.096/2026, que regulamenta a Lei nº 14.948/2024 – o marco legal do hidrogênio – e a Lei nº 14.990/2024 – que instituiu o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC).

O Decreto dispõe sobre a implantação da Política Nacional do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono, regulamenta o PHBC e estabelece o Rehidro (Regime Especial de Incentivos para a Production de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono). Além disso, a norma prevê os requisitos e procedimentos para a habilitação do produtor e a certificação do hidrogênio.

Comitê Gestor

O Decreto define o Comitê Gestor do Programa Nacional de Hidrogênio (Coges-PNH2) como colegiado de suporte ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para a implantação da Política Nacional do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono e ratifica os atos anteriores do Comitê (art. 4º). Cabe ao Comitê Gestor propor as diretrizes e políticas relacionadas às atividades de exploração e produção de hidrogênio natural, coordenar e supervisionar o Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2), estabelecer as diretrizes do Rehidro e do PHBC, produzir relatórios técnicos e manifestar-se sobre o desenvolvimento de rotas tecnológicas de hidrogênio de baixa emissão de carbono e o percentual mínimo de utilização de bens e serviços de origem nacional nos projetos de produção (art. 5º).

O Coges-PNH2 é coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e integrado por representantes de diversos ministérios e órgãos, da ANEEL, da ANP, da ANA e da EPE, além de representantes dos Estados e do Distrito Federal, da comunidade científica e do setor produtivo. CCEE, Inmetro e BNDES são convidados permanentes, com direito a voz e sem direito a voto (art. 6º).

Produção de Hidrogênio

O agente produtor de hidrogênio, seus derivados e carreadores deverá obter autorização da ANP (art. 8º). A autorização é dispensada para projetos de PD&I e para a produção destinada a consumo próprio, ao uso como insumo industrial ou a usos não energéticos, hipóteses em que permanece exigido o registro perante o órgão regulador competente. A ANP poderá estabelecer outras hipóteses de dispensa e limitar as hipóteses previstas conforme, entre outros fatores, o volume produzido (art. 9º).

A ANP deverá observar as competências das demais agências reguladoras, em especial da ANA, da ANEEL, da ANTT, da ANTAQ e da ANAC, conforme a activity envolvida. Poderá ser editado ato conjunto entre essas agências para definir diretrizes e requisitos das atividades de produção, transporte e uso de hidrogênio de baixa emissão de carbono, quando couber (art. 10).

O Decreto prevê que as atividades de E&P de hidrogênio natural serão exercidas mediante contratos de concessão. Cabe à ANP regulamentar o procedimento e os requisitos da concessão, definir a necessidade de licitação prévia e estabelecer rito simplificado quando a atividade não ocorrer em regiões de bacias sedimentares, podendo exigir garantias para o cumprimento contratual. Em regiões de bacias sedimentares, a ANP poderá incluir o hidrogênio natural como objeto nas licitações de áreas de E&P de petróleo e gás natural e, mediante solicitação do operador, negociar sua inclusão em contratos vigentes (arts. 11 a 14).

A ANP também deverá regular os serviços de geologia e geofísica aplicados à prospecção do hidrogênio natural e poderá autorizar atividades de aquisição de dados técnicos para sua exploração (art. 15). As entidades produtoras deverão se submeter aos instrumentos de gestão de risco de acidentes ou desastres exigidos pela ANP e pelo licenciamento ambiental. Esses instrumentos deverão considerar metodologia de identificação e análise de riscos, e o plano de ação de emergência deverá identificar cenários acidentais, avaliar a capacidade de resposta e apresentar ações efetivas de resposta (arts. 16 a 18).

Certificação do Hidrogênio

O Sistema Brasileiro de Certificação de Hidrogênio (SBCH2) é composto pelo Coges-PNH2, como autoridade competente, pela ANP, como autoridade reguladora, pelo Inmetro, como instituição acreditadora, e pela CCEE, como gestora de registros (art. 19).

A CCEE será a gestora dos registros dos certificados (art. 19), e a certificação do hidrogênio será realizada por entidades certificadoras acreditadas pelo Inmetro (art. 20). A contabilização da intensidade de emissões de GEE deverá seguir a regulação da ANP, com base na análise do ciclo de vida do hidrogênio (art. 21). As fronteiras do sistema de certificação compreendem desde a extração da matéria-prima até o portão de consumo. Até 31 de dezembro de 2030, poderão ser contabilizadas desde a extração da matéria-prima até o portão de produção; após esse prazo, poderão ser revistas em regulamento, a partir de proposição do Coges-PNH2 subsidiada por estudos coordenados pela ANP (art. 22).

As emissões associadas à produção dos bens de capital de novos projetos destinados à produção de hidrogênio de baixa emissão de carbono deverão ser consideradas e reportadas separadamente até 31 de dezembro de 2030. Essa exigência poderá ser revista a partir de 1º de janeiro de 2031, mediante proposição do Coges-PNH2 subsidiada por estudos da ANP. O reporte poderá ser dispensado quando a autoridade reguladora considerar marginais essas emissões (art. 25).

O certificado emitido pela empresa certificadora deverá ser registrado na base de dados nacional de registros de certificados de hidrogênio, para assegurar a rastreabilidade e evitar a dupla contagem. O serviço de registro será remunerado por quem o requisitar, conforme critérios estabelecidos pela ANP (arts. 26 a 27).

Rehidro

O Rehidro suspende a exigência de PIS/PASEP e COFINS incidentes sobre receitas decorrentes da venda de máquinas, aparelhos, instrumentos e equipamentos novos, da venda de materiais de construção, da prestação de serviços e da locação de máquinas, aparelhos, instrumentos e equipamentos, quando destinados a projetos aprovados de hidrogênio de baixa emissão de carbono e incorporados ou utilizados no ativo imobilizado (art. 29). Na importação, a suspensão alcança o PIS/PASEP-Importação e a COFINS-Importação. A suspensão pode ser usufruída nas aquisições, locações e importações de bens e nas aquisições e importações de serviços para utilização em projetos aprovados pelas pessoas jurídicas habilitadas ou coabilitadas no Rehidro, desde que realizadas entre a data de habilitação e 31 de dezembro de 2026 (art. 30).

A fruição dos benefícios do Rehidro depende de habilitação ou coabilitação prévia, deferida pelo Ministério de Minas e Energia com base em análise técnica da ANP, e de habilitação ou coabilitação definitiva, deferida pela Secretaria Especial da Receita Federal do Brasil (art. 33). A habilitação pode ser requerida pela pessoa jurídica titular de empreendimento de produção de hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados. A coabilitação destina-se a projetos de acondicionamento, armazenamento, transporte, distribuição ou comercialização de hidrogênio de baixa emissão de carbono, de geração de energia elétrica renovável para sua produção ou de produção de biocombustíveis utilizados como insumo (art. 34).

A pessoa jurídica habilitada ou coabilitada deverá aplicar percentual mínimo de 1% do valor total do investimento em projetos de desenvolvimento sustentável de transição energética localizados no País, no prazo de cinco anos contado da habilitação definitiva do empreendimento (art. 35).

Na habilitação prévia, o interessado deverá comprometer-se a observar conteúdo local mínimo de 15% para os sistemas de produção via eletrólise e seus eletrolisadores, de 40% para os sistemas de produção por outras rotas e de 60% na aquisição de materiais e equipamentos correspondentes aos sistemas de distribuição e transporte e na contratação de serviços não relacionados aos sistemas de produção via eletrólise e seus eletrolisadores. Deverá também aplicar percentual mínimo de 1% do valor total do investimento em PD&I. Os percentuais de conteúdo local poderão ser revistos por ato do CNPE, mediante proposta do Coges-PNH2 (art. 37).

A suspensão tributária converte-se em alíquota zero após a incorporação ou utilização, no projeto de hidrogênio de baixa emissão de carbono, dos bens ou serviços adquiridos ou importados com os benefícios do Rehidro. A pessoa jurídica deverá apresentar declaração emitida pela ANP que ateste o atendimento do investimento em projetos de desenvolvimento sustentável de transição energética localizados no País e, nos projetos habilitados, declaração da ANP sobre os requisitos do art. 37, além de certificado emitido por empresa certificadora do SBCH2 que confirme que o hidrogênio coletado ou produzido é de baixa emissão de carbono (art. 31).

Se essas condições não forem cumpridas, a pessoa jurídica beneficiária deverá recolher as contribuições não pagas em razão da suspensão, acrescidas de multa e juros de mora ou de ofício, sem direito ao desconto dos créditos apurados na forma da legislação aplicável (art. 31).

Debêntures Incentivadas

Os projetos aprovados no Rehidro são considerados prioritários para fins de emissão de debêntures incentivadas de infraestrutura nos termos do art. 2º da Lei nº 12.431, conforme regulamentada pelo Decreto nº 11.964 (art. 32).

Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC)

Os créditos fiscais no âmbito do PHBC poderão ser concedidos entre 2030 e 2034, nos termos da Lei nº 14.990/2024 (art. 52). A concessão ocorrerá por meio de procedimento concorrencial promovido, direta ou indiretamente, pelo Ministério da Fazenda, para selecionar projetos de produtores e consumidores de hidrogênio de baixa emissão de carbono e de seus derivados produzidos no território nacional. O edital será submetido previamente a consulta pública. O programa prioriza projetos de consumo próprio de hidrogênio em processos industriais energéticos ou não energéticos, especialmente nos setores de fertilizantes, siderúrgico, cimenteiro, químico, petroquímico e de transporte pesado (art. 53).

Após a sessão pública de apresentação de propostas e a classificação dos proponentes, inicia-se a fase de habilitação, cujo prazo não poderá exceder noventa dias. A participação na sessão pública exige o aporte de garantias em favor da Secretaria do Tesouro Nacional, em valor e modalidades definidos no edital (arts. 55 a 56). Adjudicado o resultado, a pessoa jurídica beneficiada deverá apresentar garantias de até 10% do total do crédito fiscal concedido, também em favor da Secretaria do Tesouro Nacional (art. 57). O resultado será homologado pelo Ministério da Fazenda mediante ato que definirá as condições e os prazos para utilização dos créditos fiscais (art. 58).

Medidas transitórias

As instalações de produção de hidrogênio que já estavam em operação na data de publicação do Decreto deverão requerer autorização da ANP no prazo de até dois anos, contado dessa data (art. 8º, parágrafo único). Enquanto não forem editados os atos complementares previstos no art. 36, caberá à ANP instruir os processos de habilitação e coabilitação prévia no Rehidro, sem prejuízo da publicação da portaria pelo Ministério de Minas e Energia (art. 51).

Enquanto não houver acreditação para escopo específico pela instituição acreditadora, a ANP poderá utilizar a lista de empresas certificadoras acreditadas em escopo similar, estabelecer procedimentos para a habilitação dessas empresas e proceder à sua designação (art. 64).

Em 13/08/2026, foi publicado o Decreto nº 13.095, de 12 de agosto de 2026, que regulamenta os arts. 26 a 29 da Lei nº 14.993/2024 (Lei do Combustível do Futuro), estabelecendo as condições para o exercício das atividades de captura, de transporte por meio de dutos e de estocagem geológica de dióxido de carbono no território nacional.

O Decreto estabelece diretrizes adicionais àquelas previstas no art. 27 da Lei nº 14.993/2024, elenca as rotas tecnológicas para a captura e estocagem geológica, disciplina as condições para autorização e extinção da autorização das atividades reguladas, e é aplicável aos projetos iniciados em data anterior à sua publicação (art. 12).

Rotas Tecnológicas

O Decreto reconhece seis rotas tecnológicas para captura e estocagem geológica (art. 4º, I a VI):

1 – Bioenergia com Captura e Estocagem de Carbono – BECCS

2 – Bioenergia com Captura, Utilização e Estocagem de Carbono – BECCUS

3 – Captura e Estocagem de Carbono – CCS

4 – Captura, Utilização e Estocagem de Carbono – CCUS

5 – Captura Direta de Carbono do Ar com Estocagem – DACCS

6 – Captura Direta de Carbono do Ar com Utilização e Estocagem – DACCUS

Além dessas, a ANP pode estabelecer outras rotas tecnológicas que forem desenvolvidas (art. 4º, parágrafo único).

Diretrizes e planejamento

O art. 2º do Decreto estabelece as seguintes diretrizes, em complemento àquelas previstas na Lei nº 14.993/2024:

(i) promoção da segurança ambiental e operacional das atividades de captura, de transporte por meio de dutos e de estocagem geológica de dióxido de carbono;

(ii) Estímulo à inovação tecnológica e à descarbonização de setores industriais;

(iii) respeito aos contratos vigentes, à propriedade e aos direitos de terceiros;

(iv) garantia de rastreabilidade, de adicionalidade e de permanência das reduções e das remoções de emissões de dióxido de carbono decorrentes das atividades reguladas;

(v) incentivo à formação de hubs multiusuários e ao desenvolvimento de infraestrutura compartilhada de captura, de transporte por meio de dutos e de estocagem geológica de dióxido de carbono, com vistas à otimização de custos, à ampliação da escala dos projetos e à promoção do acesso eficiente à infraestrutura; e

(vi) planejamento de corredores de transporte por meio de dutos de dióxido de carbono, de modo a priorizar o reaproveitamento de gasodutos existentes, quando tecnicamente viável, e a integração com polos industriais e hubs de captura e de estocagem geológica de dióxido de carbono, de forma a garantir eficiência logística e segurança operacional (art. 2º, I a VI).

O MME, com apoio da EPE, deve elaborar o plano indicativo de infraestruturas de captura, de transporte por meio de dutos e de estocagem geológica de dióxido de carbono (art. 6º). O plano deverá considerar, no mínimo: o interesse público; a identificação de hubs para desenvolvimento das infraestruturas; a previsão de estocagem geológica no País; a otimização e disponibilidade das infraestruturas; o aproveitamento e compartilhamento das infraestruturas existentes; a eficiência individual e global das infraestruturas para promover menor impacto de custo sistêmico ao longo do tempo; e as regras de interconexão entre as infraestruturas (art. 6º, § 1º). O plano será revisado a cada dois anos (art. 6º, § 2º).

O Decreto define permanência das reduções e das remoções como a retention do carbono estocado em formação geológica por horizonte temporal mínimo de 50 anos ou comprovação de aprisionamento mineralógico irreversível (art. 3º, IV).

Autorização e regulação

Compete à ANP autorizar, regular e fiscalizar as atividades de captura, transporte por meio de dutos e estocagem geológica de dióxido de carbono, bem como disciplinar as condições técnicas e o procedimento para autorização, regulação, fiscalização e encerramento dessas atividades (art. 7º, caput e § 1º). A ANP poderá exigir a apresentação de garantias e instrumentos que assegurem financeiramente as atividades em todas as suas etapas (art. 7º, § 2º). A autorização da ANP não dispensa o licenciamento ambiental (art. 7º, § 4º). A agência deve dispor sobre o desenvolvimento de modelos de negócios baseados em infraestrutura compartilhada, observados o livre acesso, a transparência e a não discriminação, de forma a favorecer os arranjos multiusuários, a eficiência econômica e a concorrência nas atividades reguladas (art. 10).

A atividade de estocagem geológica de CO₂ não originário com a finalidade de recuperação avançada de hidrocarbonetos (Enhanced Oil Recovery – EOR) será admitida mediante a aprovação, pela ANP, dos planos de desenvolvimento, estando sujeita às obrigações previstas no art. 29 da Lei nº 14.993/2024 (art. 7º, § 3º). A autorização para exercer a atividade de estocagem geológica poderá compreender as fases de: (i) pesquisa e avaliação de estocagem geológica; e (ii) operação de estocagem geológica, com prazos e obrigações estabelecidos pela ANP (art. 8º).

Na hipótese de haver mais de um agente interessado no mesmo bloco de armazenamento, serão obedecidos os critérios de priorização e os procedimentos de conciliação estabelecidos pela ANP, observada a competência do Ministro de Estado de Minas e Energia para definir o uso prioritário após ouvir as partes interessadas (art. 9º).

Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões de GEE

A atividade de estocagem geológica de dióxido de carbono configura-se como atividade de redução ou remoção de GEE e poderá ser considerada no Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SBCE), instituído pela Lei nº 15.042, de 11 de dezembro de 2024, observados os requisitos, as condições e os critérios estabelecidos na legislação e na regulamentação relativas ao comércio de emissões (art. 5º).

Extinção da autorização

A extinção da autorização para atividade de estocagem geológica somente poderá ocorrer após comprovados os requisitos de estabilidade do volume de dióxido de carbono estocado no reservatório geológico e da respectiva frente de pressão, aferidos durante o prazo de monitoramento de 20 anos, contados do término da injeção de carbono no reservatório (art. 11, caput e § 1º). O prazo pode ser reduzido mediante demonstração antecipada do atendimento aos requisitos de estabilidade, com base em modelagem geológica de longo prazo que abranja horizonte temporal mínimo de 50 anos (art. 11, § 5º). Caso os requisitos não sejam atendidos ao término do prazo, a ANP prorrogará a autorização e exigirá a apresentação de novo plano de monitoramento, sujeito à sua aprovação (art. 11, § 2º). A autorização e as obrigações de monitoramento somente serão encerradas quando comprovado, perante a ANP, o atendimento aos requisitos de estabilidade em condições que assegurem a segurança ambiental e operacional da estocagem (art. 11, § 3º).

O encerramento da autorização de estocagem geológica e das obrigações de monitoramento não afastará ou limitará a responsabilidade do operador, ou de seus sucessores a qualquer título, por fatos, riscos ou danos relacionados à estocagem geológica, inclusive quanto à segurança da estocagem, ao reparo de danos ambientais e à indenização de terceiros afetados, nos termos da legislação aplicável (art. 11, § 4º). Caberá à ANP disciplinar outras hipóteses de extinção da autorização, inclusive aquelas decorrentes do descumprimento de obrigações, e respectivos procedimentos e condições aplicáveis (art. 11, § 6º).