DOU 22/05/2025 - Diário Oficial da União - Brasil

                            Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira - ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152025052200086
86
Nº 95, quinta-feira, 22 de maio de 2025
ISSN 1677-7042
Seção 1
III - identificação dos pontos de recebimento e de entrega que poderão
receber o gás natural;
IV - perfil da composição de hidrocarbonetos do gás natural não processado
dos diversos reservatórios do pré-sal que escoará para a Unidade de Processamento de
Gás Natural (UPGN);
V - perfil da composição de hidrocarbonetos do gás natural processado; e
VI - acordos firmados com os transportadores que receberão o gás natural
objeto da autorização.
§ 1º A análise da documentação de que trata o caput fundamentará a
decisão da ANP quanto à aprovação ou não da solicitação de autorização.
§ 2º A ANP poderá solicitar documentação ou informações adicionais para
instrução da análise da solicitação de autorização de que trata o caput.
Art. 12. A autorização de que trata o art. 11 terá início a partir de sua
publicação no Diário Oficial da União.
Art. 13. A autorização de que trata o art. 11 pode ser cancelada pela ANP
no caso de:
I - descumprimento das condições técnicas que a ensejaram nos termos
descritos no processo administrativo;
II - solicitação formal de cancelamento apresentada por parte de qualquer
agente autorizado; e
III - outras causas devidamente motivadas em processo administrativo.
Art. 14. Para fins do previsto no inciso I, art. 13, a ANP realizará avaliação
semestral das condições técnicas que ensejaram a concessão da autorização de que
trata o art. 11.
Parágrafo único. Para a realização das avaliações a que se refere o caput,
o detentor da autorização deverá enviar mensalmente à ANP, até o dia 10 do mês
subsequente, as seguintes informações:
I - volume mensal de gás natural não processado escoado para a UPGN;
II - volume mensal de gás natural processado na UPGN, carregado no
gasoduto de transporte;
III - resultados com valores mínimo, máximo e médio dos teores de
hidrocarbonetos, dióxido de carbono, inertes, índice de Wobbe e poder calorífico
superior; e
IV - relatos de paradas programadas e não programadas, além de outras
ocorrências que resultem na diminuição de produção de gás processado.
Art. 15. Ao longo do período de vigência da autorização de que trata o art.
11, a ANP pode determinar ao detentor da autorização que realize estudos e apresente
informações técnicas com vistas ao encerramento do período de excepcionalidade.
Art. 16. As partes envolvidas na comercialização do gás natural, bem como
os consumidores, podem apresentar à ANP, por meio do sistema eletrônico de
informação (SEI), indícios de intercorrências justificados tecnicamente, relativas ao uso
do gás natural amparado pelo art. 11.
Art. 17. O detentor da autorização deve comunicar aos transportadores,
distribuidores de gás canalizado e aos consumidores localizados nos pontos de saída a
data de início da operação de entrega do gás natural, com antecedência mínima de
quinze dias.
CAPÍTULO IV
DAS DISPOSIÇÕES GERAIS
Art. 18. A análise da característica ponto de orvalho de hidrocarbonetos
(POH) deve ser realizada de acordo com a
ISO 23874 - Natural Gas - Gas
Chromatographic Requirements for Hydrocarbon Dewpoint Calculation ou a ABNT NBR
16338 - Gás Natural - Determinação do Ponto de Orvalho de Hidrocarbonetos,
conforme indicado no Anexo, observados os seguintes critérios:
I - o POH do gás natural deve estar na faixa de -50°C (cinquenta graus
negativos) a 0°C;
II - o ponto de temperatura cricondentherm (PTC) deve ser calculado
utilizando a equação de estado Peng-Robinson; e
III - o resultado do POH deve ser reportado como o valor do PTC quando
esse for inferior ao POH em mais de 5°C relativamente ao especificado no Anexo.
§ 1º Caso o disposto no inciso I ou III não seja atendido, o POH deve ser
determinado pelo método do espelho resfriado, utilizando equipamento calibrado
conforme a ISO/TR 12148 - Natural Gas - Calibration of Chilled Mirror Type Instruments
for Hydrocarbon Dewpoint (Liquid Formation).
§ 2º As calibrações do
equipamento de espelho resfriado, conforme
estabelecido na norma a que se refere o § 1º, devem ser realizadas com intervalo
máximo de um ano.
§ 3º O agente vendedor pode aumentar o intervalo entre as calibrações,
desde que apresente previamente à ANP relatório que comprove tecnicamente que o
equipamento se encontra em conformidade, não necessitando de calibração no
intervalo estabelecido no § 2º.
Art. 19. Caso um duto possua pontos de recebimento e de entrega em
regiões geográficas distintas, devem ser adotados os limites mais restritivos da
especificação, estabelecidos no Anexo, para as características ponto de orvalho de
água, ponto de orvalho de hidrocarbonetos, gás sulfídrico e inertes (N2+CO2).
Art. 20. No caso de terminais de regaseificação de GNL importado, para fins
de emissão do certificado da qualidade em território nacional, ficam dispensadas as
análises das seguintes características:
I - ponto de orvalho de hidrocarbonetos quando a concentração de propano
for inferior a 3,0% (três por cento) molar e a concentração de butanos e mais pesados
for inferior a 1,5% molar (um e meio por cento);
II - gás sulfídrico (H€S);
III - enxofre total;
IV - oxigênio; e
V - mercúrio.
Parágrafo único. A dispensa de que trata o caput não exime o importador
do cumprimento dos limites de especificação estabelecidos no Anexo.
Art. 21. A característica teor de mercúrio, prevista no Anexo, deve ser
analisada a cada quatro meses pelo agente vendedor e pelo importador, a contar do
primeiro fornecimento de gás natural.
Art. 22. As características físico-químicas
do gás natural devem ser
analisadas pelos métodos prescritos na Tabela de Especificação do Anexo, utilizando-se
a versão mais recente desses métodos.
§ 1º Caso um dos métodos de ensaio prescritos no Anexo seja revogado
pela instituição normalizadora ou órgão competente e substituído por outro método, o
agente vendedor poderá adotar o novo método, desde que reconhecido pela respectiva
entidade responsável pela normalização.
§ 2º O disposto neste artigo também se aplica às metodologias de
amostragem a que se referem o art. 5º, §2º e o art. 6 º, §1º.
Art. 23. A odorização do gás natural deve ser realizada conforme as
seguintes condições:
I - no caso de gás recebido por gasoduto na rede de distribuição de gás
canalizado, a odorização deve ser realizada pela concessionária, em conformidade com
as exigências da legislação estadual;
II -
quando a
movimentação do
gás natural
ocorrer por
veículo
transportador:
a) se for gás natural comprimido e destinado à rede de distribuição de gás
canalizado, a odorização deve ser efetuada pelo agente vendedor ou pelo importador,
conforme o caso, utilizando odorizante compatível com o empregado pela distribuidora
local;
b) se for gás natural comprimido não destinado à rede de distribuição de
gás canalizado, a odorização deve ser realizada pelo agente vendedor ou pelo
importador, conforme o caso, antes da sua movimentação e comercialização;
c) se for gás natural liquefeito, a odorização está dispensada devendo o
agente vendedor ou o importador, conforme o caso, adotar procedimentos adequados
para garantir a segurança do transporte e armazenamento, especialmente no que se
refere a possíveis vazamentos.
Art. 24. No caso da odorização do gás natural comprimido, conforme previsto
no art. 20, inciso II, alínea b, o agente vendedor ou o importador deve realizar a análise de
enxofre total, considerando a adição do odorizante na amostra de gás natural.
Art. 25. O gás natural não deve conter impurezas na forma de óleo de
compressor ou de partículas sólidas que interfiram na integridade da operação do
sistema dutoviário ou de qualquer equipamento utilizado por usuário final.
§ 1º Caso haja indícios de presença de óleo ou de partículas sólidas, a
determinação do teor de óleo arrastado na forma de aerossol no gás natural e de
partículas sólidas pode ser realizada utilizando as seguintes normas:
I - ISO 8573 - Compressed air Contaminants and purity;
II - ABNT NBR ISO 8573 - Ar comprimido - Contaminantes e classes de pureza; ou
III - ISO 2615 - Analysis of natural gas - Biomethane - Determination of the
content of compressor oil.
§ 2º Outros métodos de análise para quantificação e controle de óleo de
compressor ou de partículas sólidas podem ser utilizados desde que em comum acordo
das partes envolvidas.
CAPÍTULO V
DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS
Art. 26. A Resolução ANP nº 828, de 1º de setembro de 2020, passa a
vigorar com as seguintes alterações:
"Art. 13. O certificado da qualidade do gás natural comercializado deverá ser
emitido pelo agente vendedor e pelo importador com as informações exigidas no art.
4º, incisos I, II, III, VII e VIII.
Parágrafo único. O agente vendedor
e o importador devem emitir
diariamente o certificado da qualidade, considerando a média, para cada característica
analisada, de todas as análises realizadas no período diário de operação." (NR)
"Art. 14 ..............................................................................................................
§ 1º Os resultados das análises elencadas no inciso II deverão atender à
especificação definida na Resolução ANP nº 982, de 21 de maio de 2025.
§ 2º O transportador poderá optar por não realizar a análise de teor de
oxigênio, devendo, nesse caso, reportar o resultado com um traço." (NR)
"Art. 36. ............................................................................................................
I - ........................................................................................................................
b) agente vendedor, incluindo o importador de gás natural;
......................................................................................................................"(NR)
"Art. 37. Os resultados das análises, com periodicidade semanal, mensal,
bimestral, trimestral ou quadrimestral, conforme o caso, dos seguintes produtos
deverão ser enviados à ANP por meio do sistema informatizado disponível em sua
página na internet:
...........................................................................................................................
VI - para o diesel verde, conforme estabelecido na Resolução ANP nº 842,
de 14 de maio de 2021; e
VII - para o gás natural, conforme estabelecido na Resolução ANP nº 982,
de 21 de maio de 2025.
...................................................................................................................." (NR)
Art. 27. O agente vendedor, o importador e o transportador devem
implementar as novas exigências de qualidade, conforme aplicáveis, dentro dos
seguintes prazos contados a partir da entrada em vigor desta Resolução, de até:
I - trinta e seis meses para a adoção da análise por amostragem em linha,
conforme disposto no art. 5º, §2º e no art. 6º, § 1º, em substituição à amostragem manual;
II - vinte e quatro meses para a realização da análise diária obrigatória da
característica ponto de orvalho de hidrocarbonetos; e
III - vinte e quatro meses para a realização obrigatória da análise do teor
de mercúrio no gás natural de produção nacional e importado, com periodicidade
quadrimestral, conforme disposto no art. 21.
§ 1º No prazo de noventa dias, a contar da entrada em vigor desta
Resolução, o agente vendedor, importador e transportador devem encaminhar à ANP
cronograma de implementação das novas exigências de qualidade prescritas nos incisos
I, II e III.
§ 2º Até o cumprimento das novas exigências previstas nos incisos I, II e III,
os agentes econômicos a que se refere o caput, conforme aplicável, devem observar
os seguintes procedimentos:
I - a cada vinte e quatro horas, a partir do primeiro fornecimento, realizar
a coleta de amostra de gás natural, por amostragem manual, nos termos da norma ISO
10715 - Natural gas - Gas sampling, nos pontos de recebimento e de entrega, e a
análise em laboratório da amostra coletada;
II - a análise do ponto de orvalho de hidrocarbonetos deve ser realizada
quando os teores de propano, de butanos e mais pesados forem, ambos, superiores a
3,0% (três por cento) e 1,5% (um e meio por cento) molares, respectivamente; e
III - a análise do teor de mercúrio deve ser realizada a cada seis meses, a
partir do primeiro fornecimento, no caso do gás natural importado, exceto para o GNL
importado.
Art. 28. Ficam revogadas:
I - a Resolução ANP nº 16, de 17 de junho de 2008;
II - a Resolução ANP nº 7, de 19 de abril de 2010; e
III - o inciso VI do art. 3º e o art. 43 da Resolução ANP nº 828, de 1º de
setembro de 2020.
Art. 29. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
PATRICIA HUGUENIN BARAN
Diretora-Geral Interina
ANEXO
(a que se referem os art. 2º, art. 3º, art. 4º, III, art. 5º, §§ 1º, 5º, 6º e 7º,
art. 6º, art. 10, caput, I, alínea "b", § 2º, I e II, § 3º, I, e § 4º, art. 11, caput, art. 18,
caput e III, art. 19, art. 20, parágrafo único, art. 21 e art. 22, caput e § 1º, da
Resolução ANP nº 982, de 21 de maio de 2025.)
Tabela - Especificação do Gás Natural.
. CARAC TERÍSTICA
U N I DA D E
.LIMITE
.MÉTODO (1), (2)
. .
.
.Norte
.Nordeste
.Centro-Oeste,
Sudeste e Sul
.NBR
.ASTM D
.ISO/EN
. Poder 
calorífico
superior (3)
.kJ/m³
.34.000 
a
38.400
.35.000 a 43.000
15213
3588
6976
. .
.kWh/m³
.9,47 
a
10,67
.9,72 a 11,94
.
.
.
. .Índice 
de
Wobbe
(3), (4)
.kJ/m³
.40.500 
a
45.000
.46.500 a 53.500
.15213
.--
.6976
. .Número de metano,
mín.
(5), (6)
.-
.anotar
.65
.--
.--
.15403-1
EN
16726
. .Metano, mín.
.% mol.
.68,0
.85,0
.14903
.1945
.6974
. .Etano, máx.
.% mol.
.12,0
.14903
.1945
.6974
. .Propano, máx.
.% mol.
.3,0
.6,0
.14903
.1945
.6974
. .Butanos 
e
mais
pesados, máx.
.% mol.
.1,5
.3,0
.14903
.1945
.6974
. .Oxigênio, máx.
.% mol.
.0,50
.14903
.1945
.6974 (7)
. .Inertes 
(N2+CO2),
máx. (8)
.% mol.
.18,0
.8,0
.6,0
.14903
.1945
.6974
. .CO2, máx.
.% mol.
.3,0
.14903
.1945
.6974
. Enxofre total, máx.
(9), (10)
.mg/m³
.70
15631
4468 5504
6228
7165
6326-3
6326-5
19739
. .
.mgS/m³
.anotar
.
.
.
. .Gás Sulfídrico, máx.
(8)
.mg/m³
.10
.13
.10
.15631
.4084
5504
6228
7165
.6326-3
19739