Bruno Armbrust • Frederico Accon • Heitor Paiva • Jerson Kelman • Luiz Eduardo Barata • Magda Chambriard • Márcio Ávila • Marcos D’elia • Mariana Mattos • Osmani Pontes • Paula Kovarsky • Paulo Cunha • Wagner Victer • Zilmar de Souza ANÁLISES energiahoje.com / petroleohoje.com Ano 43 - No 486 - brasilenergia.com PETRÓLEO Há bacias alternativas à Margem Equatorial. Será que valem à pena? GÁS Dois grandes gasodutos iniciam a interiorização do gás em MG e BA INOVAÇÃO Transmissão de energia no mar é o foco em laboratório da USP BIOCOMBUSTÍVEIS Laboratório brasileiro domina mais uma tecnologia para o etanol 2G ENTREVISTAS Magda Chambriard, consultora Caio Turqueto, da Copa Energia TRANSMISSÃO Primeiro leilão de linhas do ano comprova apetite de investidores MEIO AMBIENTE Expedição naval mapeia na Foz do Amazonas seu ecossistema SOLAR DISTRIBUIÇÃO Cresce compensação paga pelas distribuidoras aos consumidores Mendubim em operação amplia portfólio renovável da Equinor ESPECIAL Cobertura em texto e vídeo do Vitória Petroshow 2024
Inovação, versatilidade, superação de desafios. Pessoas. É disso que NÓS SOMOS FEITOS. Petrobras. Vencedora pela quinta vez do prêmio OTC Distinguished Achievement Award. Somos referência em tecnologia. Mas isso vai além da inovação que conquistou esse prêmio. Vai de todo o esforço por uma transição energética justa, da capacidade de superar. Vai sobretudo, das pessoas. Foram elas que alcançaram mais essa conquista. Trabalho, estudo, pesquisa e muito inventividade: é disso que vitórias são feitas. Vamos continuar nesse ritmo: transformando inovação em reconhecimento. Petrobras. O Brasil é a nossa energia.
Diretor Presidente Celso Knoedt Diretores Alessandra Alves Patricia Quintão Rosely Maximo Editora Executivo Rosely Máximo Redatores Ana Luisa Egues Celso Chagas Chico Santos Esther Obriem Eugenio Melloni Fernanda Legey Fernanda Nunes Marcelo Furtado Nelson Valencio Sabrina Lorenzi Colunistas Bruno Armbrust, Claudio Sales, Edmar de Almeida, Eduardo Tobias, Frederico Accon, Gonçalo Pereira , Heitor Paiva, Ieda Gomes, Jerson Kelman, Luiz Eduardo Barata, Luiz Henrique Sanches, Magda Chambriard, Márcio Avila, Marcus D’Elia, Mariana Mattos, Osmani Pontes, Paula Kovarsky, Paulo Cunha,Telmo Ghiorzi, Thiago Bao Ribeiro, Wagner Victer, Zilmar de Souza Tratamento de Dados Mauricio Fagundes Programação Visual Ana Beatriz Leta Rafael Quintão ASSINATURAS Assinaturas Alessandra Alves assinaturas@brasilenergia.com.br Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 A e-revista Brasil Energia é uma publicação aberta, suportada unicamente por seus patrocinadores e anunciantes. Publicada desde março de 1982, disponibiliza um acervo, a maior parte digital, de mais de 40 anos registrando os principais fatos e cenários do setor energético brasileiro Você também pode querer assinar uma das nossas publicações especializadas e receber como bônus acesso antecipado ao conteúdo da revista Brasil Energia: • Brasil Energy: Anual, R$ 1.575; Mensal, R$ 150 • Cenarios Eólica: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Gás: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Petróleo: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Solar: Anual, R$ 1.390 • EnergiaHoje: Anual, R$ 1.220; Mensal, R$ 120 • PetroleoHoje: Anual R$ 1.220; Mensal R$ 120 Atendimento ao assinante Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE Paula Amorim publicidade@brasilenergia.com.br Rio de Janeiro Lúcia Ribeiro - (21) 97015-4654 São Paulo Alex Martin - (11) 99200-0956 Fernando Polastro - tel/fax: (11) 5081-6681 EDITORA BRASIL ENERGIA LTDA RUA CONSELHEIRO SARAIVA, 28 SALA 601 20091-030 - RIO DE JANEIRO Tel (21) 3503-0303 4 Brasil Energia, nº 486, 15 de abril de 2024 Novos tempos com uma nova Brasil Energia Depois de muitos meses de inteira dedicação, anunciamos com entusiasmo a estreia do novo portal integrado da Brasil Energia. Mais ágil e funcional, com programação exclusiva, o site brasilenergia.com.br agora reúne, no mesmo ambiente, as oito publicações da editora: PetróleoHoje, EnergiaHoje, Revista Brasil Energia, os quatro Cenários (Petróleo, Gás, Eólica e Solar) e a loja onde oferecemos nossos produtos. O desenvolvimento teve como objetivo reunir todas as entregas de informação relevante num só lugar, facilitando a busca de conteúdos; melhorar a navegabilidade e a segurança do acesso, dificultando a vida de robôs; modernizar o design e abrir espaço para os novos formatos multimídia, como vídeo-entrevistas, vídeo-reportagens, podcasts, entre outras inovações em estágio final de concepção. Entre as novidades podemos destacar a agilidade na navegação entre as diversas publicações assinadas, com senha única; a busca avançada com muito mais possibilidades de refino; a área unificada de serviços gratuitos como Glossário de termos e jargões, agenda de eventos atualizada permanentemente e o Quem é Quem no setor. Como toda obra – o desenvolvimento e posterior migração de sites é uma construção engenhosa – sempre há ajustes a se fazer quando se começa a navegar. Mas estamos aprimorando com celeridade e prontos a atender qualquer dúvida dos usuários. Aos nossos leitores, convidamos a navegar sem moderação e conhecer melhor todos os nossos conteúdos e recursos. Aos nossos assinantes, agradecemos imensamente por nos prestigiar com sua assinatura e, assim, apoiar o jornalismo independente e especializado. Sigamos juntos no aprimoramento do ambiente de debates e na construção de um setor energético cada vez mais sustentável. Acesse www.brasilenergia.com.br Rosely Maximo Editora Executiva
23 a 26 de setembro de 2024 Boulevard Olímpico Rio de Janeiro Saiba mais Um dos maiores eventos de energia do mundo está se transformando. Agora, nós somos ROG. . Novos conteúdos, eixos temáticos, participantes, conversas e muita energia para transformar e avançarmos juntos. Prontos para conectar o hoje com o amanhã? e www.roge.energy @roge.energy
6 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 acesse nossas redes sociais Editora Brasil Energia BrasilEnergiaEditora editorabrasilenergia @brasilenergia @brasilenergia edição 486 sumário petróleo 08 E se Margem Equatorial não sair? gás 38 Novas redes com mais de 300 km avançam em Minas e na Bahia 94 Estudo da EPE estima investimentos de R$ 24 bilhões em rotas de escoamento biocombustíveis 57 LNBR nacionaliza coquetel enzimático para produzir etanol 2G inovação 98 Um projeto para levar e trazer energia às plataformas 100 Lactec inaugura laboratório de ondas e marés transmissão 24 Primeiro leilão do ano comprova apetite de investidores 28 Eletrobras e EDP têm interesse no leilão de transmissão 02/2024 29 Grandes players somam 82% de investimentos no primeiro leilão de 2024 distribuição 62 Compensação aos consumidores chegou a R$ 1,080 bi solar 68 Mendubim entra em operação comercial meio ambiente 102 Expedição segue para a Foz do Amazonas para investigar ecossistema
colunistas especial 70 a 88 Cobertura do Vitória Petroshow 2024 empresas 105 Aquisições, joint ventures e investimentos: veja o que foi destaque nos negócios 23 HEITOR PAIVA Biocombustíveis: Desafios geopolíticos e econômicos 67 FREDERICO ACCON Aneel, TCU e a segurança jurídica para os investimentos em GD 45 BRUNO ARMBRUST Estímulos ao biometano são bem-vindos, mas quem paga a conta? 35 JERSON KELMAN Restrições operativas de usinas hidroelétricas 91 MAGDA CHAMBRIARD Reforma fiscal e as independentes. O bebê e a água do banho 51 MARCOS D’ELIA Combustível do Futuro e o mercado de biometano 20 OSMANI PONTES Investimentos em refino ante os desafios de longo prazo 21 MÁRCIO ÁVILA A ADI sobre o ICMS em contratos de afretamento e apoio marítimo 53 MARIANA MATTOS Agropecuária tem no biogás uma fonte para os fertilizantes 32 LUIZ EDUARDO BARATA Precisamos das hidrelétricas para avançar com eólica e solar 55 PAULA KOVARSKY O futebol e a transição energética 61 ZILMAR SOUZA Energia elétrica da biomassa da cana como reservatórios virtuais 33 WAGNER VICTER Leilão de Reserva de Capacidade e os desafios da competitividade nomes 109 As nomeações nas empresas entrevistas 16 Magda Chambriard, consultora 48 Caio Turqueto, Copa Energia
8 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 petróleo Novas Fronteiras E se Margem Equatorial não sair? Em quais bacias alternativas o Brasil pode continuar explorando para aumentar as reservas após 2030 e não deixar de ser autossuficiente? | POR FERNANDA NUNES |
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 9 Navio-sonda ODN-II em perfuração na Margem Equatorial do RN
10 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 petróleo Novas Fronteiras A produção de petróleo no Brasil está se aproximando do ápice, considerando as reservas atuais, e, ao menos por enquanto, não há perspectivas de ampliar esse horizonte de oferta. Frente ao amadurecimento do pré-sal e às proteções ambientais da Margem Equatorial, quais são as alternativas para o país manter a autossuficiência em óleo na próxima década? Para abordar o tema numa série de matérias especiais, a Brasil Energia ouviu especialistas do governo e da iniciativa privada, e se propõe a destrinchar o perfil e oportunidades das principais bacias, em publicações seguintes. “A classificação de risco de uma área está diretamente ligada à capacidade tecnológica para explorá-la naquele momento. Bacias sedimentares hoje desconhecidas poderão ser mais atraentes no futuro, a depender de ferramentas tecnológicas que rompam barreiras de conhecimento”, avalia o geólogo e consultor João Clark. Ele cita o exemplo da Bacia do Paraná, com a maior parte da sua área coberta por derrames de basalto, uma rocha vulcânica que impede a produção de imagens de qualidade nas camadas inferiores. “Era assim no pré-sal. Até o começo do atual século, não se conseguia enxergar abaixo das camadas de sal e a perfuração de poços nesses ambientes eram caríssimas e demoradas. Hoje, esses paradigmas tecnológicos já foram quebrados”, afirmou. O Brasil conta com 684 bacias sedimentares, entre terrestres e marítimas. Mas apenas 52 têm dimensões razoáveis. Desse total, 22 bacias estão mais alinhadas com as expectativas do setor, segundo o último Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O maior esforço exploratório se concentrou, nas últimas décadas, nas bacias de Campos e Santos, sobretudo no pré- -sal, que responde por 76% da produção diária de óleo e gás, de 4,3 milhões de barris de óleo equivalente (boe), de acordo com os dados da ANP relativos a fevereiro deste ano. A região, no entanto, demonstra esgotamento. O campo de Tupi está em declínio há três anos e o de Búzios está chegando ao limite do seu desenvolvimento. “Como vamos repor reservas se o nosso alvo é principalmente águas profundas? Precisamos nos antecipar. Já estamos perdendo tempo”, questiona a ex-diretora geral da ANP e sócia da Chambriard Engenharia e Energia, Magda Chambriard. O atual diretor-geral da agência, Rodolfo Saboia, concorda que “sem a exploração de novas fronteiras, poderemos voltar a ser dependentes de importação de petróleo”. Por enquanto, o mercado entende como nova fronteira a Margem Equatorial, que teria um potencial comercial evidente, sobretudo na Bacia da Foz do Amazonas, considerando o sucesso da vizinha Guiana. O debate entre a indústria de óleo e gás e ambientalistas sobre a exploração da área, porém, se arrasta e não há sinais de uma conclusão. O presidente do
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 11 Ibama, Rodrigo Agostinho, afirmou, no mês passado, que a presidência da República publicará, em breve, um decreto sobre a necessidade de realização de AAAS (Avaliação Ambiental de Área Sedimentar) para locais sensíveis à exploração de petróleo, como a Bacia da Foz do Amazonas, a principal aposta do setor para ampliar as reservas. As perspectivas, portanto, não são de solução no curto prazo. A Petrobras tem persistido no pedido de licenciamento para perfurar o primeiro poço em águas profundas da bacia, mas continua esbarrando na resistência do órgão ambiental. Como alternativa de nova fronteira, fora da Margem Equatorial, a empresa passou a mirar a Bacia de Pelotas e está de olho também na Costa Oeste Africana e na América Latina. A empresa possui pré-estudos de todas as áreas brasileiras e está adquirindo outros da região africana para, quando houver oportunidade, já estar com o dever de casa pronto. “Temos interesse em qualquer área que tenha bom potencial de petróleo. Mas não tem nada de bom sendo oferecido. Sendo oferecido alguma coisa boa para a gente, a gente participa. Tem leilão neste ano no Suriname, mas não identificamos ainda oportunidades”, afirmou o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes. “O que
12 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 petróleo Novas Fronteiras nos permitiu entrar em São Tomé e Príncipe foram os conhecimentos prévios que os nossos geocientistas já têm daquela área”, complementou. Mendes afirma que a Petrobras só vai realizar estudos sísmicos nas áreas adquiridas em leilão, como em Pelotas. O avanço da empresa sobre as demais bacias dependerá, portanto, da vontade do governo, que define os blocos a serem ofertados. “A gente precisa separar bem o papel da Petrobras como empresa de economia mista, do papel do governo. O governo é quem decide onde ele quer fazer leilões. A Petrobras, como empresa de economia mista, vai lá e adquire ou não”, disse o diretor. A ANP tem em mãos, atualmente, 188 áreas para oferecer ao mercado, entre as quais apenas 13 são de elevado potencial – 8 na Bacia de Campos e 5 na Bacia de Santos. A maioria, 151, é de nova fronteira, ou seja, há pouco conhecimento sobre elas. Poucos foram os poços perfurados nessas áreas e, em alguns casos, nunca houve descoberta. Para parte desse grupo, o acesso à infraestrutura e tecnologia ainda é desafiador. Na carteira de blocos de novas fronteiras da agência reguladora, quase a metade está localizada em águas profundas e ultraprofundas (são 68). Outros 43 estão em águas rasas e as demais, no ambiente terrestre. No universo marítimo, há dezenas de bacias, que se estendem pelas margens Equatorial (5 bacias) e Leste (12 bacias). Ao analisar o potencial brasileiro, a EPE destaca, especialmente, a “possibilidade de avanço das atividades de exploração e produção, na área pleiteada junto à ONU de extensão da Plataforma Continental Jurídica Brasileira, que demonstra, preliminarmente, uma JOELSON MENDES, diretor de Exploração e Produção da Petrobras: temos interesse em qualquer área que tenha bom potencial de petróleo JOÃO CLARK, geólogo e consultor: classificação de risco de uma área está diretamente ligada à capacidade tecnológica para explorá-la RODOFO SABOIA, diretor geral da ANP: sem a exploração de novas fronteiras, poderemos voltar a importar petróleo
Apresentando o SAF™ 3007 super duplex para umbilicais ”Menos é mais” nunca foi tão verdadeiro para o SAF™ 3007 (UNS S83072), nossa liga inovadora projetada especificamente para tubos para umbilical submarino. Este novo super duplex oferece uma alternativa segura, mais leve, mais resistente e mais eficiente que o SAF™ 2507, atual padrão do setor. Sua composição química refinada permite paredes mais finas e menor custo por metro com excelente resistência à corrosão. Com base no sucesso do líder de mercado, SAF™ 2507, lançado pela Alleima em meados da década de 1990, o SAF™ 3007 é a próxima geração. Com mais de 160 milhões de metros entregues a todos os principais fabricantes, SAF™ 2507 estabeleceu o padrão. Agora o SAF™ 3007 está elevando o nível. Leve e fácil de soldar, pode suportar profundidades de até 3.000 metros com pressões chegando a 20.000 psi. Vamos construir juntos o futuro dos umbilicais. alleima.com Menos é mais
14 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 petróleo Novas Fronteiras excelente continuidade das acumulações do pré-sal”. Ela ressalta também as oportunidades no extremo sul das águas ultraprofundas da Bacia de Pelotas, por conta do interesse crescente na porção uruguaia, “impulsionado pelas descobertas, em turbiditos do Cretáceo, na margem conjugada africana”. “Embora, até o momento e ao longo de toda a Bacia de Pelotas, descobertas não tenham sido realizadas, estudos de integração sísmica, estratigráfica e estrutural apontam para a existência de oportunidades análogas”, informa a EPE. A visão do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás (Ineep), no entanto, é que a baixa perspectiva de crescimento das reservas está diretamente relacionada à retração dos investimentos na exploração, nos últimos anos. “Não há como única alternativa a Margem Equatorial, uma região de alta sensibilidade ambiental. Falta atividade exploratória, por exemplo, em porções das bacias de Sergipe-Alagoas”, diz o coordenador-geral do instituto, Mahatma Ramos. Segundo ele, as empresas do porte da Petrobras têm investido mais em exploração do que a estatal, nos últimos anos, inclusive naqueles em que o barril de petróleo está valorizado. O número de poços exploratórios perfurados caiu drasticamente desde 2011, passando de 150 para 22, no ano passado, de acordo com a ANP. Considerando apenas as bacias de novas fronteiras, a queda foi de 26 para 12 no período, sendo que, em 2012, houve um pico de 37 poços exploratórios perfurados em áreas com essa característica. Os números só não são piores por conta dos esforços das petrolíferas que têm como foco o ambiente terrestre, com destaque para a Eneva, a única a explorar em nova fronteira, desde 2019. Your expert for mobile communication devices and solutions in explosion hazardous and industrial areas. WWW.ISAFE-MOBILE.COM ISM_MA0226_240311 5G Smartphone & Tablet
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16 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 entrevista Magda Chambriard “Exploração não reagiu no ritmo devido”
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 17 À frente da ANP quando o supercampo de Tupi foi declarado comercial, em 2008, Magda Chambriard foi personagem ativa do período áureo da história do petróleo no país. Agora que o pré-sal caminha para o amadurecimento, a engenheira avalia que o compartilhamento de infraestruturas entre campos, para reduzir custos, é uma alternativa para o futuro da região. “Vamos descobrir mais no pré-sal? Vamos. As descobertas serão do tamanho de Lula (atual Tupi) ou Búzios? Provavelmente, não”, disse a engenheira. Num cenário em que o pré-sal já não é mais tão próspero e a exploração da Margem Equatorial ainda depende do licenciamento do Ibama, Chambriard aponta as bacias de Sergipe-Alagoas, Pelotas e Parecis como as melhores oportunidades para aumentar as reservas brasileiras. Em sua opinião, com o preço do petróleo em alta, a intensidade do investimento na exploração de novas áreas já poderia ter sido retomada. Leia a seguir os principais trechos da entrevista concedida à Brasil Energia. O que vem após o pré-sal? Logo de cara, a bacia de Sergipe-Alagoas. A Petrobras está com dificuldade de contratar as plataformas. Estamos com dificuldade em um projeto que deve ajudar a repor as reservas e a trazer gás para aumentar a sua inserção e garantir a modicidade tarifária. Que outras oportunidades existem na Margem Leste? Temos a Margem Leste. Mas toda parte do Norte do Espírito Santo, Sul da Bahia, até a fronteira de Sergipe é tida como ambientalmente sensível. Por ali tem Abrolhos e outras áreas nessa condição. No passado, foi tentado abordar Jacuípe, mas não foi adiante também. Esse contexto envolve as bacias de Camamu-Almada, Jequitinhonha até Jacuípe, que são tidas como de sensibilidade ambiental. Então, pouco a pouco, vai sendo inviabilizada a exploração de petróleo e gás no país. Não há alternativa? Vejo a Bacia de Pelotas, que corresponde geologicamente à área da Namíbia, onde houve descobertas relevantes Em entrevista à Brasil Energia, a consultora Magda Chambriard, ex-diretora geral da ANP, avalia o futuro do présal, aponta soluções e novas oportunidades em outras bacias sedimentares para aumentar as reservas brasileiras | POR FERNANDA NUNES |
18 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 entrevista Magda Chambriard que estão sendo abordadas. Bem do lado, apareceu uma descoberta grande da Eni, na Costa do Marfim. O Uruguai, recentemente, licitou áreas (próximas a Pelotas). A Argentina está licitando áreas nessa região. Eu diria que, sem Sergipe-Alagoas e a Margem Equatorial, só consigo pensar em Pelotas. E a Bacia do Paraná? Essa bacia tem 1,3 milhão de km2 no território brasileiro, abrange oito estados. Ela seria o ideal para explorar, até porque seria prioritariamente para gás, pelo que temos conhecimento. Só que, olhando para a Bacia do Paraná, vemos duas camadas imensas de basalto, dificílimas de perfurar e, principalmente, de olhar para ver o que tem embaixo. O melhor levantamento sísmico que tenho notícia foi feito pela ANP. Depois disso, o Estado parou com o investimento. Isso não progrediu. A Bacia do Paraná persiste enfrentando todas as dificuldades do passado, de engenharia e mapeamento. Se ela tivesse mesmo gás em oito estados brasileiros no Sul do Brasil até o início do Centro-Oeste, seria maravilhoso. Mas, por enquanto, isso ainda é uma incógnita cara de enfrentar. Nenhuma oportunidade mais? Outra bacia de nova fronteira que a ANP também tentou enfrentar foi a Bacia do Parecis. Eu, particularmente, acredito que ela merece um investimento público maior. Essa bacia tem cerca de 400 mil km2, localizada na região do agronegócio brasileiro, para gás. A ANP chegou a perfurar um poço estratigráfico. Há indícios de gás. Foi a única bacia brasileira que a carta estratigráfica foi feita pela ANP. Todas as outras foram feitas pela Petrobras. Essa situação me mostra que valeria à pena explorar um pouco mais. Muitos colegas dizem que o risco exploratório é altíssimo. Eu digo: bem-vindos a essa indústria. Nova fronteira é um risco exploratório elevado. Se você pudesse escolher, em quais novas fronteiras da Margem Leste apostaria? Eu acredito que deve ser feita uma concentração de esforços agora em Pelotas e no Parecis. Mas a gente não pode desistir da Margem Equatorial. Nesse ponto, meu foco é a Foz do Amazonas, pelo tipo de geologia, pelo afastamento da costa, pelas águas profundas e pelo talude mais espesso. Indo para o Pará- -Maranhão, que muitos defendem e que é possível que tenha coisa boa lá, já é encontrado parcel. A OGX ficou parada lá por um ano por questões de licenciamento ambiental e depois foi desmobilizada sem conseguir perfurar. Na Bacia do Ceará, houve produção em águas rasas por muito tempo e uma empresa especialista como a Petrobras não se aventurou a ir em águas profundas ali. Isso deve ter algum motivo. Em Barreirinhas, a mesma coisa. E a própria Potiguar. Louvo a iniciativa da Petrobras em perfurar Pitu (campo da Bacia Potiguar). É ótimo ter uma continuidade exploratória. O Brasil está precisando. Em 2023, a Petrobras não perfurou um poço pioneiro. Nas últimas gestões da Petrobras, houve uma queda significativa do investimento em exploração. As petrolíferas internacionais não costumam to-
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 19 mar esse risco na frente da Petrobras. É possível que existam outras oportunidades que não tenham sido exploradas por falta de iniciativa? Certamente. No mundo todo a exploração oscila conforme o preço do petróleo. Isso aconteceu em 2014. Só que, ao longo do tempo, o preço do petróleo foi reagindo e o Brasil não reagiu (na atividade exploratória) no ritmo esperado, por conta do desafio da Petrobras de desenvolver o pré-sal. A sensação de fora é que a Petrobras disse assim: não vou me preocupar com isso porque já tenho trabalho demais para desenvolver o pré-sal. Mas a carteira de projetos de uma companhia não pode ter só o curto prazo. Se eu tivesse que fazer uma crítica a esse momento da falta de exploração, eu diria que, no mínimo, a política da empresa minimizou o longo prazo. Faltou planejamento? Não sei se faltou planejamento ou se foi intencional. Você lembra que o ministro em exercício dizia que a Petrobras não seria nada em 10, 15 anos. Se a decisão é essa, então realmente não há motivo para explorar. Aparentemente, a política da empresa era de venda. Então, se é de venda, outro vai explorar. Isso foi ultrapassado. Estamos num outro momento e espero que a Petrobras se torne um pouco mais agressiva em termos exploratórios, num compasso esperado considerando o atual preço do petróleo no mercado internacional. Se houver um esforço exploratório maior no pré-sal, é possível ainda ter uma grande descoberta? Vamos descobrir mais no pré-sal? Vamos. As descobertas serão do tamanho de Lula (atual Tupi) ou Búzios? Provavelmente, não. Qual o caminho para o pré-sal? O que é o campo de Wahoo, da Prio, se não uma pequena oportunidade no pré-sal, para produzir 40 mil barris em águas ultraprofundas, que sequer se pagaria se fosse desenvolvido sozinho. A Prio está fazendo um tieback de uma plataforma que já está em operação. Do contrário, o projeto não seria viável. A gente tem que entender que tem coisas para abordar, mas elas estão se escasseando. Eu, particularmente, enxergo o futuro do pré-sal e da Bacia de Campos com muitas oportunidades de tiebacks. Mas os volumes de produção são pequenos... Ainda assim, eles ajudam a reduzir custos e a estender a vida produtiva. n ...enxergo o futuro do présal e da Bacia de Campos com muitas oportunidades de tiebacks
20 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 Osmani Pontes é economista, com MBA em mercados de derivativos, opções e futuros pelo Insper e em gestão de portfólios cambiais pela EPGE/FGV. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Osmani Pontes Um importante debate que foi açodado em meio à crise política de 2016 girava em torno dos novos caminhos que a Petrobras optaria para atuação nos diversos segmentos do setor de petróleo e gás e assim condicionaria as demais empresas do setor. Uma das justificativas da política de preços da gestão Parente era de que a estatal deveria reduzir sua participação no setor de refino. Ao contrário de hoje, naquela época não se defendia este ponto por conta da maior necessidade de uma transição energética rápida e eficaz, mas muito mais por uma questão de mercado: entendia-se ali que na medida em que a Petrobras se voltasse cada vez mais para a exploração e produção, e saísse do refino, do transporte e da distribuição (onde houve privatizações), aumentaria a concorrência externa e assim haveria redução do preço no mercado interno. O equívoco dessa ideia se sustentava em dois pontos: o primeiro era não perceber que aumentaria a dependência dos preços internos aos preços externos dentro da chamada equalização de preços - de modo simplificado, não vale a pena vender para o mercado interno se os preços externos são maiores, da mesma forma que se os preços internos são maiores, não haveria exportações. O segundo ponto foi não perceber que a entrada de novos ofertantes de óleo refinado não necessariamente baratearia os produtos para a distribuição, uma vez que haveria efeitos da taxa de câmbio sobre esse derivado refinado no exterior. Dito isso, foi posto em prática o plano de redução do refino nacional. Entre 2016 e 2022, a produção do parque de refino do Brasil diminuiu em 30%, ponto que vem sendo contemplado na atual política de investimentos da Petrobras ao planejar aumentar o número de refinarias no país. Essa questão é fundamental e nosso leitor pode se questionar o motivo pelo qual seria necessário a Petrobras entrar com mais força no setor como alternativa à concorrência externa, e se não seria possível que empresas nacionais entrassem no segmento. A resposta é que as empresas brasileiras além de não terem know-how para o setor de refino por conta de anos de verticalização da Petrobras da exploração à distribuição, passando pelo transporte, há elevados riscos associados nesse segmento. O principal é que há mudanças na qualidade do petróleo ao longo do tempo já que pode ficar mais pesado, ou seja, variar sua densidade relativa (à água) medida pelo grau API (inversamente proporcional à densidade). Além disso, os custos do refino envolvem seguros muito caros e pouco ofertados pelo sistema bancário nacional. A solução seria buscar empréstimos no exterior, mas apesar das taxas de juros menores, a taxa de câmbio poderia oscilar impondo a necessidade de algum instrumento de hedge cambial que faria a empresa ocorrer em custo elevado. A Petrobras teria papel fundamental ao resolver um gargalo microeconômico (baratear o preço que sai do segmento do refino para o transporte e distribuição, tornando, além disso, o derivado menos volátil e de mais fácil previsibilidade nos contratos) e macroeconômico (já que traria alívios ao balanço de pagamentos, uma vez que atualmente o Brasil exporta óleo cru e importa derivado de maior valor agregado). Como nossa demanda é crescente, há uma tendência de saída de fluxo comercial que eleva as pressões cambiais, retroalimentando as pressões sobre o preço do bem importado. Por seu turno, a Petrobras incorre no risco ambiental que todas as empresas do setor se deparam. O refino possui um grau mais elevado de risco ambiental já que nas refinarias há maior risco de explosões, emissão de vapores e gases poluentes. Como a construção envolve tempo, o resultado seria a entrega de refinarias em um momento em que a segurança ambiental será ainda mais importante. Um argumento que indica uma síntese é o mesmo utilizado para compatibilizar a extração de óleo cru em novas fronteiras de reservas, o uso da tecnologia. Torna-se da ordem do dia que o investimento em P&D seja proeminente e que as ferramentas desenvolvidas no país sejam utilizadas para permitir o aumento da participação do mercado interno com minimização ótima dos riscos ambientais. Investimentos em refino ante os desafios de longo prazo
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 21 Marcio Ávila, pós-doutor em direito tributário, doutor e mestre em direito internacional (UERJ), é professor de prática tributária na FADUFF e sócio do escritório Márcio Ávila advocacia e consultoria. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Márcio Ávila A ADI sobre o ICMS em contratos de afretamento e apoio marítimo O Supremo Tribunal Federal (STF) iniciou o julgamento da Ação Direta de Inconstitucionalidade nº 2.779, que questiona a incidência do ICMS sobre a prestação de serviços de transporte marítimo interestadual e intermunicipal e também sobre os contratos de afretamento e de navegação de apoio marítimo. As duas últimas incidências serão objeto de análise neste artigo. Como a ADI foi autuada em 10 de dezembro de 2002, a Suprema Corte começa a analisar o pleito depois de mais de duas décadas. O que está em discussão é a subsunção do afretamento e da navegação de apoio marítimo à hipótese de incidência do ICMS, fundada na prestação do serviço de transporte. O contrato de afretamento, seja este a casco nu, por tempo ou por viagem, está devidamente tipificado na Lei nº 9.432/97 (respectivamente, incs. I a III do art. 2º) e o mesmo ocorre em relação à navegação de apoio marítimo (inc. VII do art. 2º). Em qualquer uma das modalidades de afretamento, o objeto da obrigação é a disponibilização do navio. Não se confunde, portanto, com o contrato de transporte, onde o foco é a entrega do objeto transportado nas mesmas condições em que foi entregue ao transportador. É atécnico comparar o afretamento a outros contratos também tipificados em lei, como a locação e o transporte. Na petição inicial da ADI nº 2.779, o tema do afretamento não deveria sequer ter sido posto no mesmo contexto do transporte marítimo. Se o ICMS incide sobre o transporte, mas o afretamento não é transporte, qual a utilidade de trazê-lo para debate no STF? Agora o tema está posto e o STF começa a enfrentá-lo. O afretamento a casco nu também não equivale à locação, por óbvio. Apesar disso, o próprio STF (AgR no RE nº 503372) já se valeu da Súmula Vinculante nº 31 (“é inconstitucional a incidência do Imposto sobre Serviços de Qualquer Natureza - ISS sobre operações de locação de bens móveis”) para tratar dessa modalidade de afretamento. O Superior Tribunal de Justiça (STJ) também desenvolve raciocínio semelhante, afirmando que “a jurisprudência desta Corte firmou o entendimento de que não incide ISS sobre contrato de afretamento a casco nu, por caracterizar mera locação de embarcação” (STJ, Segunda Turma, AgRg no REsp nº 1.413.650). É inegável que os Tribunais Superiores costumam confundir o afretamento com outras figuras jurídicas quando estão diante do julgamento de um tema tributário. Esse proceder, além de impreciso, viola a Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro (LINDB), prevista no Decreto nº 4.657/42, cujo art. 4º estabelece que, “quando a lei for omissa, o juiz decidirá o caso de acordo com a analogia, os costumes e os princípios gerais de direito”. Não existe omissão quanto ao conceito legal de
22 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 Continuação Márcio Ávila afretamento, razão pela qual não cabe o uso da analogia para a solução de demandas tributárias relacionadas a esse assunto. Aliás, entendimentos jurisprudenciais atécnicos podem gerar práticas tributárias igualmente impróprias. A legislação do PIS e da Cofins, por exemplo, permite a apuração de crédito decorrente da despesa de aluguel (inc. IV do art. 3º da Lei nº 10.637/2002 e da Lei nº 10.833/2003). Se o STJ, por exemplo, afirma que o afretamento a casco nu é uma locação, será que o contribuinte poderia tomar crédito de PIS e Cofins? A resposta deve ser negativa, mas fato é que a assimilação indevida pela jurisprudência de conceitos jurídicos tipificados em lei aumenta os conflitos sociais, ao invés de pacificá-los. Até o presente momento, apenas o relator da ADI, ministro Luiz Fux, apresentou seu voto no julgamento, propondo as seguintes teses, na parte que importa para este artigo, a serem eventualmente aprovadas pelos demais ministros do STF: 3) O ICMS não incide sobre a atividade de afretamento a casco nu, definida pelo art. 2º, I da Lei nº 9.432/97; 4) O ICMS incide sobre as atividades de afretamento por tempo, afretamento por viagem e de navegação de apoio marítimo, tal como definidas pelo art. 2º, II, III e VIII da Lei nº 9.432/97 se, e somente se, o afretamento ou a navegação se limitar com exclusividade ao transporte interestadual ou intermunicipal de bens ou de pessoas. Quanto ao item 3, como o afretamento não é transporte, o ICMS não incide sobre as três modalidades de afretamento (a casco nu, por tempo e por viagem). No que concerne ao item 4, o ministro propõe, para aprovação dos demais ministros, tese de conteúdo antielisivo, ao prever a possibilidade de incidência do ICMS se o afretamento for requalificado para transporte. Isso só pode acontecer se o Fisco entender, no caso concreto, que os elementos do afretamento não estão presentes, mas sim os elementos do transporte. Tal proposta de tese, no meu entender, não se adequa ao papel do STF no controle abstrato de constitucionalidade. O planejamento tributário abusivo sempre foi combatido pelo Fisco e tem seu fundamento em inúmeras normas infraconstitucionais, restando dispensada, portanto, a atuação da Corte Constitucional neste domínio. Ambas as teses deveriam ser aglutinadas para afirmar que o ICMS não incide sobre o contrato de afretamento e a navegação de apoio marítimo porque são figuras jurídicas devidamente tipificadas em lei e são inconfundíveis com o serviço de transporte. Após o voto do ministro Luiz Fux, pediu vista dos autos o ministro Alexandre de Moraes. Em suma, espera-se que o STF conclua o julgamento da ADI nº 2.779 com a devida distinção entre o serviço de transporte, objeto de incidência do ICMS, o contrato de afretamento e a navegação de apoio marítimo. Para que a pacificação dos conflitos tributários seja efetivamente alcançada, a Suprema Corte deve evitar o uso da analogia porque todas as figuras jurídicas em debate estão devidamente tipificadas em lei.
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 23 Heitor Paiva é analista de mercado e atua em Copenhague como analista do mercado de petróleo e combustíveis marítimos na Maersk. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses. Heitor Paiva Biocombustíveis: Desafios geopolíticos e econômicos Os biocombustíveis têm se estabelecido como uma peça fundamental no cenário energético global, impulsionados tanto por iniciativas ecológicas dos governos quanto por preocupações com a segurança energética. Apesar das perspectivas positivas para o futuro, continuam a existir desafios significativos para os combustíveis renováveis. O mercado enfrenta uma série de obstáculos, incluindo a escassez de insumos, processos regulatórios ainda em desenvolvimento e, sobretudo, as complexidades geopolíticas que afetam sua adoção em escala global. O exemplo do Brasil, anteriormente chamado de “Arábia Saudita dos biocombustíveis”, ilustra como a geopolítica desempenha um papel crucial nesse mercado. Isso foi evidenciado mais uma vez em 2023, quando a União Europeia iniciou investigações sobre o aumento do fluxo de etanol brasileiro para a região. O mesmo foi feito com os volumes provenientes dos EUA e Peru. Estima-se que os preços do etanol desses países sejam cerca de 15% mais baixos do que os observados na Europa. A aprovação da Associação Europeia de Produtores de Etanol (ePURE) em “monitorar os fluxos” de países terceiros para a Europa reflete um tipo de “protecionismo verde” que não está diretamente ligado a objetivos ambientais, mas sim a interesses financeiros de certos participantes do mercado. Agricultores europeus, cujos biocombustíveis são altamente subsidiados e, portanto, menos competitivos, fazem parte deste grupo. A oposição ao biocombustível brasileiro muitas vezes é impulsionada por esses interesses. Estes subsídios, no entanto, não são completamente inúteis na ótica europeia; na verdade, eles visam garantir a competitividade do produto europeu. Essa competitividade é afetada pelos custos mais altos de mão de obra e insumos, além da menor produtividade das culturas europeias em comparação com outras regiões. Os subsídios, portanto, procuram equilibrar essa desvantagem e assegurar que os biocombustíveis europeus possam competir no mercado global. Portanto, é fundamental reconhecer que muitas das decisões relacionadas aos biocombustíveis no âmbito legal não são tomadas exclusivamente com base na otimização ambiental, mas sim refletem a busca pela manutenção de privilégios econômicos. Essa abordagem não apenas é equivocada, mas também pode representar um risco significativo para a descarbonização de setores essenciais, comprometendo as metas de neutralidade de carbono.
24 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 transmissão comprova apetite de investidores Primeiro leilão do ano
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 25 O primeiro leilão de transmissão do ano, realizado em 28 de março, durou quase 4h30, comprovando a previsão de grande apetite de empresas proponentes. Longo e diversificado, o certame teve os 15 lotes arrematados, com a participação de grupos tradicionais, caso da EDP, Eletrobras e Energisa, mas também de novas caras, incluindo o fundo de investimento Development Warehouse, Cox, Brasiluz e Consórcio Paraná IV, entre outros. Considerado o segundo maior da história na área de transmissão, soma R$ 18 bilhões em investimentos, com obras em 14 estados. O grupo Eletrobras, através da Eletronorte, arrematou os lotes 1, 3, 5 e 9 do leilão. No lote 5, o grupo foi arrojado e deu um lance de R$ 302 milhões de RAP, com deságio de 31,14%. No lote 3, a disputa ocorreu com a Engie, segunda colocada, em viva-voz, e foi arrematado por R$ 114,4 milhões de RAP e deságio de 26,94%. O lance do lote 5 foi superior à oferta do consórcio Optimus I, cujo deságio foi de 22%, confirmando a assertividade do grupo Eletrobras. O Lote 5, um dos grandes do certame, com 1.116 km de extensão, tem obras em seis estados do Nordeste e prazo de conclusão em dezembro de 2029. Já o lote 3 terá 337 km de linhas de transmissão e 1.800 MVA de capacidade, com obras concentradas no Ceará, com prazo de 60 meses. Nos lotes 1 e 9, primeiros a serem comprados pela empresa, não houve disputa em viva voz (quando há uma diferença de até 5% entre as propostas). No caso do lote 9, a oferta da Eletronorte foi de R$ 11,6 milhões de Receita Anual Permitida (RAP), o que significa um deságio de 59,39%. O lance foi superior ao da segunda colocada, a CEEE, do grupo CPFL (50%). O lote 9 é um dos menores desse certame, com obras na região de Chapecó, contemplando uma linha de transmissão de 6 km e uma subestação de 230/138 kV. A entrada em operação comercial deve acontecer até dezembro de 2027, com 42 meses de execução. Para o lote 1, a oferta de RAP da concessionária foi de R$ 162,3 milhões, o Considerado segundo maior da história na área de transmissão, certame somou R$ 1,8 bilhão em RAP e tem previsão de R$ 18 bilhões em investimentos, com obras em 14 estados | POR NELSON VALENCIO |
26 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 transmissão que representa um deságio de 42,93%. Esse lote envolve obras que somam 538 km de linhas de transmissão no Ceará e Piauí. As obras deverão ser realizadas até junho de 2029, ou seja, 60 meses de prazo. A EDP arrematou três lotes, 7, 2 e 13, agregando o total de R$ 288,4 milhões de RAP à sua carteira, que devem entrar em seu caixa a partir da conclusão das obras, cujo prazo máximo é de 60 meses nos três casos. Para o lote 7 a empresa entrou com lance de R$ 51 milhões de RAP, um deságio de 41%, contra a oferta da segunda colocada – Energisa – de 26%. Com 390 km de linhas de transmissão e 300 MVA de capacidade em subestações, o lote 7 terá 60 meses de prazo de conclusão e obras na Bahia, Tocantins e Piauí. Já o lote 2 a empresa venceu com uma RAP de R$ 135 milhões e deságio de 45,97%. Na disputa em viva voz o Fundo de Investimentos em Participações Development Warehouse não apresentou proposta. Esse lote tem um escopo de 537 km de linhas de transmissão e 60 meses de prazo, restritas ao Piauí. No lote 13, a EDP tem a missão de construir 461 km de linhas nos estados do Piauí, Maranhão e Tocantins. A RAP ofertada foi de R$ 102,4 milhões, com deságio de 36,21%, o menor dos três lotes conquistados. A Energisa também surpreendeu. Embora tenha perdido o lote 7 para a EDP, saiu vencedora do Lote 12, fortemente disputado no viva-voz, com lance de 112,5 milhões de RAP, um deságio de 29,99%. O consórcio Optimus e a Cymi disputaram também esse lote, sendo que o Optimus I parou no valor de R$ 112,7 milhões, ou seja, um deságio de 29,87%. Formado por duas linhas de transmissão – 394 km - no Maranhão e Piauí, o lote 12 tem um prazo de execução de 72 meses para entrega em junho de 2030. Já o fundo de investimentos e participações (FIP) Development Warehouse, cujo gestor é o banco BTG Pactual, venceu três lotes seguidos – 4, 6 e 14. O processo começou com o lote 4, cujo deságio proposto, um dos menores do leilão, foi de 30,5% e uma Receita Anual Permitida (RAP) de R$ 111,7 milhões. O lote tem obras nos estados de Pernambuco, Alagoas, Paraíba e Rio Grande do Norte, com 411 km de linhas de transmissão e 300 MVA de capacidade. Na sequência, o fundo venceu a disputa do lote 6 com a Cymi, segunda colocada, com uma oferta de RAP de R$ 284 milhões e deságio de 49,6%, contra o deságio de 44,56% da Cymi. Esse lote tem 951 km de linhas de transmissão, com obras na Bahia e Minas Gerais. O terceiro lote arrematado foi o 14, com RAP ofertada de R$ 162 milhões – deságio de 53,7%. As obras, nesse caso, envolvem 636 km de linhas de transmissão na Bahia. Os três lotes vencidos pelo Development Warehouse têm prazo de execução de 66 meses, sendo que a operação comercial deve acontecer em dezembro de 2029. A diversificação do certame – que tem outras concessionárias que não disputaram o segundo leilão do ano passado - inclui o consórcio Olympus XVII, que ganhou a disputa pelo lote 15, com deságio de 33,5% e uma RAP final de R$
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 27 Leilão de Transmissão 1/24 Lote Vencedor RAP (R$ milhões) Investimento previsto (R$ milhões) Ágio Km Estados Prazo 1 Eletronorte 162,30 1.700,00 42,93 538 CE, PI 2029 2 EDP 135,00 1.500,00 45,97 537 PI 2029 3 Eletronorte 114,40 983,40 26,94 337 CE 2029 4 Development Warehouse 111,70 990,50 30,5 411 PE, AL, PB, RN 2029 5 Eletronorte 302,00 2.600,00 31,14 1116 CE, PI, PE, AL, BA 2029 6 Development Warehouse 284,00 3.400,00 49,6 951 BA, MG 2029 7 EDP 51,00 528,60 41 390 BA, TO, PI 2029 8 Brasiluz 16,05 142,20 43,27 RJ 2027 9 Eletronorte 11,60 190,60 59,39 6 SC 2027 10 Cox Brasil 29,29 329,00 43,49 104 SP 2028 11 Paraná IV 20,40 221,70 42,42 75 MS 2028 12 Energisa 112,50 932,50 29,99 394 MA e PI 2030 13 EDP 102,40 982,10 36,21 461 PI, MA, TO 2029 14 Development Warehouse 162,00 2.100,00 53,7 636 BA 2029 15 Consórcio Olympus XVII 154,40 1.300,00 33,5 509 MG 2029 Total 1.769,04 17.900,60 Fonte: Aneel 154,4 milhões. As obras envolvem a instalação de 509 km de linhas de transmissão em Minas Gerais, com prazo de 66 meses. O Lote 8, com obras no Rio de Janeiro, tem 1500 MVA de capacidade e o menor prazo do leilão, com 36 meses e operação comercial a partir de junho de 2027. A disputa acirrada foi para o viva-voz entre a Brasiluz Eletrificação e Eletrônica e Consórcio Transformaçu, com vitória da primeira, num lance de RAP de R$ 16,050 milhões e um deságio de 43,27%. Dois novos players confirmaram a oxigenação de empresas entrantes no setor. A Cox Brasil ganhou o lote 10, um dos três últimos disputados nesta tarde. A empresa fez uma oferta de RAP de R$ 29,290 milhões pela instalação de 104 km de linhas de transmissão, de Itararé II a Capão Bonito, no estado de São Paulo, e 900 MVA de capacidade em subestações. O valor representa um deságio de 43,49%, superior ao ofertado pela CEEE, do grupo CPFL, que desistiu da disputa no viva-voz. Já o lote 11 foi vencido pelo consórcio Paraná IV e envolve a ativação de 75 km de linhas de transmissão e 200 MVA de capacidade no Mato Grosso do Sul. A RAP contratada foi de R$ 20,4 milhões, com deságio de 42,42%. Os dois lotes citados têm prazo de 48 meses para serem executados.
LUIZ CARLOS CIOCCHI, diretor-geral do ONS: ampliação da transmissão é essencial para a integração de parques eólicos e solares ao SIN JOÃO MARQUES DA CRUZ, CEO da EDP Brasil: “lotes arrematados poderão ser negociados no futuro” ELIO WOLFF, vicepresidente de Estratégia e Desenvolvimento de Negócios da Eletrobras: “vamos avaliar a oportunidade de criação de valor” AGNES DA COSTA, diretora da Aneel: economia de R$ 30,1 bilhões para o consumidor final 28 Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 transmissão | POR NELSON VALENCIO | Com estratégias diferentes, a Eletrobras e a EDP reforçaram que devem participar do leilão de transmissão 02/2024, previsto para setembro deste ano. A afirmação foi feita durante o primeiro leilão por Elio Wolff, vice-presidente de Estratégia e Desenvolvimento de Negócios da Eletrobras, e por João Marques da Cruz, CEO da EDP Brasil. “Vamos continuar os estudos para setembro e avaliar a oportunidade de criação de valor”, afirmou Wolff. O executivo destacou que houve um amadurecimento da equipe focada no estudo dos leilões, o que explica o desempenho do grupo nos certames mais recentes. Ele lembrou que a Eletrobras disputou nove dos lotes do leilão 01/2023, sendo quatro deles em viva-voz, ou seja, quando a disputa entre os proponentes mais competitivos é de até 5%, e ganhou um. Em dezembro, no segundo certame do ano passado, a empresa disputou dois dos três lotes, mas sem vencer nenhum deles. No leilão de março, a concessionária, por meio de sua controlada Eletronorte, saiu da disputa com quatro lotes ganhos. “O maior sucesso vem da evolução do trabalho interno, com uma equipe reformulada e mais sinergia para identificar o que pode ser capitalizado”, explicou Wolff. “Não se trata de maior agressividade, mas de melhoria contínua”, completou. Já Cruz, da EDP, lembrou que a meta do grupo é criar valor para seus acionistas e que a empresa voltou à disputa em transmissão depois da participação em janeiro de 2021, quando ganhou cinco lotes. Nesse intervalo, a companhia também fez aquisições em Goiás e vendeu cinco lotes, Eletrobras e EDP têm interesse no leilão de transmissão 02/2024 Os dois grupos levaram, juntos, sete dos 15 lotes vendidos no primeiro certame do ano
Brasil Energia, nº 486, 19 de abril de 2024 29 realizando o que o CEO chama de rotação de ativos. De acordo com ele, além desse objetivo, a EDP vê a transição energética como uma das metas em investir em transmissão, ao lado do investimento no Brasil. Em relação aos três lotes arrematados no último leilão, Cruz adianta que eles poderão ser negociados no futuro, como parte da estratégia de rotação de ativos. Agnes da Costa, diretora da Aneel, resumiu os números do leilão, destacando o deságio médio de 40,78% e o RAP alcançado superior a R$ 1,7 bilhão. Com isso, ela estimou uma economia de R$ 30,1 bilhões para o consumidor final, considerando a negociação dos 15 lotes, que somam 6.464 km de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 9.200 MVA, localizados em 14 estados. O ONS, por sua vez, destacou a previsão de investimento de R$ 18 bilhões nos projetos de construção e manutenção das linhas de transmissão. "Assim como ocorre no segmento de energia em todo o mundo, o setor elétrico brasileiro passa por transformações aceleradas e as plantas eólicas e solares são o motor de crescimento do parque gerador brasileiro”, disse Luiz Carlos Ciocchi, diretor-geral da instituição. Para ele, a ampliação da transmissão é essencial para a integração desses projetos ao SIN e para a consolidação do processo de transição energética. | POR NELSON VALENCIO | O primeiro leilão de transmissão do ano, realizado no dia 28 de março, aconteceu sem surpresas, segundo analistas ouvidos pela Brasil Energia. Três proponentes – Development Fund Warehouse, Eletrobras e EDP - arremataram dez dos 15 lotes disputados, representando 82% dos investimentos previstos de R$ 18 bilhões. Para Franceli Jodas, líder de energia da KPMG Brasil, a competitividade marcou o evento, com vários proponentes para cada lote, o que explica o deságio médio de 40,7%. “O que mais chamou a atenção foi a Eletrobras retomando os investimentos, mas também a presença de vários players tradicionais como EDP e Engie, que não levou nenhum lote, mas participou da disputa”, explica. De acordo com ela, a presença de grupos já estabelecidos também deve ser um tranquilizador para a execução das obras. Franceli aposta no uso mais intensivo de tecnologias como gêmeos digitais e Inteligência Artificial no suporGrandes players somam 82% de investimentos no primeiro leilão de 2024 Analistas ouvidos pela Brasil Energia apontam que presença de grupos já estabelecidos deve ser um tranquilizador para a execução das obras, e apetite para leilão de setembro pode continuar
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