Entrevista com Magda Chambriard, presidente da Petrobras “O pré-sal é único, mas dá para esperar coisa boa na Margem Equatorial” Ano 44 - No 495 - brasilenergia.com TRANSIÇÃO ENERGÉTICA Sistemas isolados aos poucos vão abandonando o óleo ARMAZENAMENTO Baterias e usinas reversíveis como opções tecnológicas COMBUSTÍVEIS O novo oleoduto da Petrobras para atender o agronegócio GÁS A estratégia da Bahiagás para suprir cinco mercados baianos ÓLEO E GÁS Os planos das independentes para a produção no onshore TERMELÉTRICAS Parque cresce 5,2 GW até o final do próximo ano COBERTURA ESPECIAL Bahia Oil & Gas Energy 2025
UMA PRODUÇÃO COM MENOS EMISSÕES PETROBRAS. LÍDER NA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA JUSTA. O BRASIL É DOS BRASILEIROS. Com um investimento de US$ 1,3 bilhão até 2029 no Programa Petrobras Carbono Neutro, no Fundo de Descarbonização e na compensação por créditos de carbono de qualidade, a Petrobras reafirma seu compromisso permanente com a redução de suas emissões totais em todos os processos de extração e produção.
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Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 5 O Brasil é grande produtor de gás natural, associado ou não ao petróleo, ao mesmo tempo em que tem um potencial enorme de produção de biogás originário das atividades agrícola, pecuária, florestal, industrial e da sua população urbana, que produz muito lixo e muito esgoto. Boa parte do gás natural produzido, por estar distante da costa, tem sido usado de forma mais econômica para manter a pressão dos reservatórios e com isso expulsar mais petróleo, mais rentável às petroleiras mas também ao país, sobre o qual recolhe royalties, participações especiais e os impostos comuns. Pela mesma razão econômica, a rede de gasodutos se expandiu até aqui ao longo da costa, com duas exceções, o Gasbol e o gasoduto Urucu-Manaus. O primeiro, por declínio do gás boliviano, precisa encontrar novas fontes de suprimento, atravessando extensas regiões de produção de cana e do agronegócio em geral. O biometano, purificado a partir do biogás, começa a atender algumas cidades, demonstrando na prática que a soma de pequenas produções resulta em grandes volumes. Além de ser renovável por natureza, o biometano é sustentável na razão em que quase sempre resolve problemas de passivos ambientais, seja no campo, na indústria ou nas cidades. São duas riquezas que se complementam. O gás natural precisa do biometano para desenvolver mercados e justificar gasodutos. O biometano precisa de gasodutos para poder chegar aos mercados capilarizados. Celso Knoedt Diretor Presidente edição 495 sumário olá leitor, TRANSIÇÃO ENERGÉTICA 18 Captura de carbono é condição para o Net Zero do Brasil em 2050 78 Sistemas isolados aos poucos abandonam o óleo ARMAZENAMENTO 24 Baterias e usinas reversíveis como opções NEGÓCIOS 30 Mercado de seguros para energia e os riscos de eventos extremos COMBUSTÍVEIS 36 Brasil atingiu 1.633 plantas de biogás em 2024 66 Novo oleoduto da Petrobras vai transferir rota de abastecimento do Norte para SP 112 Primo pobre do milho, sorgo é promessa na produção de etanol GÁS 42 A estratégia da Bahiagás para suprir mais cinco grandes mercados baianos 70 Antecipação do gasoduto do projeto Raia ÓLEO E GÁS 46 Petroborn planeja investir US$ 35 milhões para expandir produção na Bahia 48 Alvopetro quer dobrar produção de gás e mira novos blocos no Recôncavo 52 Brava investe em tecnologias pioneiras para aumentar eficiência em campos onshore TERMELÉTRICAS 54 Parque cresce 5,2 GW até final de 2026 REFINO 60 Retomada do Trem 2 da Rnest com novo formato 64 Acelen vai investir R$ 600 milhões na Refmat em 2025
6 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 8 MAGDA CHAMBRIARD Petrobras “O pré-sal é único, mas dá para esperar coisa boa na Margem Equatorial ” edição 495 sumário EDITORA BRASIL ENERGIA – Rua Conselheiro Saraiva, 28 / 601, CEP 20091-030 – Rio de Janeiro - Tel (21) 3503-0303 - www.brasilenergia.com Diretor Presidente: Celso Knoedt – Diretores: Alessandra Alves, Patricia Quintão, Rosely Maximo – Editora Executiva: Rosely Maximo – Redatores: Ana Luisa Egues, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Esther Obriem, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Liana Verdini, Marcelo Furtado, Nelson Valencio, Sabrina Lorenzi - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta e Larissa Sayuri Foto capa: Roberto Farias/Agência Petrobras ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.795; Mensal, R$ 172 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1. 585 ATENDIMENTO AO ASSINANTE: Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE: Paula Amorim, publicidade@brasilenergia.com.br - Lúcia Ribeiro (21) 97015-4654, Alex Martin (11) 99200-0956 e Fernando Polastro (11) 5081-6681 ENTREVISTAS COLUNISTAS 41 BRUNA DE SOUZA MORAES Lições sobre a produção de biogás a partir dos Resíduos Sólidos Urbanos 45 BRUNO ARMBRUST Terminais de GNL e a segurança energética do Brasil 89 CLAUDIA BETHLEM Manguezais, carbono azul e justiça climática. O que significam? 35 FREDERICO ACCON Reforma do setor elétrico e os impactos na segurança jurídica 29 JERSON KELMAN Quero votar no Deepseek 50 JOSÉ ALMEIDA DOS SANTOS Onde Explorar e Descobrir novas Reservas de Petróleo no Mundo? 69 MARCELO SOUZA DE CASTRO Os efeitos do empreendedorismo em O&G e na Transição Energética 120 MÁRCIO ÁVILA Lei de Acesso à Informação nas empresas estatais 90 OSMANI PONTES Jabutis das eólicas, irresponsabilidade e desmobilização 116 PAULA KOVARSKY A urgência da descarbonização e suas incoerências 16 WAGNER VICTER A Energia como pauta no Brics NUCLEAR 72 Fonte ganha fôlego como alternativa para a descarbonização GERAÇÃO 84 Ondas, marés e correntes marítimas têm potencial de 17 GW HIDRELÉTRICAS 91 PCHs e CGHs na raiz do cooperativismo rural COBERTURA ESPECIAL 96 Bahia Oil & Gas Energy 2025 TRANSMISSÃO 107 A primeira rede subterrânea de alta tensão de 500 kV do Brasil DISTRIBUIÇÃO 117 Novo modelo ante a abertura da baixa tensão
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 7 imagem do mês Complexo Ventos de São Zacarias amplia capacidade instalada no Nordeste A Casa dos Ventos inaugurou, em junho, o complexo eólico Ventos de São Zacarias, de 456 MW, localizado nos municípios de Simões (PI) e Araripina (PE). Com investimento total de R$ 3 bilhões, o parque foi construído ao longo de três anos e conta com 80 turbinas distribuídas entre 10 parques. A energia produzida, estimada em 2000 GWh, será destinada, por meio de contratos de longo prazo, às operações industriais da Hydro no Brasil, incluindo a mina de bauxita Paragominas e a refinaria de alumina Alunorte. O restante da produção será vendido no mercado livre.
8 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 entrevista Magda Chambriard | POR FERNANDA NUNES E ROSELY MAXIMO | A celeridade é a marca do seu primeiro ano de gestão, segundo Magda Chambriard, à frente da Petrobras desde 19 de junho de 2024. Mas “a caneta não resolve tudo”, disse ela à Brasil Energia, nesta entrevista. A venda do gás do pré-sal para a Braskem pode acontecer, mas vai depender da negociação com um novo sócio na petroquímica, ainda indefinido. A saída do onshore na Bahia é uma possibilidade, porém em estudo. E muitos projetos de transição energética ainda dependem da maturação da pesquisa e do desenvolvimento para sair do papel. “Temos que tomar muito cuidado com a nossa ansiedade. O mais rápido possível, algumas vezes, não é o mais eficaz possível, o mais rentável possível e benéfico para a sociedade como um todo”, afirmou Chambriard. Além de priorizar pela maximização dos resultados, a executiva aposta na persistência. Tem sido assim no processo de licenciamenO pré-sal é único, mas dá para esperar coisa boa na Margem Equatorial Em entrevista à Brasil Energia, a presidente da Petrobras contou que já deu entrada no pedido de licenciamento ao Ibama para perfurar mais sete poços na Bacia da Foz do Amazonas. Ela disse também pensar em sair do onshore e vender gás de Santos à Braskem, na Bahia, via duto
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 9 Foto: Marcus Almeida
10 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 entrevista Magda Chambriard to da Margem Equatorial, que, em sua opinião, sempre foi uma possibilidade. A presidente da Petrobras é otimista. Mas já vem alertando que a perfuração do tão almejado primeiro poço pode resultar em frustração. Por isso, a Petrobras deu entrada no licenciamento ambiental para perfurar outros sete poços na Bacia da Foz do Amazonas. Os relatórios de cada um deles já foram entregues ao Ibama. Ainda que tudo caminhe conforme o esperado no Brasil, a petrolífera não está disposta a abandonar os planos de ampliar sua presença em regiões de novas fronteiras também no exterior. Na Costa do Marfim, negocia condições de contrato. A empresa apresentou declaração de interesse por áreas ao governo do país no início deste mês. Na Índia, ela, atualmente, avalia blocos de rodada passada e outros de um leilão que está por vir. “Achamos que a Índia fez o trabalho de casa correto. O país tem cerca de 6 milhões de capacidade instalada de refino e produz cerca de 800 mil barris por dia de petróleo. Esse é o tamanho da sua necessidade de importação. Estamos exportando para a Índia e indo lá para ajudá-los a produzir, de olho no mercado consumidor”, destacou Chambriard. Veja a seguir os principais trechos da entrevista: Qual a marca do seu primeiro ano de gestão na companhia? Celeridade. Nosso desafio foi fazer mais por menos, de forma célere, maximizando os resultados. Quais marcos e desafios você destacaria? Nós entregamos, ao longo do primeiro ano, quatro grandes plataformas de produção. Duas delas, antes do prazo e as outras duas, no prazo exato. Esse foi um desafio. Outra coisa que olhamos muito foi a recomposição da frota de barcos de apoio e de navios para comercializar derivados. Decidimos modernizar a frota para garantir mais apoio para as nossas atividades. Temos 52 barcos de diversos tipos para serem contratados até o fim do ano que vem. Destes, já temos 40 contratados. Já temos, por exemplo, dois desses barcos em Santa Catarina, 50% construídos e, muito provavelmente, vamos entregá-los no ano que vem. Outra questão foi o uso das refinarias. Estamos operando com 93% da capacidade. É mais produto, com mesmo esforço e capacidade instalada. Estamos também ampliando a capacidade de refino. Concluímos o Trem 1 da Rnest, em Pernambuco, e estamos licitando o segundo trem. Ampliamos o número de lotes a contratar, conversando com o mercado e, nos dois primeiros lotes, invertemos a forma de contratação e economizamos quase R$ 1 bilhão. Estamos atuando também na logística, com produtos novos, abrindo mercado, como do bunker com 24% de conteúdo renovável. São esforços em todas as direções que estão sendo recompensados. E o que você gostaria de ter feito, mas não conseguiu? Fechar o acordo da Braskem e colocar a Braskem no rumo como a sexta maior petroquímica do mundo.
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 11 Por que não conseguiu? A Braskem é uma questão mais complicada, porque envolve parceiros e parceiros endividados. Tem toda uma questão com dívidas em bancos, que acabam nos complicando um pouco, mas nós vamos conseguir. O que você gostaria que acontecesse na Braskem? A governança da Braskem é muito diferente da Petrobras. Com essa governança, a gente deixa para trás sinergias importantes que poderiam ter com nossas partes relacionadas. A Braskem é totalmente dependente do gás para ser mais rentável e a gente nunca pensou em conjunto, por exemplo, como o gás do pré-sal pode chegar à Braskem na Bahia, dentre outras diversas situações. Esse é um exemplo, mas as sinergias são imensas e nós entendemos que elas não são aproveitadas. A ideia seria levar o gás liquefeito para a Bahia? Não, via duto. Temos gasodutos de transporte que cruzam a Bahia. Uma mudança dessa não é tão grande, mas ela precisa ser muito conversada, articulada, engendrada em parceria. A gente, atualmente, trabalha em partes e um mais um dá menos que dois. Essa é a nossa percepção. Como investir com celeridade, num cenário de oscilação de preços e instabilidade, como o atual? A questão não é o cenário externo, mas como trabalhamos internamente. Um desafio comum a toda grande instituição é a comunicação. Então, a Petrobras é extremamente reconhecida e tem profissionais magníficos, mas o nosso diagnóstico foi de que as áreas precisavam conversar mais. Reforçamos a ideia de que temos que trabalhar mais em grupo e entender na parte seguinte como a anterior está trabalhando, quais são os gargalos, os benefícios da sinergia, como agregar valor ao trabalho alheio. É uma forma de encarar parcerias. Trabalhar mais em parceria com outras empresas também é bem-visto? Em termos de parceiros externos, temos a área de exploração muito pouco ressaltada nos últimos anos. A atividade exploratória é inerentemente de parceria. Sobre o onshore baiano: “temos que reconhecer que o cenário mudou muito...e também que existem empresas capazes de operar isso em benefício da sociedade”.
12 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 entrevista Magda Chambriard E é isso que estamos fazendo. Estamos fazendo nossa história de novas fronteiras, no Brasil e no exterior, em parceria. Neste cenário de instabilidade, o plano de investimento do próximo quinquênio pode vir menor ou o ritmo de crescimento desacelerar? Nós vamos ter que mirar nos investimentos mais rentáveis possíveis. Alguns foram planejados num nível de preço de petróleo que não vai mais se realizar. Esses, no mínimo, podem ser um pouco postergados. Agora, investimentos de exploração e produção elegíveis a um barril a US$ 45, se postergados, têm o valor destruído. A maioria dos nossos projetos não está nesse patamar. Mas o orçamento de 2025 a 2030 vai ser menor? A gente ainda está trabalhando nisso. Esperamos que não. Os projetos de transição energética estão em risco? A gente tinha projetos de solar, eólica e hidrogênio. A gente tinha muita eólica offshore (no portfólio). Eólica offshore é mais difícil. Os projetos são até três vezes mais caros do que o de uma eólica onshore. Estamos acreditando que vamos ter que investir muito em pesquisa e desenvolvimento para melhorar a efetividade dos projetos. Inclusive, de etanol de segunda geração, diesel sintético, gasolina sintética… tudo isso ainda vai exigir muito dinheiro de pesquisa e desenvolvimento. As pesquisas das tecnologias da transição energética vão se estender por mais tempo do que se previa? Do que se previa não, do que o mundo está efetivamente realizando. Para chegar a 2050 com 8% de contribuição, no nosso portfólio, de geração de energia por fonte totalmente renovável, solar e eólica, sem pesquisa e desenvolvimento, o valor a investir é quase dez vezes maior (comparado às fontes fósseis). Se a gente fizer isso com etanol, biodiesel, óleo vegetal coprocessado, solar, eólica e hidrogênio, é mais ou menos quatro vezes maior, o que tem que ser reduzido para, pelo menos, dois. E a gente só vai fazer isso com pesquisa e desenvolvimento. Qualquer inserção tecnológica precisa ser efetiva. E ela só é efetiva quando o projeto está sólido e quando foi investido o suficiente. “A gente tinha muita eólica offshore no portfolio..projetos até três vezes mais caros do que o de uma eólica onshore.”
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 13 Etanol, no ranking dos combustíveis da transição, continua como de interesse da Petrobras? Está sim nos planos desse quinquênio voltar para a produção de etanol. Estamos analisando parcerias. E a eletrificação das plataformas também continua no radar? Temos alguma coisa, mas está no nível ainda de projetos de pesquisa e desenvolvimento. A exploração da Margem Equatorial já é uma realidade? Eu sou otimista. Nunca pensei que a margem não fosse sair. Eu só penso que ela, para sair, precisa de muita dedicação, empenho e persistência. A Petrobras entregou tudo que o Ibama pediu. Estamos seguros. Não há razão, pelo nosso ponto de vista, para essa licença não ser dada. A gente continua otimista em perfurar a margem e acreditamos que ela vai dar bom resultado. Dá para esperar algo parecido com o pré-sal na Foz do Amazonas? O pré-sal é único. Mas dá para esperar coisa boa. No pré-sal, a existência de 50 bilhões de barris não é improvável. Já na Guiana, são 11 bilhões de barris. Na Namíbia, o mesmo. Então, acho que a Margem Equatorial pode ficar por aí, o que é maravilhoso. E qual a sua expectativa para o restante da Margem Equatorial, além da Foz do Amazonas? O restante da Margem Equatorial vamos ver ainda. Estamos estudando. Os resultados do Rio Grande do Norte foram positivos, mas não foram dessa ordem. A aposta maior é, realmente, a Bacia da Foz do Amazonas. Por enquanto, sim. Qual será o plano da Petrobras, se o bloco 59 der seco, após tanto esforço pelo licenciamento? A gente tem oito poços para perfurar na Foz. Mas eles não têm licença… A gente já deu entrada nos processos de licenciamento ambiental dos outros sete. Os relatórios já estão no Ibama. Acredito que saindo a primeira licença, as demais serão mais fáceis. Também acredito nisso. Diante de investimentos tão vultosos, porque continuar no onshore, especialmente na Bahia? Esse é um ponto que nós vamos ter que voltar a olhar, porque a gente tem que reconhecer que o cenário mudou muito. E temos que reconhecer também que existem empresas capazes de operar isso em benefício da sociedade brasileira. Se a gente não conseguir entregar, e isso vai ser analisado no plano de negócios, certamente, vamos procurar quem possa. A ideia seria procurar quem possa com vocês ou desinvestir? Não está ainda decidido isso. Vai ser resultado de análise.
14 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 entrevista Magda Chambriard Pensando na estratégia no exterior, por que investir na Índia, um país sem tradição na produção de petróleo? Nós recebemos o ministro do petróleo da Índia, que veio nos dizer que o que fizemos no Brasil em termos de exploração e produção não tem precedente no mundo e que ele gostaria que a gente fosse à Índia olhar oportunidades. Estamos estudando blocos da nona rodada que já foram concedidos, estamos analisando e pretendendo participar da 10a. rodada. É uma nova fronteira arriscada, mais do que a África. É uma nova fronteira onde a gente tem menos experiência, porque na África a gente tem muita experiência por conta da proximidade geológica. A Índia, de fato, é uma nova fronteira. O país fez um movimento interessante, porque ele reviu as participações governamentais e está ofertando blocos muito grandes, de 10 mil km2. Só para efeito de comparação, um bloco no Brasil em águas profundas tem 720 km2. Quando a gente vai para uma área menos conhecida, como é o caso da Índia, os blocos precisam ser maiores. Essa é a lógica exploratória. Achamos que a Índia fez o trabalho de casa correto. A Índia tem cerca de 6 milhões de capacidade instalada de refino e produz cerca de 800 mil barris por dia de petróleo. Esse é o tamanho da sua necessidade de importação. Estamos exportando para a Índia e indo lá para ajudá-los a produzir, de olho no mercado consumidor. Como estão as negociações na África? A gente fez uma manifestação de interesse para a Costa do Marfim. Ficamos felizes com a pronta resposta e agora estamos negociando as condições de contrato. Eles têm blocos em águas profundas e ultra profundas. É isso que estamos indo fazer lá. Mas, de novo, tudo isso está acontecendo ao passo de uma transição energética justa. A gente precisa do retorno do E&P para garantir a pesquisa e o desenvolvimento que vai ancorar a transição energética justa. É preciso reforçar a ideia de que exploração e produção de petróleo e gás não são incongruentes com a transição energética. Ao contrário, ela é pilar para isso. E o gás natural entra firme na transição energética. Qual a estratégia agora? Quando a gente chegou, se deparou com projetos de produção com plataformas de grande porte em Búzios, que será o maior campo do Brasil, sem capacidade de exportação de gás para a terra. A capacidade de produção de gás da Bacia de Santos é, pelo menos, quatro vezes maior do que a de Campos. Olhando essa capacidade de gás e que quatro grandes plataformas foram construídas sem possibilidade de exportação de gás, pensamos que tínhamos que fazer algo muito diferente. Vocês ouviram falar do projeto Búzios 12. Ele está em carteira, está sendo aprimorado. É um projeto que visa ser um hub de gás em Búzios. Estamos fazendo plataformas com exportação de gás. Estamos investindo nas linhas de escoamento. Em projetos como SEAP I e II. Metade deles é gás. Mas olhando isso com muito cuidado e alertando muito que todo esse investimento só será possível se tivermos mercado para esse gás.
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 15 Essa é uma via de mão dupla… O gás é interessante, porque não se investe porque não tem mercado e não tem mercado porque não se investe. Estamos tentando romper esse ciclo vicioso, mas isso leva um tempo. Os projetos são de longa maturação. Estamos efetivamente enfrentando essa questão. O Brasil está com uma reinjeção alta, de cerca de 90 milhões de m3 por dia de gás. Agora vai diminuir com o Rota 3 (gasoduto que interliga o pré-sal à costa fluminense). Com o Rota 3, estamos produzindo 12 milhões de m3 por dia e a capacidade é de chegar a 18 ou 20 milhões de m3 por dia. As três rotas juntas têm capacidade de chegar a 44 milhões de m3 por dia. Mas tem questões de fluxo, de mercado, de limitação de investimento nas linhas de transmissão. Não adianta produzir se não tiver para onde escoar, se não tiver sido feito um esforço de desenvolvimento de mercado. É uma coisa que tem que ser feita muito junto e de forma muito bem planejada. A caneta não resolve tudo. Esse aumento da oferta vai baratear o preço? Eu confio na lei da oferta e da procura. O pior de tudo é dinheiro sobre a mesa. O Brasil não tem dinheiro para isso. Investir num projeto que não vai ser útil porque a gente não desenvolveu mercado ou porque tem restrição de escoamento é o pior dos mundos. A gente precisa ter garantias de que a cadeia está minimamente segura. Quando você diz que a caneta não resolve tudo está se referindo ao decreto do Gás para Empregar? Estou me referindo a tudo que não tem perfeito encadeamento de negócios. Até uma canetada nossa mesmo. Eu posso, de uma hora para outra, querer aprovar um projeto. E a gente vê que ele não tem uma sequência lógica necessária para produzir o gás e entregar do outro lado. É uma canetada também, que deixa dinheiro sobre a mesa. Temos que tomar muito cuidado com a nossa ansiedade. O mais rápido possível, algumas vezes, não é o mais eficaz possível, o mais rentável possível e benéfico para a sociedade como um todo. n ASSISTA a vídeo-entrevista completa no nosso canal do YouTube. Clique na imagem.
16 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 Wagner Victer é engenheiro, administrador, ex-secretário de Estado de Energia, Indústria Naval e do Petróleo, e ex conselheiro do CNPE. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Wagner Victer A Energia como pauta no Brics Desde o início deste ano, o Brasil assumiu a presidência rotativa e temporária do Brics, que culminará com um grande encontro da cúpula nos dias 6 e 7 de julho, na cidade do Rio de Janeiro, e contará com a presença de dezenas de chefes de Estado, não só dos atuais 11 países-membros e países-parceiros, mas também de diversos países convidados, entre eles alguns que pretendem futuramente se incorporar a esse bloco. Na prática, o Brics é um grande grupo de cooperação econômica que surgiu em 2009 com quatro países - Brasil, Rússia, Índia e China - e que, a partir de 2011, passou a se denominar Brics com a entrada da África do Sul. O objetivo de sua concepção era permitir que países fora dos tradicionais blocos regionais, mas com elevada representatividade em suas regiões, pudessem agir em articulação com diversos fóruns e com uma agenda internacional capaz de afetar a economia global, realizando abordagens em seus interesses comuns. Inicialmente, essa articulação se concentrava basicamente em economias do Hemisfério Sul, razão pela qual surgiu a expressão “Sul Global”. Atualmente, o Brics é composto por 11 países-membros, que, a partir da Cúpula de Joanesburgo em 2023, optaram pela incorporação de seis entrantes: Etiópia, Egito, Irã, Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos e Indonésia. Diversos outros países demonstraram interesse em participar como “países-parceiros” na Cúpula de 2024, realizada em Kazan, na Rússia, destacando-se que, até maio deste ano, apesar de participar das reuniões preparatórias, a Arábia Saudita ainda não havia aderido formalmente como país-membro do Brics. Dentre os países-parceiros estão atualmente: Belarus, Bolívia, Cuba, Cazaquistão, Malásia, Tailândia, Uganda e Uzbequistão. Embora, inicialmente, os pilares estivessem focados basicamente em “política e segurança”, “economia e finanças” e “sociedade civil”, o tema energia está cada vez mais presente nessas discussões, especialmente nessa próxima cúpula no Rio, em função das questões estratégicas que se tornaram mais evidentes com os últimos acontecimentos globais, como a pandemia, os conflitos armados e a questão climática, potencializada pelo próprio posicionamento do atual governo americano em relação a acordos climáticos do passado. Um estudo especial, muito interessante, apresentado recentemente pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) e intitulado “Brics+ e o Setor de Energia” traz números extremamente relevantes sobre o tema. Nessa linha, podemos observar a discussão climática entre os países-membros originários do Brics, que, segundo fontes da IEA de 2024, apresentam na matriz energética baseada em carvão as seguintes participações: China (61%), Rússia (16,5%), Índia (45%) e África do Sul (70,9%), contrastando com o Brasil, que registra apenas 4,4%, o que ilustra bem como se comporta a transição energética para uma matriz de menor emissão de carbono nesses países. No cenário da produção de petróleo, o Brics ocupa posições de destaque no ranking do Energy Institute: Rússia (2º), Arábia Saudita (3º), China (6º), Irã (7º), Brasil (8º) e Emirados Árabes Unidos (9º). Ou seja, dos dez maiores países produtores de petróleo do mundo, seis são membros do Brics, sendo todos exportadores, com exceção da China. Continue lendo esse artigo em: brasilenergia.com.br/a-energia-comopauta-no-brics
18 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 transição energética Captura de carbono é condição para o Net Zero do Brasil em 2050 MME considera necessário que o setor de energia atinja o padrão de emissões negativas, adotando iniciativas de descarbonização e sequestro de carbono como Bioenergia e BECCS, CCS e CCUS | POR EUGÊNIO MELLONI | Protótipo da startup DeCarb, para capturar o carbono diretamente de tubulações e chaminés industriais, com capacidade de até 170 mil toneladas de CO2 por ano, deve estar pronto em dois anos Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 19 A captura de carbono deverá ganhar mais espaço entre as estratégias visando a descarbonização e transição energética no Brasil, diante de um cenário em que outras alternativas enfrentam dificuldades para se tornarem efetivas. Em suas apresentações realizadas recentemente no evento CCS Tech Summit, no Rio de Janeiro, o MME situou o desenvolvimento de projetos de captura de carbono entre as principais premissas para que o Brasil atinja o Net Zero em 2050. “Não havíamos visto, até o momento, a captura de carbono figurar como um dos grandes protagonistas dessa estratégia de neutralidade climática. E isso ficou bem claro na exposição realizada no evento pelo MME e pela EPE”, disse Nathália Weber, diretora da CCS Brasil. Em sua apresentação, o MME mostrou que o fato de o Brasil possuir uma matriz energética com grande participação (49%) de fontes renováveis contribui para que o país apresente um perfil diferenciado nas emissões de gases de efeito estufa (GEE). No mundo todo, as fontes renováveis têm uma participação de apenas 15%. Em 2022, o setor energético brasileiro contribuiu com cerca de 1% das emissões globais de GEE, enquanto China, EUA, Índia, Rússia e Japão, juntos, foram responsáveis por quase 60% das emissões relacionadas à produção de energia. Também de acordo com dados do MME, “o Brasil parte de uma realidade distinta no que se refere à contribuição setorial para as emissões de gases de efeito estufa (GEE): enquanto, no cenário global, o setor energético é o principal responsável, no Brasil, a maior parte das emissões está associada às mudanças no uso da terra, florestas e à agropecuária.” Se no mundo todo a participação do setor energético nas emissões de GEE é de 66%, no Brasil é de 18%, segundo os dados do MME, que apontam para um protagonismo das mudanças no uso da terra, com participação de 48%. Fonte: MME nos dois gráficos dessa matéria
20 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 transição energética Com base nesses dados, o MME considera como premissas para que o Brasil atinja o Net Zero em 2050: que o setor de usos da terra e florestas atinja um padrão de emissões negativas com o apoio do reflorestamento; que o setor de energia também obtenha emissões negativas, adotando iniciativas de descarbonização e sequestro de carbono como Bioenergia com Captura e Armazenamento de Carbono (BECCS), Captura e Armazenamento de Carbono (CCS) e Captura, Uso e Armazenamento de Carbono (CCUS); a redução das emissões no setor de transporte e o aproveitamento de resíduos para a produção de biogás e biometano. A apresentação do MME dá grande destaque para a importância do desenvolvimento de projetos de Bioenergia com Captura e Armazenamento de Carbono (BECCS), que tem como efeito positivo entregar emissões negativas. Trata- -se de uma prática que visa a captura do CO2 produzido pela queima de biomassa em projetos como as usinas de etanol de cana-de-açúcar e armazená-lo em locais seguros, como formações geológicas subterrâneas. Ao associar o fato de a biomassa absorver CO2 e a captura de carbono, se tem as emissões negativas. Segundo as informações do MME, o Brasil apresenta um potencial fantástico para projetos de BECCS, que, além de tudo, oferecem baixo custo de captura. Atualmente, o Brasil conta com 357 plantas de etanol, que poderiam capturar aproximadamente 31 milhões de toneladas de CO2 por ano. A apresentação do MME foi feita por Carlos Agenor Onofre Cabral, diretor do Departamento de Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural do MME. Procurado, ele não atendeu ao pedido de entrevista até o fechamento dessa reportagem. A apresentação da EPE, realizada por Heloisa Borges Esteves, diretora de Pe-
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 21 tróleo, Gás e Biocombustíveis da instituição, mostra que, segundo a plataforma Inova-e, foram realizados entre 2013 e 2023 investimentos em pesquisa e desenvolvimento relacionados a captura, transporte e armazenamento de carbono que somaram R$ 183 milhões. A EPE considera que as indústrias de biocombustíveis, biometano, papel e celulose e usinas de cana podem ser grandes investidoras em BECCS e proporcionar emissões líquidas negativas de CO2. O órgão também acrescenta que o país conta com uma variedade de sítios de armazenamento permanente: campos depletados, reservatórios salinos e mineralização em basaltos são objeto de estudos em diferentes regiões e ampliam possibilidades de desenvolvimento de tecnologia, mão de obra e mercados. Procurada, a EPE informou que “atualmente, todos os cenários energéticos de longo prazo, considerando os de diferentes instituições, apontam a atividade de CCS como estratégica para atingir o net zero. No mesmo sentido, a EPE, no planejamento energético, enxerga a CCS como parte integrante do mix tecnológico necessário para que o Brasil atinja seus objetivos de Net Zero, alinhando inovação tecnológica com as características únicas do nosso sistema energético e com a segurança energética do país”. Protótipo para CCS na indústria A startup DeCarb está desenvolvendo uma tecnologia com o objetivo de capturar o carbono diretamente de tubulações e chaminés industriais. O projeto, que vem sendo desenvolvido em parceria com o Instituto Senai de Inovação em Biomassa (ISI Biomassa) e com a mineradora Anglo American, encontra-se em fase de prototipagem. A expectativa é oferecer a tecnologia para empresas dos segmentos de mineração, siderurgia, petroquímicas, alumínio e metalúrgicas. “A nossa previsão é podermos contar com um protótipo em um prazo de dois anos”, previu Flávio Costa, um dos sócios Plataforma P-74 é uma das que capturam e reinjetam CO2 nos reservatórios do pré-sal da Bacia de Santos Foto: André Ribeiro/Agência Petrobras
22 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 transição energética fundadores da startup. A DeCarb é uma spin- -off da Recicli, cujas atividades são focadas em tecnologias de sustentabilidade ambiental, resultantes de pesquisas científicas que recebem o apoio do CNPQ desde 2005. A DeCarb participou, em 2021, de um programa de inovação da Federação de Indústrias de Minas Gerais, o FIEMG Lab 4.0, no qual se desenvolveu uma prova de conceito da tecnologia que permitiu validar a capacidade de captura de CO2 do sistema. Os resultados foram a captura de 99,3% de CO2. O projeto atraiu a atenção da Anglo American, que passou a participar do desenvolvimento das pesquisas. A mineradora aportou, inicialmente, R$ 27.500 na fase de prova de conceito. E, mais tarde, realizou um novo aporte, de R$ 3 milhões. Segundo informações da empresa, a tecnologia em desenvolvimento pela DeCarb utiliza “um componente específico de um resíduo orgânico, de elevado quantitativo de descarte no Brasil, evitando a poluição ambiental que é gerada pela decomposição deste resíduo, e evitando também a liberação de metano resultante de sua degradação”. O resíduo, que não foi revelado, é a matéria-prima para o material de captura do protótipo que está sendo desenvolvido. Segundo Costa, o uso desse resíduo é um diferencial em relação a outras iniciativas que vêm sendo desenvolvidas ao redor do planeta, como o uso de aminas, um material tóxico. Ele acrescenta que, por questões contratuais, a DeCarb não revela detalhes do projeto. Outro diferencial é o fato de a captura ocorrer dentro de chaminés e dutos. “Fazemos uma captura preventiva, evitando que o CO2 se disperse na atmosfera”, diz ele. A expectativa é que o protótipo em desenvolvimento apresente um potencial para a captura de até 170 mil toneladas de CO2 por ano. Costa acrescenta que a expectativa é produzir equipamentos de acordo com as necessidades das empresas, o que permitirá que apresentem diferentes capacidades de captura de carbono. A DeCarb está iniciando uma nova fase de pesquisas com o objetivo de desenvolver produtos a partir do carbono capturado. Costa considera que a opção de reinjetar o CO2 na terra apresenta riscos, citando casos em que somente 30% do carbono capturado e injetado permaneceu no solo. “A expectativa é conseguir isolar o carbono do CO2 e gerar carbono sintético cristalino, que é a matéria-prima para grafite, diamantes industriais e brocas usadas por dentistas, por exemplo”, disse ele. n Quem é fonte nesta matéria NATHÁLIA WEBER, diretora da CCS Brasil FLÁVIO COSTA, sócio fundador da DeCarb Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Ações em Transição Energética”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de
Descarbonize as operações da sua empresa com o Aço Verde Aperam. Na produção do Aço Verde, a Aperam remove mais CO2 da atmosfera do que emite. BALANÇO DE CARBONO NEGATIVO A primeira empresa do setor no mundo com balanço de carbono negativo nos escopos 1 e 2. A Aperam é a única siderúrgica a produzir aços planos especiais com 100% de carvão vegetal como fonte de energia. O resultado desse processo é o Aço Verde Aperam: um material com baixa pegada de carbono e alta resistência para aplicações críticas do setor de Óleo e Gás. Otimize as práticas de ESG da sua empresa com o Aço Verde Aperam: sustentável na origem, confiável no resultado. Rino & Partnersa
24 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 armazenamento Baterias e usinas reversíveis como opções Frente ao crescimento das fontes intermitentes, que geram apenas em parte do dia, os sistemas de armazenamento são uma tecnologia cada vez mais essencial à estabilidade do sistema | POR NELSON VALENCIO | Foto: Webysther Nunes/Wiki Commons
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 25 maior capacidade instalada nesta modalidade são a China (44,7 GW), Japão (27,4 GW) e Estados Unidos (22 GW). E mais: a expectativa é que a capacidade instalada de UHRs ultrapasse 220 GW até 2030, segundo o relatório. “A usina reversível é uma das tecnologias mais maduras e de baixo custo. Possui uma vantagem intrínseca pela flexibilidade operativa elevada”, resume Cláudio Sales, presidente do Acende Brasil. “Elas permitem bombear água para um reservatório superior e gerar energia por um período longo. O Brasil tem uma vocação muito grande para essa tecnologia”. Na prática, as qualidades citadas não permitiram o avanço da alternativa. Hoje, o país tem apenas quatro UHRs, sendo que a mais recente delas - Edgard de Souza - foi comissionada em 1955, com 13 MW, em São Paulo. Das três restantes, outras duas estão no mesmo estado: Pedreira (100 MW) e Traição (22 MW). Já a UHR Vigário (88 MW), opera no Rio de Janeiro. Para o consultor Sidney Simonaggio, a explicação para a escassez local das reversíveis está na própria matriz elétrica. “O Brasil não tem os problemas de atendimento ao horário de ponta, como outros países”. Simonaggio explica que as UHRs se justificam em sistemas elétricos cujas fontes de geração são predominantemente térmicas e, por essa razão, não conseguem acompanhar a rápida variação da carga. “Tais usinas, por características técnicas, devem gerar sempre a mesma potência. Se a carga varia ao longo do dia, fica impossível acompanhar a variação”, completa. Apesar do seu grande potencial hidrelétrico, o Brasil usa pouco as usinas hidrelétricas reversíveis (UHRs) como sistema de armazenamento de energia. O recente relatório do Instituto Acende Brasil, lançado em março último, mostra que as UHRs são a tecnologia mais adotada mundialmente nessa área e também as primeiras em termos de maturidade comercial. Globalmente, as UHRs representam mais de 95% da capacidade total de todas as tecnologias de armazenamento de energia existentes. Os países com UHR Edgard de Souza, a mais recente das quatro instaladas no Brasil, foi comissionada em 1955, com 13 MW, em São Paulo
26 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 armazenamento Ao contrário das térmicas, as reversíveis são uma “máquina hidráulica”, extremamente flexível, que pode ir de zero a 100% da carga em poucos segundos. Com essa dinâmica, elas conseguem acompanhar qualquer curva de carga, por mais ondulada que ela possa ser. “Como nossa fonte hidráulica representa 70% da geração, é fácil de ver que não precisamos de nenhuma outra fonte para podermos acompanhar a curva de carga”, opina. O consultor avança mais ainda, incluindo as baterias nesse jogo. Segundo ele, a opção também é bastante adotada em países com maior presença de reversíveis, o que significa que elas também não seriam exatamente necessárias para o sistema elétrico local. Sales, do Acende Brasil, avalia que o cenário mudou e que tanto as baterias como as UHRs tornaram-se alternativas viáveis. “Nas últimas décadas, poucas hidrelétricas com reservatório de acumulação foram construídas. Os projetos se concentraram em usinas a fio d’água que não têm a mesma flexibilidade. Enquanto isso, o consumo continuou aumentando. Hoje, os reservatórios de acumulação são responsáveis por atender apenas cerca de dois meses de consumo”. Com isso, enquanto o país reduz as usinas com reservatórios plurianuais começa a ter parte da matriz elétrica formada UHR Pedreira, de 100 MW, instalada em São Paulo Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 27 por fontes não flexíveis ou não despacháveis. “O crescimento vertiginoso e recente veio de fontes renováveis, como eólica e solar. Isso mudou a curva de demanda líquida de energia”. Para Sales, trazer o armazenamento para o sistema agrega flexibilidade ao Operador Nacional de Sistema (ONS) e também ajuda a enfrentar situações como eventos climáticos extremos. A adoção, tanto de UHRs como de baterias, no entanto, tem uma série de barreiras. O especialista do Acende Brasil lista o atraso na regulação e a incerteza sobre os leilões de reserva dos sistemas de armazenamento por baterias (BESS). O licenciamento ambiental é crítico, principalmente para as UHRs. “Embora o processo seja muito simplificado em relação às usinas hidrelétricas convencionais, por ser um circuito fechado, ainda é um ponto a ser considerado. A regulação deve levar isso em conta para dar transparência e clareza aos empreendedores”, diz Sales. Os temas levantados por ele são ressaltados no relatório já citado e uma eventual decisão política de retomar a expansão das UHRs exigirá a atualização do mapeamento de locais adequados, considerando topografia, geologia, hidrologia, custos e, principalmente, as condições atuais de uso e ocupação da região. Em termos de maturidade comercial, o armazenamento por ar comprimido (CAES, da sigla em inglês) é a tecnologia que chama a atenção por ser a mais madura depois das UHRs e do BESS. Segundo o relatório do Acende Brasil, a questão é que ela não tem aplicação substancial em nenhum lugar do mundo e está em fase inicial de demonstração comercial. Para Simonaggio, o CAES, assim como as UHRs e o BESS teriam que ser avaliados em comparação com as alternativas de reforço na infraestrutura elétrica, como linhas de transmissão e subestações. No caso do BESS, por exemplo, ele lembra a bateria é um elemento de rede custoso por si só e, se for levada em conta que ela representa uma carga permanente no sistema, o custo aumenta ainda mais. “Quando se pensa em instalar baterias num ponto da rede elétrica para aumentar a capacidade dela, devemos sempre avaliar se o simples reforço das linhas de transmissão e de subestações não seria mais barato”, explica. “Na minha experiência, nunca consegui viabilizar economicamente as baterias quando comparei os custos delas com os de reforços, que sempre foram sensivelmente mais baratos”. n Quem é fonte nesta matéria CLÁUDIO SALES, presidente do Acende Brasils SIDNEY SIMONAGGIO, consultor Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Novos Modelos e Tecnologias em Energia”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de
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Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 29 Jerson Kelman foi diretor-geral da Aneel, presidente do Grupo Light e interventor na Enersul. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Jerson Kelman Quero votar no Deepseek Pedi ao Deepseek (inteligência artificial criada pela inteligência natural chinesa) que redigisse uma minuta de Projeto de Lei para incluir a geração distribuída de grande porte no rateio dos custos de curtailment. Eis a resposta: Art. 1º - A Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, passa a vigorar com as seguintes alterações: Art. 3ºA - Os empreendimentos de geração distribuída com potência instalada superior a 1 MW deverão participar dos mecanismos de compensação por restrições operacionais (“curtailment”), nos termos definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). § 1º A participação de que trata este artigo incluirá: I - O rateio proporcional dos custos decorrentes de despacho centralizado para mitigação de congestionamentos; II - A obrigatoriedade de participação em leilões de neutralização, quando aplicável, nos moldes já estabelecidos para a geração centralizada. § 2º A Aneel regulamentará os critérios técnicos e econômicos para a aplicação deste artigo, incluindo: I - Metodologia de alocação de custos; II - Mecanismos de medição e compensação; III - Limiares de potência e conexão que definem a obrigatoriedade. Art. 2º Fica instituída a obrigatoriedade de que os agentes de geração distribuída enquadrados no Art. 3º-A contribuam para o custeio dos serviços do sistema elétrico, incluindo os encargos decorrentes de restrições operacionais, nos termos da regulamentação da Aneel. Art. 3º Esta Lei entra em vigor 180 (cento e oitenta) dias após sua publicação, cabendo à Aneel editar as normas necessárias à sua implementação no prazo de 120 (cento e vinte) dias. Justificativa: A expansão acelerada da geração distribuída (GD) no Brasil, especialmente de usinas solares de grande porte, tem impactado a operação do sistema elétrico, gerando situações de “curtailment” que hoje são arcadas apenas pela geração centralizada. Essa distorção cria um desequilíbrio econômico, onerando desproporcionalmente um segmento do setor. O presente PL busca equilibrar a repartição dos custos, estendendo aos grandes geradores distribuídos (acima de 1 MW) as mesmas regras já aplicadas a parques eólicos e solares centralizados, incluindo: 1. Participação no rateio dos custos de “curtailment” (via despacho centralizado); 2. Inclusão em leilões de neutralização, quando necessário para garantir a estabilidade do sistema. A medida não afeta micro e minigeradores (inferiores a 1 MW), preservando os incentivos à GD residencial e de pequeno porte. A regulamentação pela Aneel garantirá transparência e proporcionalidade na aplicação das regras. Continue lendo esse artigo em: energia/quero-votar-no-deepseek
30 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 negócios Mercado de seguros para energia e os riscos de eventos extremos Modelos de cobertura como os paramétricos, que consideram aspectos como velocidade do vento e irradiação solar, ganham tração | POR NELSON VALENCIO | Os riscos diretamente associados à energia ocupam o sétimo lugar no ranking dos top 10 do Future Risks Report 2024, da seguradora Axa. Além desse sinal de alerta, três principais ameaças podem afetar indiretamente o setor. São elas, pela ordem: mudanças climáticas, instabilidade geopolítica e ataques cibernéticos. “O mercado brasileiro de energia está em constante evolução, especialmente o de renováveis. No entanto, na perspectiva de seguros, ainda há um mar de oportunidades e exemplos mais evoluídos na Europa do que aqui”, comenta a CEO da Axa Brasil, Erika Medici, em conversa com a Brasil Energia. Entre as novidades, ela chama a atenção para o crescimento do chamado seFoto: Divulgação/Energisa
Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 31 guro paramétrico para riscos climáticos. Ele é particularmente interessante para contrabalançar variações como velocidade de vento e irradiação solar, que podem afetar a lucratividade de geradoras. “Esse modelo associa a cobertura a indicadores climáticos definidos e análise e regulação do sinistro são automatizadas e baseadas diretamente nos parâmetros”, explica Érika. “Tudo acima do indicador definido é considerado sinistro”, completa. Richelli Lima, superintendente da corretora Howden Brasil, lembra que, dentro do modelo paramétrico, um destaque é a cobertura da flutuação do preço da energia. “São inovações que tornam os projetos mais viáveis financeiramente e aumentam a capacidade de resposta frente a imprevistos”, argumenta. Ela lembra que a diversidade de riscos no setor elétrico exige uma personalização. Para isso, Richelli destaca que algumas seguradoras especializadas têm usado ferramentas como softwares que permitem mensurar a incidência e a frequência de raios e a probabilidade de alagamento em determinadas áreas. Além das novidades, as coberturas tradicionais também estão sendo melhoradas. Nessa lista estão as iniciativas que envolvem riscos de construção, atrasos em projetos, além da crescente preocupação com ameaças cibernéticas. “Observa-se uma evolução na cultura de seguros no Brasil, impulsionada em parte pelos obrigatórios. A implementação de seguros em áreas onde não são exigidos requer um processo mais complexo”, argumenta Érika, da Axa. Um ponto a favor do setor elétrico é a presença de empresas grandes e com operações transnacionais, muitas vindas de mercados mais maduros na adoTorre de transmissão tombada depois de ventania no Mato Grosso do Sul: seguradoras especializadas têm usado softwares que permitem mensurar a incidência e a frequência de raios e ventos
32 Brasil Energia, nº 495, 30 de junho de 2025 negócios ção de seguros. Mesmo assim, em função da evolução das coberturas, uma das tendências é a inclusão cada vez maior de cláusulas contratuais que exigem práticas preventivas, como controle de vegetação e construção de barreiras contra chuva, entre outras. Em alguns casos, as seguradoras estão desenvolvendo serviços de consultoria com engenheiros para mapear riscos e trabalhar junto com clientes e corretores na prevenção. Com isso, elas podem diminuir a exposição ao risco, permitindo coberturas mais direcionadas e potencialmente de menor custo. Na avaliação de Érika, as principais coberturas tradicionais podem ser divididas em alguns guarda-chuvas de riscos e na forma como o mercado segurador e as empresas estão lidando com eles. Os mais visíveis são os riscos operacionais, que podem envolver, por exemplo, movimento em barragens de usinas hidrelétricas (risco de severidade) e superaquecimento em fontes solares e eólicas (combinação de frequência e severidade). Nos casos citados, os problemas levam à interrupção da geração e, consequentemente, interrupção da receita. “Há também o risco de explosão e incêndio associado ao acúmulo de calor ou vegetação descontrolada ao redor das plantas. A cobertura dos chamados lucros cessantes - que deixaram se ser arrecadados em função de paralisação - é importante em função da interrupção da receita”, completa. Comum no mercado são os riscos de construção e atraso na entrega de obras. Devido à rápida expansão do seReservatório de Sobradinho na maior seca da história: cobertura da flutuação do preço da energia, definida pelas condições hidrológicas e nível de água dos reservatórios, é outra tendência além do seguro paramétrico Foto: Marcello Casal Jr/Agência Brasil
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