Alexandre Klôh, VP da Mac Laren "Com aço brasileiro, o conteúdo nacional chega a 65%" Ano 44 - No 496 - brasilenergia.com ÓLEO E GÁS Três histórias de quem vê resultados em terra TRANSMISSÃO Sete projetos no leilão são emergenciais ENERGIA Autogeração responde por 20% da produção EÓLICA Porque a fonte é uma preferência na indústria TERMELÉTRICAS O Brasil tem mais de 3.000 usinas operando DEBATE “O próximo leilão vai ser do onshore” SOLAR O descarte dos painéis já existe e preocupa
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 3 Na entrevista de capa desta edição da Brasil Energia, o VP da Mac Laren, Alexandre Klôh, destaca um ponto que, se já era relevante, ganha mais importância ainda quando o comércio internacional passa por uma crise de profundo realinhamento, causada pela decisão do governo norte-americano de sobretaxar importações de parceiros e concorrentes. “Se conseguirmos comprar o aço no mercado interno, voltamos para o conteúdo local de 65%”, disse nosso entrevistado, ao mencionar que com muito esforço conseguiu atingir 50,5% num contrato recente com a Transpetro. Esse tema leva a um enigma conhecido, mas insolúvel há muito tempo. Por que o Brasil compra dos chineses o aço produzido com minério brasileiro, tendo inclusive um parque siderúrgico também exportador? Onde está a lógica econômica desse passeio, já que tanto o minério quanto o aço devem pagar uma fortuna de frete para distâncias tão longas? Mercadorias, inclusive, de baixo valor por tonelada transportada. Na mesma entrevista, o executivo chama a atenção para os conhecidos vôos de galinha que a indústria naval brasileira ensaiou desde os tempos da Sunamam, 50 anos atrás. Falta ao país uma Política de Estado, de longo prazo e que atravesse governos, para, entre outros propósitos, formar e manter um contingente de mão de obra numeroso e especializado. Esta é uma pequena fotografia do Brasil que temos em mãos, mas que não sabemos usar. A lista é grande e passa longe, muito longe do noticiário político partidário que diariamente procura encontrar sentido na governança do país. Celso Knoedt Diretor Presidente edição 496 sumário olá leitor, ÓLEO E GÁS 14 Onshore atrativo a investidores 16 Dillianz quer liderar em novas fronteiras 18 Elysian pretende perfurar em 12 blocos 20 O caminho da Petroborn em 10 anos 70 Sísmica aumenta conhecimento na Margem 72 ANP separa 298 blocos da Margem TRANSMISSÃO 26 Leilão de 2025 tem lotes emergenciais 31 Tecnologia promete absorver renováveis 64 Otimizando o licenciamento ambiental BE DEBATES 22 “O próximo leilão vai ser do onshore” CONSUMIDOR 34 Contratação de energia para data centers pode ser melhorada EÓLICA 46 Indústria vê preços sustentáveis AUTOPRODUÇÃO 40 A indústria como geradora de energia DISTRIBUIÇÃO 52 Como enfrentar roubos e fraudes 90 Sensoriamento com IA ganha tração
4 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 6 ALEXANDRE KLÔH MAC LAREN “Se conseguirmos comprar aço no mercado interno, voltamos para o conteúdo local de 65%” edição 496 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, 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: Fernanda Nunes 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 61 BRUNO ARMBRUST ANP cria risco de judicialização no setor de gás natural 69 CLAUDIA BETHLEM Queremos Proteção com Inovação 33 FREDERICO ACCON Modernização em Contraste: A MP 1.300 e os retrocessos 83 IEDA GOMES As rotas e desafios do gás argentino no Brasil 25 JOSÉ ALMEIDA DOS SANTOS Oportunidades com entrantes no Shale 89 LUIZ EDUARDO BARATA O efeito “já que” a favor do Brasil 88 MÁRCIO ÁVILA Importação via marítima e dispensa do AFRMM no Simples Nacional 13 MARCUS D´ELIA Desafios no Setor Marítimo: Combustíveis, Tecnologia e Logística 75 MARIANA MATTOS Hidrogênio a partir de biomassa e uso em sistemas de bioenergia 39 WAGNER VICTER Data Centers: Oportunidades e Desafios TERMELÉTRICAS 56 O mapa das termelétricas pelo Brasil SOLAR 76 O descarte dos painéis já existe e vai crescer ainda mais DOWNSTREAM 80 Investimentos bilionários em refino e petroquímica no Rio de Janeiro BIOENERGIA 84 Biometano move descarbonização de gigantes da área de beleza
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 5 imagem do mês Etanol de trigo no Rio Grande do Sul Está pronta para ser inaugurada a primeira usina de etanol de trigo do Brasil, no Rio Grande do Sul, da CB Bioenergia. Instalada no município de Santiago, a planta, com capacidade de produzir 12 milhões de litros de etanol por ano, recebeu investimento de R$ 110 milhões. Além do biocombustível, a usina também gera subprodutos como DDGS (ração animal de alto teor proteico) e CO2 para uso industrial, a partir do processamento de 30 mil toneladas de trigo anualmente. Foto: Divulgação/CB Bioenergia
6 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 entrevista Alexandre Klôh Vencedora da primeira licitação de retomada das contratações de navio pela Transpetro, ao lado da Ecovix, a Mac Laren, de Niterói (RJ), se prepara para participar de todas as concorrências por embarcações que ainda vão ser lançadas pela Petrobras e sua subsidiária de logística. A próxima disputa será pelos navios gaseiros, que estão com licitação aberta. A parceria com a Ecovix, bem-sucedida na competição pelas quatro embarcações de classe Handy, poderá se repetir daqui para frente. A decisão estratégica será caso a caso, resolvida a cada bid. As duas empresas foram as únicas com fôlego para apresentar proposta no certame de retomada da indústria de construção naval. Outra possibilidade é a associação com estaleiros chineses, mas, até agora, nenhum acordo foi fechado. A associação com a dona do estaleiro Rio Grande exigiu esforço, como contou Alexandre Klôh, vice-presidente da Mac Laren, em entrevista à Brasil Energia. Após rodadas de negociações, a Mac Laren e a Ecovix chegaram ao valor ideal com a Transpetro e a um índice de compromisso de conteúdo local de 50,5%, considerado desafiador, mas factível, segundo Klôh. “A mão de obra tem uma representatividade muito grande (na formação do conteúdo local) e a parte de construção Se conseguirmos comprar aço no mercado interno, voltamos para o conteúdo local de 65% A indústria naval aguarda o desenrolar das negociações entre Estados Unidos e China em torno da política tarifária para avaliar as repercussões no setor siderúrgico no Brasil. A análise é de que o produto nacional pode ficar mais barato, diz o vice-presidente do estaleiro Mac Laren, Alexandre Klôh, nesta entrevista à Brasil Energia, em que detalha os planos da empresa para novas demandas | POR FERNANDA NUNES |
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8 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 entrevista Alexandre Klôh também, com os equipamentos e materiais. Mas, há muita importação da China, Coréia e Indonésia. A indústria naval tem condição de aumentar esse conteúdo, desde que haja um programa específico para ela”, disse o executivo, ressaltando que a compra de aço no Brasil poderia elevar o percentual a 65%. Veja a seguir os principais trechos da entrevista: Qual a fotografia da Mac Laren hoje? É uma empresa super estruturada, que, nos últimos 25 anos, soube se reinventar. Não chamamos ela de estaleiro. Atendemos desde a atividade offshore até a fabricação e construção. Nós conseguimos transformar os sites numa atividade que atende toda cadeia. A empresa não depende exclusivamente da indústria naval de construção. Isso fez com que, nos piores momentos econômicos do país, pudéssemos passar sem grandes problemas. Temos endividamento zero e temos a política de reinvestir o resultado no próprio negócio. Isso faz com que tenhamos uma gestão de fluxo de caixa muito equilibrada. Na crise, qual foi o foco da atividade? A atividade de exploração e produção de óleo e gás é sólida, não para. Independentemente de a indústria naval estar alavancada, ela é constante. Então, atuamos muito forte como base de apoio offshore. Mesmo na pandemia, não paramos um dia sequer. Muito pelo contrário, a demanda por atracação aumentou, a operação cresceu. Tudo isso que a gente está falando é 100% Petrobras. Tudo acontece através da Petrobras. Todas as empresas que operam para ela (no pré-sal) procuram o nosso terminal para as suas operações offshore. Como está a ocupação? Quanto é logística, quanto é construção? O contrato dos quatro navios Handy é muito grande. Mas, sem dúvida, dentro da linha de negócios, a parte offshore e industrial tem uma grande representatividade. O contrato da Transpetro é o primeiro após uma paralisação de dez anos de construção no país. Mas, independentemente disso, continuamos produzindo, operando, crescendo 30% ao ano considerando as atividades industriais offshore. Com a construção a gente volta a gerar emprego em grande escala. A atividade industrial offshore tem limitação. A construção não. Estamos falando de geração de emprego em larga escala. A expectativa é de aumentar o número de empregos? Hoje, temos 450 funcionários. Se pego, por exemplo, uma obra industrial de uma fabricação de 1,2 mil toneladas de aço, por um período de quatro meses, tenho necessidade de agregar mais 400 pessoas. Na construção de quatro embarcações (como a contratada pela Transpetro), são mais 2 mil pessoas diretamente. Só no Mac Laren, o incremento é de 600 pessoas. É uma escala muito maior. Quando vai acontecer o pico da construção? A gente está prevendo para daqui a dois anos, quando devemos estar finalizando a primeira embarcação, quase terminando a segunda, já tendo iniciado a terceira e avançado no casco da quarta unidade.
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 9 A Mac Laren vai responder por que parte da obra? Todo comissionamento será feito aqui. São os seis meses finais. O casco fica todo com a Ecovix. O acesso à mão de obra preocupa? Um dos desafios do projeto não é a construção, é fazer com que a mão de obra acredite novamente nesse trabalho. A gente precisa ter longevidade. Olhando a indústria naval como um todo, já chegamos a empregar 110 mil pessoas diretamente. A empresa tem uma meta de geração de emprego? Considerando o plano da Petrobras (de contratação de navios), a indústria naval consegue chegar a 80 mil empregos. Mas a política de Estado é um desafio. Qual o maior desafio? Sem dúvida a mão de obra é um desafio, mas não falaria que é o maior, porque tendo uma demanda consolidada, conseguimos ter atratividade e desenvolver um plano de qualificação. O maior deles é proporcionar longevidade à indústria, para que ela tenha uma demanda independente do governo atuante. O desafio para a Mac Laren é diferente do da maioria dos estaleiros, hoje em recuperação judicial. Esse é um dos nossos diferenciais. Com endividamento zero, olhamos para o negócio e pensamos 20 anos à frente. Essa indústria é cíclica. A Mac Laren tomou a decisão de não ficar dependente de um negócio. Já os maiores estaleiros nacionais foram construídos há 15, 20 anos. São recentes, criados para grandes construções e não conseguem fazer como nós, porque a estrutura é muito grande. O custo de manutenção é muito alto. Não é qualquer atividade que faz sentido. Os quatro navios contratados pela Transpetro, por exemplo, são muito importantes, mas não são suficientes para trazer o equilíbrio para o estaleiro. Não ajusta a conta por todo período de paralisação. Olhando a capacidade fabril do estaleiro onde vamos fazer, ele não representa nada. Não é um contrato importante? É muito importante porque é o primeiro contrato após a paralisação da indústria naval e pela confiança do governo nos estaleiros. Mas não representa nada em termos produtivos. Ele não é capaz de manter um estaleiro funcionando após o término da obra. Acabando a construção, o estaleiro fecha as portas. Temos uma capacidade produtiva muito grande. Precisamos de demanda. Mas a Mac Laren está em situação de vantagem financeira. O cenário é positivo. O quadro é maravilhoso. Representa voltar às nossas origens. Hoje, consigo olhar dez anos para a frente, dado as projeções apresentadas pela Petrobras e pelo governo. Sem falar em toda comunicação que temos com os dois. A Petrobras vem promovendo muitas reuniões com os estaleiros nacionais. Ela vem escutando nossas necessidades e deficiências. Só que há um caminho entre ter isso tudo delineado e os resultados acontecerem efetivamente. Não basta só ter vontade. Tem uma vantagem também por vocês não estarem em recuperação judi-
10 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 entrevista Alexandre Klôh cial. Isso ajuda na competição nas licitações da Petrobras? Sem dúvida. Primeiro, não tivemos dificuldade de obtenção de seguro, dado o nosso rating. Não estou falando das seguradoras que não quiseram entrar no negócio por aversão ao risco. O passado trouxe muitos prejuízos e receios. Tiveram seguradoras que pagaram prêmios absurdos por questões do passado. É preciso convencê-las de que apostar em empresas que vão construir para a indústria naval é um bom negócio. Foi difícil conseguir o seguro para os quatro navios da Transpetro? Tivemos algumas negativas em função das empresas não quererem tomar o risco da construção naval. Mas, conseguimos sem qualquer dificuldade a obtenção do seguro. Sem dúvida, por não termos endividamento, em termos de concorrência, não carregamos nos custos, em termos de formatação de preço, um passivo financeiro. Isso nos coloca numa posição de vantagem. A Mac Laren vai entrar nas novas licitações da Transpetro e Petrobras? Vamos participar da concorrência pelos gaseiros (da Transpetro). E tomamos uma decisão importante também, dado o custo de oportunidade e a falta de oferta nacional, de investir US$ 50 milhões na construção do terceiro maior dique flutuante do Brasil. Isso vai posicionar a Mac Laren como uma das três maiores empresas brasileiras do mercado naval offshore. Isso nos permite pegar desde um simples PSV (barco de apoio) até um navio Panamax. Pode falar mais sobre esse dique e quando ficará pronto? Vamos ter condição de pegar embarcações de até 160 metros. Isso significa atender quase 100% da frota nacional que está operando. A construção começa em janeiro de 2026 e deve durar 12 meses. O início da operação está previsto para o início de 2027. A gente está, agora, em processo com o agente financeiro. O projeto já foi aprovado no Fundo de Marinha Mercante. Nas licitações dos navios, a ideia é sempre repetir a parceria com a Ecovix? Não há um modelo definido. Mas, sem dúvida, a comunicação é muito boa. A integração entre as duas na gestão do negócio está muito tranquila. Se a gente decidir que tem uma vantagem competitiva em entrar juntas nos gaseiros, vamos entrar juntas. Na verdade, cada empresa só pode pegar um lote. Se a gente entrar como consórcio só pode pegar um lote. Se decidirmos entrar separados, temos a oportunidade de pegar os dois lotes. No contrato dos navios do tipo Handy, a Mac Laren ajudou a Ecovix, em recuperação judicial, a atingir os critérios financeiros exigidos pela Petrobras? A gente, na verdade, corroborou. É uma junção, em que se fortalece a parte menos favorecida. A Mac Laren foi muito importante no processo para a construção de garantias. A Mac Laren quer participar de todos os bids? A MacLaren, sim. A Ecovix não sei. Mas dado a capacidade produtiva deles, faz to-
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12 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 entrevista Alexandre Klôh do sentido que eles participem também dos demais certames. Na proposta para os quatro navios da Transpetro, foi firmado compromisso de conteúdo local? Nesse projeto, começamos com 65% de conteúdo local, mas, para chegar num preço ideal da Transpetro, tivemos que reduzir para 50,5%, que também é um bom número. A gente também vem conversando com o governo estadual para que a gente tenha uma Política de Estado forte e para ser competitivo. O ICMS pesa muito no processo industrial. Falta política pública do governo do estado do Rio de Janeiro? Falta muito. Para a gente que tem um negócio, investe e desenvolve, a comunicação com o governo estadual é muito importante. O governo precisa entender o calcanhar de Aquiles. O governo está em recuperação fiscal. Então, tem que ter muita vontade de fazer. É fácil ou difícil atingir um conteúdo nacional de 50%? Não é simples, mas é factível. Tem um desafio grande. A mão de obra tem uma representatividade muito grande e a parte de construção também, com os equipamentos e materiais. Mas, há muita importação da China, Coréia e Indonésia. A indústria naval tem condição de aumentar esse conteúdo, desde que haja um programa específico para ela. O aço para os quatro navios virá da China? Inicialmente, sim. A gente está aguardando para ver qual vai ser o reflexo dessas políticas tarifárias entre os Estados Unidos e a China. Queremos ver qual vai ser a repercussão no mercado interno, se as siderúrgicas vão segurar as exportações, se vão ficar no estoque ou colocar no mercado interno a preços menores e mais competitivos. Se conseguirmos comprar o aço no mercado interno, voltamos para o conteúdo local de 65%. Existe um esforço grande da Petrobras em unir os estaleiros brasileiros e chineses. Como estão as conversas entre vocês? Um estaleiro chinês tem que considerar na formatação de preço o custo de importação, nacionalização e transporte. Isso faz com que percam competitividade. Então, por que não fazer uma parceria China- -Brasil? Mas os chineses realmente estão preocupados com isso? A competitividade deles é muito grande. Eles têm muita demanda. Não dependem do mercado brasileiro para continuar produzindo. Demanda da própria China. Mas está sendo desenvolvido um trabalho muito forte para ter essa parceria. Eles estiveram no Brasil, visitaram os estaleiros. Existe uma boa vontade em estruturar essa operação. O Mac Laren está conversando com algum estaleiro chinês para formar parceria? Estivemos com a Cosco numa reunião e com mais um estaleiro. Mas, neste momento, não vislumbramos nada. n
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 13 Marcus D´Elia é sócio-diretor da Leggio Consultoria, especializada em petróleo, gás e energia renovável. Escreve na Brasil Energia a cada quatro meses. Marcus D’Elia Desafios no Setor Marítimo: Combustíveis, Tecnologia e Logística A indústria marítima está diante de um novo desafio em sua história: promover a transição para combustíveis de baixo carbono em um cenário de pressões regulatórias, incertezas tecnológicas e limitações logísticas No centro dessa transformação está a busca por fontes de energia que possam substituir o óleo combustível e contribuir para a redução das emissões de gases do efeito estufa. Ainda que os objetivos estejam claros, como os compromissos da IMO (International Maritime Organization) para 2030 e 2050, o percurso até sua concretização envolve um conjunto complexo de decisões técnicas e estratégicas, limitadas por estas condições regulatórias. Os novos combustíveis marítimos O óleo combustível pesado (HFO) possui hoje um número significativo de alternativas. As possibilidades em discussão - como gás natural liquefeito (GNL), metanol, amônia, hidrogênio, biodiesel e até mesmo propulsão elétrica para embarcações de pequeno porte - apresentam diferentes níveis de maturidade tecnológica, impactos ambientais e viabilidade econômica. A falta de convergência para um padrão global dificulta o avanço em direção a soluções definitivas. O GNL é atualmente uma das opções para transição mais consolidadas, especialmente por sua aplicação em navios gaseiros e por atender às exigências atuais de controle de emissões. Reduz significativamente os poluentes atmosféricos (SOx, NOx e material particulado), mas tem impacto limitado na redução de gases de efeito estufa (entre 10% e 20%), devido ao deslizamento (escape) de metano. O biodiesel é uma alternativa viável e compatível com os motores existentes. É isento de enxofre, biodegradável e pode reduzir as emissões de GEE de 55% até 90%, dependendo da matéria-prima. Ainda assim, enfrenta limitações relacionadas à escala de produção e logística do produto. O metanol pode ser um combustível promissor no médio prazo. Apesar de inflamável e tóxico, possui padrões de manuseio bem definidos. Seu potencial de redução de GEE está entre 50% e 70% se produzido com tecnologias de captura e armazenamento de carbono. Além disso, é compatível com as motorizações existentes através de adaptações relativamente simples. A amônia (NH3) é uma opção inovadora: não emite CO2 na combustão e pode atingir até 70% de redução de GEE, desde que sua produção incorpore captura de carbono. Contudo, apresenta alta toxicidade e desafios de segurança operacional importantes, especialmente em ambientes confinados a bordo. O hidrogênio, apesar de não emitir CO2 ainda enfrenta barreiras como armazenamento complexo e produção verde limitada, sendo considerado uma solução de longo prazo. Continue lendo esse artigo em: /petroleoegas/desafios-no-setor-maritimocombustiveis-tecnologia-e-logistica
Onshore atrativo A imagem do tradicional cavalo de pau ainda fascina investidores que gostam de superar riscos associados a potenciais grandes resultados. A seguir, três histórias do onshore brasileiro 14 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 óleo e gás
O mercado de petróleo e gás onshore no Brasil está ganhando novos protagonistas. Com perfis distintos e experiências consolidadas fora do setor de exploração e produção (E&P), três novos entrantes — Elysian, Dillianz Petróleo e Gás Natural e Petroborn — vêm apostando no potencial das operações em terra para diversificar seus negócios. Lideradas por CEOs oriundos de áreas como agronegócio, tecnologia e mercado financeiro, essas companhias acreditam em soluções inovadoras, otimização de recursos e desenvolvimento de novas reservas para avançar no segmento de exploração e produção (E&P). A Elysian Petroleum, presidida por Ernani Machado, reúne um dos maiores portfólios entre os novos operadores onshore: 122 blocos arrematados no 4º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC). Com um Programa Exploratório Mínimo (PEM) estimado em R$ 192 milhões, a empresa utiliza tecnologia própria baseada em leitura espectral a laser para substituição da sísmica convencional. A companhia já concluiu estudos em 12 blocos e planeja perfuração nos próximos meses, com meta inicial de alcançar 2 mil bpd em dois anos. A Dillianz Petróleo e Gás Natural, liderada por Ivandro Dias, deu início à sua trajetória na Bacia dos Parecis, após arrematar o bloco PRC-T-121 no 5º Ciclo da OPC. Com experiência consolidada no agronegócio e no mercado internacional de combustíveis, o Grupo Dillianz aposta na verticalização da cadeia de óleo e gás, desde a extração até a comercialização. A empresa já conta com autorizações para operar no onshore e busca licenciamento para atuar em águas rasas e profundas. Já a Petroborn, sob o comando de Marcos Farina, consolida sua posição com foco na Bacia do Recôncavo, após concluir a aquisição do campo de Bela Vista. O projeto prevê reentrada em quatro dos seis poços existentes, com investimentos iniciais de US$ 2 milhões e estimativa de US$ 20 milhões em uma segunda fase para elevar a produção a 1 mil bpd. Veja a seguir os planos detalhados de cada um para a atividade de E&P no onshore nacional. Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 15
Dillianz quer liderar em novas fronteiras De acordo com o CEO do Grupo Dillianz, Ivandro Dias, a ideia é começar pelo bloco recém-adquirido, na Bacia dos Parecis mas também buscar oportunidades offshore | POR ANA LUISA EGUES | A Dillianz Petróleo e Gás Natural tem a ambição de ser uma das maiores empresas de E&P em bacias de nova fronteira, disse Ivandro Dias, CEO da companhia e do Grupo Dillianz, em entrevista à Brasil Energia. A ideia é começar pelo bloco recém-adquirido no 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC) da ANP, cuja sessão pública foi realizada em junho, e depois partir para outras bacias terrestres e áreas em águas ra16 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 óleo e gás Foto: Divulgação Dillianz
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 17 sas. Futuramente, a empresa ambiciona até áreas em águas profundas. O Grupo Dillianz, do qual a Dillianz Petróleo e Gás Natural faz parte, contempla cerca de 15 empresas, com atuação principal no agronegócio. A companhia começou a mapear oportunidades de exploração e produção (E&P) de O&G no Brasil há cerca de dois anos, por entender que poderia participar desse mercado desde a etapa inicial, de extração, até a comercialização, uma vez que o Grupo Dillianz já atua no mercado nacional e internacional de combustíveis. “Fizemos esse mapeamento preliminar de sísmica em parceria com uma empresa chinesa, que ainda não podemos divulgar o nome. E acabamos identificando uma bacia interessante, que é a Bacia dos Parecis. O que nós verificamos, e é algo que a Petrobras já tinha identificado também, é que existe a possibilidade de ter petróleo nessa bacia, e não somente o gás. A Petrobras já perfurou nessa região há muitos anos, eles já viram que tem potencial, mas a estatal tem outros interesses”, explicou Dias. A Dillianz arrematou somente um bloco na Bacia dos Parecis: o PRC-T-121, com Programa Exploratório Mínimo (PEM) de 1.130 UTs, bônus de assinatura de R$ 55 mil e ágio de 10%. Após a assinatura dos contratos, algo que deve acontecer em novembro, a empresa pretende ir mais a fundo na coleta de amostras e no trabalho de engenharia, com o objetivo de definir se o alvo principal do bloco será gás ou óleo. A ideia é que todo o projeto já esteja definido em até dois anos, no máximo. “O nosso objetivo é de curtíssimo prazo mesmo, porque já estamos mapeando outros blocos e outras bacias. Queremos crescer bastante. Já temos todas as autorizações para explorar no onshore e estamos correndo atrás das aprovações para explorar em mar. E já estamos recebendo algumas propostas de consórcio. No momento, estamos analisando o que faz sentido para nós, para a curva do nosso crescimento, mas estamos abertos e conversando com empresas do Brasil e de fora do país também”, disse. Outro mercado que a Dillianz está de olho é o de ativos inoperantes, como poços que não estão mais em produção ou que foram abandonados. Ivandro afirma que está negociando um contrato de exclusividade com uma empresa para trazer, para o Brasil, uma tecnologia que permite retomar a produção desses poços. “É uma tecnologia de bombeamento muito interessante, que já é usada fora do Brasil, e que queremos trazer para conseguir comprar esse tipo de ativo, o ativo parado, para operarmos com qualidade e rentabilidade. É um mercado que vamos começar a olhar no início do ano que vem”, informou o executivo. A estreia do Grupo Dillianz no E&P de O&G foi no Brasil, mas a companhia afirma que já identificou algumas oportunidades de ativos no Texas, nos EUA. “Temos sedes nos EUA, Reino Unido e Portugal, além do Brasil. Nós trabalhamos muito com grupos da China e da Europa, por exemplo, por conta do agro. Então, temos muitas portas abertas fora do país. E a ideia principal é essa: tudo aquilo que extraírmos já estar praticamente vendido no mercado, tanto por meio das nossas empresas quanto por meio dos nossos parceiros”, completou Ivandro.
Elysian pedirá licença para perfurar em 12 blocos Ernani Machado, CEO da empresa que arrematou 122 blocos no 4º Ciclo da OPC, disse que a empresa fez sísmica a laser e da base fixa em Minas Gerais vai operar nas bacias Potiguar, Sergipe-Alagoas e Espírito Santo | POR FERNANDA LEGEY | 18 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 óleo e gás Foto: Divulgação A Elysian Petroleum enviará solicitações de licença ambiental aos órgãos federal, estaduais e municipais para a perfuração de poços em 12 dos 122 blocos adquiridos no 4º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC). A companhia detém 99 blocos na Bacia Potiguar, 13 em Sergipe-Alagoas e 10 no Espírito Santo. Em entrevista à Brasil Energia, o CEO da Elysian, Ernani Machado, informou que serão solicitadas licenças ambientais para quatro áreas de cada uma das bacias, totalizando 12 áreas. A sísmica nestes blocos está sendo feita de forma não convencional, por meio de tecnologia própria baseada em leitura espectral feita a laser. A companhia tem parceria com universidades e centros de pesquisa para realizar a atividade. “O campo espectral você não precisa explodir, você não precisa fazer nada, Foto: Divulgação Elysian
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 19 não tem nenhuma lesão à camada de solo e nem do subsolo. Você manda um laser, esse laser é um feixe, depois ele volta com outros dados. Então, nós criamos uma metodologia para fazer a leitura utilizando o laser sem nenhum impacto ambiental, sem nenhuma explosão, sem nada desse jeito”, informou o CEO. Segundo a explicação de Machado, após a leitura espectral, os dados obtidos são enviados para as equipes fazerem uma análise. “O que nós fazemos? Nós agilizamos a localização de onde está o petróleo e gás. Depois, submetemos aquele local, que acreditamos que está [os hidrocarbonetos], a várias universidades, equipes e empresas de prestação de serviço, para que elas analisem se, de fato, naquele local há o petróleo e gás”, disse o executivo. Ao ser perguntado sobre os resultados das sísmicas dos 12 blocos, Ernani destacou que há 89% de chances de haver sucesso na perfuração. O valor previsto ao programa exploratório mínimo (PEM) dos 122 blocos é de R$ 192 milhões. O montante faz parte da estimativa de R$ 400 milhões, dos quais ainda há o valor de R$ 208 milhões voltados aos levantamentos sísmicos e desenvolvimentos de tecnologias. O 1º período exploratório dos blocos vai até julho de 2029. Ernani Machado afirmou que continua com a meta de alcançar 2 mil bpd em dois anos de exploração e de 5 mil bpd no quarto ano, bem como espera dobrar a meta. “É muito possível que ela seja maior do que eu disse primeiramente, devido a esses estudos”, evidenciou ele. “O que nós queremos aqui é ter lucro na operação e fazer isso da maneira mais sustentável possível”, destacou. Ao todo, a Elysian realizou levantamento sísmico em 90 blocos. Os 30 principais já foram selecionados e 12 estão com os estudos terminados. Como antecipou à Brasil Energia, a localização da base fixa de operação dependia da definição dos 30 principais blocos, o que já aconteceu. A base estará situada em Belo Horizonte (MG) e a construção está prevista para finalizar ainda este ano. Com esta base, a companhia poderá operar de forma remota suas atividades nas Bacias Potiguar, de Alagoas e do Espírito Santo. Para atender as atividades de forma local, caso precise de uma intervenção, a ideia é utilizar centros de comando exploratório móvel. De acordo com Machado, será uma operação descentralizada: o comando e controle de tudo acontecerá em Minas Gerais e pequenas unidades móveis em cada bacia serão responsáveis pelas atividades de manutenção. Também em Belo Horizonte e perto da base de operações, a Elysian está criando um centro próprio para desenvolvimento de tecnologias com inteligência artificial (IA). Este centro atenderá diversas categorias, mas, neste momento, o foco será em trabalho envolvendo tecnologias para o setor de petróleo e gás. Machado ressaltou que além das parcerias com centros de pesquisas e universidades no Brasil, a companhia tem cooperação com instituições internacionais, nos EUA e em alguns países na Europa. Em novembro de 2024, a Elysian, em parceria com a JMM Tech, em que Machado também é CEO, assinou um termo de cooperação técnica com o Centro de Inovação e Tecnologia (CIT) do Senai. O objetivo é realizar projetos de pesquisa, desenvolvimento e prestação de serviços tecnológicos.
20 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 óleo e gás O consistente caminho da Petroborn em 10 anos A empresa, que começou com um campo marginal inativo em 2015, conseguiu gerar produção e riqueza e ganhou confiança para investir em blocos exploratórios e em um segundo campo. | POR FERNANDA LEGEY | A Petroborn concluiu a aquisição do campo de Bela Vista, localizado na Bacia do Recôncavo, após assinar o contrato de cessão de direitos com a ANP em julho. A companhia comprou o campo da Imetame em julho de 2024. Atualmente, Bela Vista tem seis poços perfurados e o plano dos novos donos começa com a reentrada em quatro poços, segundo o CEO Marcos Farina informou à Brasil Energia. O processo tem previsão para iniciar no período de três a seis meses. A ideia é ir primeiro nos dois poços em que a Imetame já reentrou e testou anteriormente. Nos próximos dois meses a empresa vai começar a contratação e a revisão Foto: Divulgação Petroborn
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 21 dos estudos das reservas de petróleo. Os estudos iniciais apontam reservas provadas (1P) e volume de óleo in place (voip) de cerca de 9 milhões de bbl. Nos próximos dois anos, a companhia prevê investir US$ 15 milhões. Cerca de US$ 2 milhões serão reservados para a reentrada dos quatro poços em Bela Vista, à instalação dos equipamentos para operações de tancagem e à interligação dos poços. A segunda fase tem investimentos estimados em US$ 20 milhões e parte do montante será para aumentar a produção do campo em busca do primeiro milhar de barris/dia. “Se pegarmos uma analogia com os campos da Petrobras que estão próximos, a quantidade de poços por área é muito grande. Como isso pertence ao mesmo trecho de óleo, se tivermos algo similar aos campos da Petrobras, nós vamos poder perfurar vários poços ainda dentro do campo”, explicou Farina, ressaltando, também, que a programação da 2ª fase dependerá dos resultados obtidos na 1ª. O campo de Bela Vista tem aproximadamente 2,13 km2 de extensão e foi a aquisição mais recente da Petroborn. Na mesma bacia, a companhia detém dois blocos exploratórios, o REC-T-103 e o REC-T-165, localizados ao lado de dois campos da Petrobras (Taquipe e Buracica). Os blocos têm uma distância de 80 km a 100 km do campo de Bela Vista. Pelo tamanho do intervalo não poderá haver uma interligação, mas Farina ressalta uma possível otimização da infraestrutura de serviços e de equipe. “Todos os ativos são na Bahia, então fica fácil redirecionar a equipe para um ou outro ativo conforme o nível de atividade esteja maior naquele momento”, disse o CEO. A primeira perfuração em um destes blocos exploratórios está prevista para 2026. Farina lembra que não só Bela Vista tem potencial de petróleo, os blocos também. De acordo com o executivo, os estudos estão avançados nos blocos exploratórios do Recôncavo. No REC-T-103, a interpretação do reprocessamento sísmico 3D já está concluída, enquanto no REC-T-165 já foi finalizado o reprocessamento da sísmica 3D e será iniciada a interpretação. “Em breve, a gente vai ter esse nível de informação nos dois blocos e aí vamos poder partir para determinar a perfuração dos poços”, disse ele. E sobre parcerias, Marcos Farina afirmou que “estamos conversando inclusive já com alguns players do setor e isso é uma possibilidade concreta”, finalizou o CEO. Portfólio A Petroborn detém cinco ativos em seu portfólio e o primeiro a ser adquirido foi o campo de Iraí (Bacia de Tucano Sul), na 13ª Rodada da ANP em 2015. Em 2020, o campo atingiu seu pico de produção (75 mil m3/d) e, após isso, a companhia decidiu investir em mais um ativo. No mesmo ano adquiriu o bloco TUC- -T-172, localizado ao lado de Iraí, no 2º ciclo da Oferta Permanente. Já em 2022 comprou dois blocos na Bacia do Recôncavo, o REC-T-103 e o REC-T-165. Por fim, em 2024, comprou o campo de Bela Vista. n
22 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 BE Debates “O próximo leilão vai ser do onshore” Em debate promovido pela Brasil Energia sobre o E&P na Bahia, a diretora da ANP Mariana Cavadinha antecipa áreas que serão ofertadas no próximo ciclo da oferta permanente, com destaque para as bacias terrestres do Recôncavo e Tucano Sul; também estão previstos blocos marítimos em Jacuípe e Camamu-Almada | POR ROSELY MAXIMO | Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 23 O próximo leilão da oferta permanente da ANP será focado no onshore, com 78 blocos previstos para as bacias da Bahia, anunciou a diretora da agência, Mariana Cavadinha, durante debate promovido pela Brasil Energia. A expectativa é que sejam oferecidos 57 blocos na bacia do Recôncavo e 21 na bacia de Tucano Sul, onde também estão incluídas quatro áreas de acumulações marginais com potencial para gás natural. “A última oferta permanente foi bastante focada em offshore, então a próxima a gente entende que provavelmente será focada no onshore”, disse Cavadinha. A diretora prevê que a audiência pública para inclusão dos blocos ocorra no segundo semestre deste ano, com sessão pública no início de 2026. O anúncio foi feito durante o Brasil Energia Debate, para o qual foram convidados a diretora da ANP e o presidente da Abpip, Marcio Felix, sob o tema Atividade de Exploração e Produção na Bahia, onde 26 empresas operam campos e blocos exploratórios. O estado concentra investimentos previstos de US$ 1 bilhão até 2029 no setor onshore, segundo dados apresentados pela agência. Para as bacias offshore da Bahia, a ANP mantém em estudo cinco blocos exploratórios na Bacia do Jacuípe e 12 na Bacia de Camamu-Almada. Os blocos do Jacuípe estão em estágio mais avançado, aguardando avaliação ambiental dos ministérios do Meio Ambiente e Minas e Energia. “Estamos sempre atentos à sensibilidade ambiental e continuando nossos estudos internos”, afirmou Cavadinha sobre as áreas offshore, que enfrentam maior complexidade de licenciamento. Agenda regulatória em foco A agenda regulatória 2025-2026 da ANP, composta por 56 ações, foi destaque do debate. Cavadinha enfatizou a importância da resolução sobre flexibilização do Programa Exploratório Mínimo (PEM), publicada em junho, que permite que operadores cumpram compromissos exploratórios fora do bloco original. “Caso haja interesse do operador, ele pode fazer isso fora daquele bloco original, podendo encaminhar solicitação à ANP indicando qual contrato vai receber essas unidades de trabalho”, explicou. A medida visa revitalizar a exploração e pode incentivar aquisições sísmicas e perfuração de poços exploratórios. Outras ações prioritárias incluem aperfeiçoamentos na regulamentação de garantia de descomissionamento, revisão da resolução de cessão de direitos e regulamentação da redução de royalties para campos marginais – complementando os incentivos já existentes para produção incremental de pequenos e médios produtores.
24 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 BE Debates Visão dos independentes O presidente da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), Márcio Félix, destacou a importância da revisão dos critérios que definem pequenos e médios produtores. “O que era pequeno e médio porte lá atrás está crescendo. Daqui a pouco não tem mais ninguém de pequeno porte, porque todo mundo cresceu um pouco”, observou. Félix ressaltou que os independentes “lidam com a raspa do tacho” e focam em prolongar a vida útil de reservatórios e aumentar o fator de recuperação, ainda baixo no país. Para o setor onshore, defendeu a importância do acesso não discriminatório a infraestruturas essenciais. Mercado de gás natural A proposta da Abpip quanto ao acesso à infraestrutura essencial teve ressonância na agenda regulatória que também prioriza o mercado de gás, com duas resoluções em destaque: regulamentação do acesso não discriminatório a infraestruturas essenciais (terminais de GNL, gasodutos e unidades de processamento) e revisão das tarifas de gás natural. “É importante aproveitar a infraestrutura instalada, principalmente num estado como a Bahia, que foi o berço do E&P no Brasil”, disse Cavadinha sobre o compartilhamento de infraestrutura. O debate ocorreu após um intenso período de discussão na agência sobre o encerramento dos contratos da rodada zero, cujo prazo limite é 25 de agosto deste ano. De acordo com a diretora, somente nas bacias do Recôncavo e de Tucano Sul foram aprovadas 57 prorrogações contratuais, sendo 27 com redução de royalties sobre produção incremental. “São novos projetos que subsidiaram essa extensão de vida útil dos contratos e a ANP analisou para poder fomentar a realização desses investimentos. Então, realmente, as perspectivas são muito boas”, concluiu Cavadinha. n ASSISTA o vídeo completo no nosso canal do YouTube. Clique na imagem.
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 25 José Almeida dos Santos, geólogo-UFRJ, é consultor na área de energia. Escreve na Brasil Energia mensalmente. José Almeida dos Santos Oportunidades com entrantes no Shale Mantida a produção atual de óleo e gás, as reservas mundiais dos reservatórios convencionais se esgotarão em 50 anos. O mundo terá tecnologia, recursos financeiros e apoio político para produzir todas as reservas dos não convencionais? Coautores: Kazumi Miura e Bruno Leonel O mundo já produziu 1,5 trilhões de barris de petróleo, dos quais, uma parte é oriunda dos reservatórios não convencionais, principalmente dos Estados Unidos, Canadá, China e Argentina. O mesmo aconteceu com a produção de gás, cuja produção acumulada está entre 160 e 170 trilhões de m3, parte significativa oriunda dos reservatórios não convencional americana, chinesa, canadense e argentina. Aos poucos esses reservatórios vêm contribuindo para manter o nível de produção e consumo mundial. Atualmente, somente quatro países produzem gás e óleo dos folhelhos chamado shale gas/oil; Estados Unidos, Canadá, China e Argentina. Além desses, Mexico, Argélia, Arabia Saudita, Australia e Polônia já estão em estágio bem avançado para a produção. Há indicações que esses nove países, em 2040, deverão produzir 80% de todo o shale gas do mundo. A tecnologia desenvolvida pelos Estados Unidos foi e será fundamental para esse avanço. Liderança tecnológica Os Estados Unidos produziram em 2015, 37 bcf/dia e, em 2023, 80,7 bcf/dia oriundos do shale gas. Esse número já representava 78% de todo gás produzido no país, com estimativas de chegar em 2040 produzindo mais de 80% no shale gas. Esse avanço espetacular deve-se a todo esforço tecnológico feito principalmente com perfurações horizontais de múltiplo estágio de fraturamento e uso de intensa tecnologia para aumentar a produção por poço e seu período de vida útil. A US Energy Information Administration (EIA) estimou que, em 2023, os EUA produziram 8,3 milhões barris/dia oriundos do chamado tight oil, representando 64% de toda a produção diária americana. Houve pouca alteração em relação a 2024. Mais de 60% dos recursos da economia norte americana dependem do petróleo produzido nos reservatórios não convencionais, quer seja folhelhos ou outros reservatórios de baixa porosidade. As reservas de óleo e gás dos reservatórios americanos são bastante solidas e, com domínio absoluto da tecnologia e poucas restrições ambientais para exploração e produção, tudo indica que haverá ainda um longo período de produção dessas reservas. O Canadá está produzindo gás dos folhelhos (não convencional) desde 2008, tendo alcançado 4.1 Bcf/dia em 2015. A produção de shale gas do Canadá deverá alcançar mais de 30% da produção total do país em 2040, conforme os prognósticos da indústria local. Além do gás, o Canadá é um dos maiores produtores mundiais de óleo pesado, oriundo dos chamados Tar sand. Produz atualmente 3,3 milhões de barris dia desses reservatórios ou 2/3 de toda a produção canadense. Continue lendo esse artigo em: /petroleoegas/oportunidades-com-novosentrantes-no-shale-e-no-tight
O primeiro e único leilão de transmissão deste ano, previsto para 31 de outubro, terá sete dos 11 lotes com a classificação de necessidade imediata, com prazos variáveis de acordo com o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (Potee), do MME. “São empreendimentos que já entram com uma carga suficiente para que eles sejam utilizados imediatamente”, define Glauco Freitas, presidente da subsidiáFoto: Divulgação/MME 26 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 transmissão Leilão de 2025 tem lotes de necessidade imediata Sete dos 11 a serem negociados em outubro estão nessa categoria, segundo presidente da Hitachi Energy no Brasil | POR NELSON VALENCIO | Sistema de Corrente Contínua de Alta Tensão (HVDC) da hidrelétrica de Itaipu que está sendo revitalizado: aposta de oferta na modalidade mais “light” em novos leilões de transmissão
Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 27 ria local da Hitachi Energy, em conversa com a Brasil Energia. Ele lembra que o cronograma para os demais lotes é de 42 meses, considerado curto atualmente pela complexidade. “Eu não diria que são desafiadores. Eles são possíveis, mas vão requerer uma estratégia conjunta entre investidores e fornecedores de todos os escopos”, argumenta. O executivo chama a atenção para outro detalhe do certame: a presença de cinco lotes que serão relicitados e cuja caducidade foi pedida pelo MME e precisa ser homologada pelo Tribunal de Contas da União (TCU) até setembro. Embora tenha recebido a proposta de um leilão apenas para esse ano com surpresa e até um certo desapontamento, Freitas aposta em certames interessantes para o biênio 2026-27, inclusive pela possibilidade de oferta de um novo bipolo em corrente contínua de alta tensão (HVDC). A aposta do mercado é que para o novo empreendimento de HVDC seja aplicada a modalidade VSC, da sigla para conversores de fonte de tensão em inglês. Também chamada de HVDC Light, a variante é mais simples e mais replicável, sendo mais adaptada para o transporte de energia de fontes renováveis intermitentes como eólica e solar. Enquanto o HVCD tradicional transporta grandes blocos de energia, caso do escoamento da produção hidrelétrica, a opção VSC opera com blocos menores, de acordo com Freitas. O presidente da Hitachi destaca que a demanda por HVDC, aumentou muito anúncio Conheça-nos Eólica 12 GW Solar 13 GW LT 1.408KM Subestações 126 40 anos de Engenharia
Leilão de transmissão de 2025 Instalações no Estado de São Paulo: Sublote 1A: u LT 345 kV Miguel Reale - Centro, C1 e C2, Subterrâneas; Sublote 1B: u LT 345 kV Norte - Miguel Reale, C3 e C4, Subterrâneas. Instalações nos Estados do Maranhão, Paraíba, Pernambuco e Piauí: u LT 500 kV Santa Luzia II - Bom Nome II, C1, CS; u LT 230 kV Caxias II - Teresina II C1, CS; u LT 230 kV Teresina - Teresina III C1, CS; u SE 230 kV Caxias II - Controle Automático Rápido de Reativos - CARR. Instalações nos Estados do Rio Grande do Sul e Paraná: u LT 230 kV Ivoti 2 - São Sebastião do Caí 2, C1, CS; u LT 230 kV Caxias - São Sebastião do Caí 2, C1, CS; u LT 230 kV Sarandi - Maringá, C1 e C3, CD; u SE 525/138 kV Erechim 3; u SE 230/69 kV Boa Vista do Buricá 2; u SE 230/138 kV São Sebastião do Caí 2; u SE 230/138 kV Ivoti 2; u Trechos de LT 525 kV entre a SE Erechim 3 e a LT 525 kV Itá - Caxias Norte C1; u Trechos de LT 230 kV entre a SE Boa Vista do Buricá 2 e a LT 230 kV Guarita - Santa Rosa C1; u Trechos de LT 230 kV entre a SE Ivoti 2 e a LT 230 kV Caxias - Campo Bom C1; u Trechos de LT 230 kV entre a SE Ivoti 2 e a LT 230 kV Caxias - Campo Bom C2. LOTE 1 LOTE 2 LOTE 3 28 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 transmissão globalmente, com cerca de 100 projetos nos últimos três anos, em contraste com cinco projetos por ano, que era a média anterior. Com isso, ter uma opção mais replicável como o VSC oferece menos risco de cumprimento de prazos. Um dos motivadores da procura pela tecnologia HVDC em geral é o “superciclo” global de transmissão de energia. O recurso é fundamental para dar a robustez e flexibilidade da rede, sendo essencial para o transporte de energia a longas distâncias. Freitas lembra ainda que a expansão da capacidade produtiva dos fornecedores de equipamentos no Brasil, caso do investimento da multinacional japonesa na planta de Guarulhos, tem como objetivo garantir que o mercado local tenha capacidade para atender às demandas e aos prazos do sistema elétrico.
instalações nos Estados do Mato Grosso e Rondônia: uLT 500 kV Jauru - Vilhena 2, C1, CS; u LT 230 kV Vilhena - Vilhena 2, C1 e C2, CD; uSE 500/230 kV Vilhena 2 e Compensação Síncrona. LOTE 4 instalações no Estado de Goiás: uLT 230 kV Itapaci - Matrinchã 2, C1, CS; uLT 230 kV Matrinchã 2 - Firminópolis, C1, CS; u SE 230/138 kV Matrinchã 2. LOTE 5 instalações no Estado de Minas Gerais: Sublote 6A: u SE 500 kV Nova Ponte 3 - Compensações Síncronas; Sublote 6B: u SE 500 kV Paracatu 4 - Compensação Síncrona. LOTE 6 instalações no Estado de São Paulo: u LT 345 kV Norte - São Miguel, C1 e C2, subterrâneas; uLT 345 kV São Miguel - Ramon, C1 e C2, subterrâneas; uSE 345/88 kV São Miguel. LOTE 7 instalações no Estado do Mato Grosso do Sul: uSE 230/138 kV Iguatemi 2; u Trechos de LT em 230 kV entre a SE Iguatemi 2 e a LT Guaíra - Dourados C1 LOTE 8 instalações no Estado de São Paulo: u SE 230/88 kV Dom Pedro I; uTrechos de LT 230 kV entre a SE Dom Pedro I e a LT 230 kV São José dos Campos - Mogi das Cruzes. LOTE 9 instalações nos Estado do Mato Grosso: u SE 500/138 kV Cuiabá Norte; uTrechos de LT 500 kV entre a SE Cuiabá Norte e a LT Jauru - Cuiabá C2. LOTE 10 instalações no Estado do Rio Grande do Norte: Sublote 11A: uSE 500 kV Açu III - Compensações Síncronas; Sublote 11B: u SE 500 kV João Câmara III - Compensação Síncrona. LOTE 11 Brasil Energia, nº 496, 24 de julho de 2025 29
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