Luciana Costa, Diretora do BNDES “Amazônia é grande oportunidade para o país” Ano 44 - No 497 - brasilenergia.com ÓLEO E GÁS O redesenho de Búzios para incluir exportação de gás TERMELÉTRICAS Como a biomassa garante potência ao Sistema Interligado NUCLEAR Em oito anos, o Brasil já poderá ter microrreatores COBERTURA ESPECIAL Fenabio 2025: o etanol em tempo de grande expansão BIOENERGIA RS usa trigo para reduzir dependência do etanol HIDRELÉTRICAS PCHs conquistam no leilão expansão e previsibilidade MOBILIDADE Frota de elétricos no Brasil ultrapassa 500 mil veículos
Segurança para todos os Brasis. Energia para todo o Brasil.
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 3 A NT 85/2025 anunciada pelo MME, ao restringir a consulta pública para o LRCap 2026 em dois leilões distintos - um exclusivo para UTEs a gás e carvão mineral e UHE e um segundo para UTE a OC e diesel - pegou os geradores de térmicas a biomassa de surpresa. As biotérmicas, com predominância de UTEs alimentadas a bagaço de cana, tinham inscrito 7 GW de projetos no LRCap cancelado de junho, quando tinham espaço no planejamento governamental. É um bloco consideravelmente grande que, sendo sustentável pelo aproveitamento de um passivo ambiental, teria todas as credenciais para participar deste próximo leilão. Afinal, garante potência com combustível renovável. A sua ausência no próximo certame só se explica por uma única razão que, se tiver fundamento, merece aplausos; o MME estaria pensando em ter um LRCap exclusivo para as biotérmicas, como pleiteia o segmento, onde os parâmetros da disputa seriam mais equilibrados. De fato, a disputa entre as térmicas de biomassa e as alimentadas por gás e carvão é desigual. Talvez mais desigual ainda com hidrelétricas existentes, com poços livres para serem motorizados, a preços também imbatíveis. Como a expansão da geração por fontes intermitentes, especialmente na MMGD, continuará preocupando o operador do sistema, é de se esperar que um terceiro LRCap venha por aí. edição 497 sumário olá leitor, CIDADES 14 PPPs e consórcios de Iluminação pública já atendem 27% da população 50 Mesmo integrada ao SIN, Boa Vista precisará da segurança de sua térmica ÓLEO E GÁS 20 Petrobras redesenha Búzios para ampliar exportação de gás 26 FPSO Almirante Tamandaré pode ser ampliado em até 20% 68 O que planeja a Perenco em Cherne e Bagre ETANOL 42 RS recorre ao trigo para reduzir sua dependência HIDROGÊNIO 31 Projetos de H2V no Brasil somam R$ 454 bi em investimentos 33 ABIHV identifica projetos com FID até 2029 MOBILIDADE 34 A descarbonização por trilhos no lugar de rodovias 101 País ultrapassa 500 mil veículos eletrificados 104 Ônibus elétricos têm forte crescimento em 2025 TRANSMISSÃO 46 Expansão deve demandar R$ 39,1 bi
4 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 6 LUCIANA COSTA BNDES “Amazônia é grande oportunidade para o país” edição 497 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: Marcos André Pinto/BNDES 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 ENTREVISTA COLUNISTAS 57 BRUNO ARMBRUST O risco de uma Vitória de Pirro no setor gasista 76 FREDERICO ACCON Armazenamento: avanço na regulação pode destravar investimentos 77 JERSON KELMAN Proposta de resolução para a Aneel 30 JOSÉ ALMEIDA Reposição de Reservas de Óleo e Gás, desafios e oportunidades 95 MARCELO CASTRO Plataformas de Tecnologia e ecossistema de inovação 29 OSMANI PONTES Choque tarifário e financiamento bancário ao setor de Óleo e Gás 41 PAULA KOVARSKY Contabilidade de carbono: o elo perdido da COP da ação 87 RUBEM CESAR Carência de massa crítica qualificada para a Transição Energética 13 TELMO GHIORZI A geopolítica e os recursos de PD&I 67 WAGNER VICTER A superação da pobreza energética no Brasil e o meio ambiente 93 ZILMAR SOUZA Por que não um LRCap exclusivo para as biotérmicas? TERMELÉTRICAS 58 Como a biomassa garante suprimento e segurança ao SIN NUCLEAR 62 O Brasil escolhe a rota do Micro Reator Nuclear SOLAR 72 Cultura orientada a dados melhora a eficiência na geração COBERTURA ESPECIAL 78 Fenabio 2025 HIDRELÉTRICAS 88 PCHs voltam ao radar de investidores com perspectiva de crescimento a longo prazo DISTRIBUIÇÃO 96 Tecnologia gera ganhos de R$ 230 milhões na Equatorial CONSUMIDOR 106 Medicina diagnóstica busca matriz energética limpa
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 5 imagem do mês No litoral do Amapá, na altura do Oiapoque, o navio sonda ODN-II (NS-42) afretado pela Petrobras, esperando a autorização do Ibama para realizar os exercícios da Avaliação Pré-Operacional no bloco FZA-M-59, ganhou destaque no mês. A embarcação foi posicionada no local do poço offshore denominado Morpho, a 175 km da costa, para testar as respostas de emergência da empresa em eventuais acidentes ambientais, conforme exigência do Ibama. Qualquer que sejam os resultados, a Petrobras já encaminhou ao Ibama mais sete pedidos de poços exploratórios para o país, enfim, saber se a Margem Equatorial brasileira é tão prolífica quanto a das vizinhas Guianas. Imagem do Marine Traffic
6 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 entrevista Luciana Costa Amazônia é grande oportunidade para o país Para a diretora do BNDES, o banco e a Petrobras podem se unir para transformar a exploração da Margem Equatorial num projeto de desenvolvimento socioeconômico. E o país deveria retomar a discussão sobre a construção de hidrelétricas com reservatórios. | POR FERNANDA NUNES | O BNDES está disposto a se juntar ainda mais à Petrobras para ajudar a construir um projeto de desenvolvimento sustentável da Amazônia a partir da exploração e produção de óleo e gás da Margem Equatorial. Algumas soluções já estão postas, outras ainda podem surgir, como afirmou a diretora de Infraestrutura, Transição Energética e Mudança Climática do banco, Luciana Costa, nesta entrevista à Brasil Energia. Ela diz que a Petrobras pode fazer aportes no Fundo Amazônia, enquanto a equipe social do banco cuida do planejamento da ocupação do território, como já faz em outros projetos na região. A parceria no programa Pró-Floresta entre o BNDES e a petrolífera para a restauração de áreas degradadas também poderá se expandir. “A Amazônia é um bode na sala porque quase 30 milhões de pessoas vivem na região e os seus índices sociais são os piores desse país. Preservar a Amazônia é fundamental. Mas o desenvolvimento da região passa pela geração de riqueza. A Amazônia é uma grande oportunidade para o país”, afirmou a diretora do BNDES. Além disso, o banco está disposto a liberar mais dinheiro para que embarcações contratadas pela estatal, diretamente ou via subsidiária Transpetro, sejam construídas no Brasil. Costa destaca que não falta dinheiro para ampliar o índice de conteúdo local no setor. Ao mesmo tempo, o banco se mantém atento às novas tecnologias de geração de energias renováveis que surgem e precisam do auxílio do banco para ganhar escala. Hidrogênio e
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 7 Foto: Marcos André Pinto/BNDES
8 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 entrevista Luciana Costa fertilizante verdes, combustível sustentável de aviação, minerais críticos, biometano, soluções baseadas na natureza e restauração. “Isso para a gente é muito prioritário”, ressaltou ela, na seguinte entrevista. É possível ter um setor de petróleo ambientalmente sustentável? É importante a gente debater o papel do setor de óleo e gás na transição energética e qual é o futuro da energia. Como a gente garante que o futuro vai ser neutro em carbono, mas sem ameaças à segurança energética, não vejo nenhuma incongruência. O setor de petróleo e gás é parte da equação da transição energética. Não tem como pensar em uma transição energética justa e segura sem este setor extremamente importante para a economia brasileira. A gente precisa escalar energia renovável, novas tecnologias que vão gradativamente substituindo os combustíveis fósseis, mas a gente não pode prescindir do petróleo e do gás no curto prazo. No BNDES, a gente entende o gás como um combustível de transição, porque deixa uma pegada de carbono menor do que o carvão, por exemplo. Além disso, as energias renováveis, solar e eólica, têm um componente de intermitência importante. A gente precisa de térmica a gás, de hidrelétrica com reservatório. É um mundo que precisa ser neutro em carbono. A gente precisa conter o aquecimento global, só que a equação de segurança energética é extremamente complexa para a gente simplesmente se basear no senso comum de que o óleo e gás são fósseis e a gente precisa parar de consumir esse tipo de combustível. A discussão da transição energética é multidisciplinar. Ela é econômica, setorial e ambiental. Como isso se reflete no banco? Existe alguma resistência ao petróleo? Em todos os nossos empréstimos, fazemos uma análise do impacto social de cada projeto. Fazemos um due diligence socioambiental extremamente criterioso. Mas não temos nenhuma diretriz macro de, por exemplo, não financiar usinas térmicas a gás. A gente financia gás e petróleo desde que os projetos passem pelos nossos critérios de análise de impacto socioambiental. As análises se baseiam no licenciamento. As diretrizes são as mesmas? Todos os projetos precisam ter todas as licenças. As diretrizes são analisar o impacto no território. O BNDES tem uma área super criteriosa que analisa os impactos, mas a gente não tem diretriz para não financiar o setor de petróleo e gás. Não existe isso. O BNDES acabou de assinar um acordo de descarbonização com a indústria naval. O que a gente pode esperar dele na prática? Primeiro, vamos fazer um grande estudo de como vai ser a transição na indústria naval. Isso pode, de alguma forma, restringir o acesso ao capital para a indústria naval? As exigências para o setor estão dadas. O setor tem obrigação de descarbo-
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 9 nizar. Inclusive, é um guidance global da ONU, porque mais ou menos quatro por cento das emissões globais vêm do setor marítimo. Esse setor tem obrigações. O que o BNDES vai fazer junto com a Transpetro é um acordo de cooperação técnica para a elaboração de um estudo que vai ajudar o setor naval brasileiro na transição energética. O estudo vai olhar o tema da descarbonização e da transição energética como uma oportunidade, porque a indústria naval vai ter que ser reestruturada. As emissões do transporte marítimo têm aumentado e o IMO (International Maritime Organization) colocou metas de descarbonização para a indústria naval. Ela vai ter que adotar combustíveis alternativos para embarcações. Como o BNDES está envolvido no projeto da Petrobras para a Margem Equatorial? Você já falou que a Amazônia é um bode na sala para o Brasil, que ela precisa se desenvolver. Como se resolve esse dilema? A Margem Equatorial é um projeto da Petrobras. A gente não está envolvido diretamente nesse projeto. Mas nós entendemos que é preciso continuar com os estudos para, no futuro, o que se prevê que tenha lá de petróleo possa ser explorado. A gente entende que a Petrobras é a maior empresa de offshore do mundo, tem muita tecnologia, não tem acidentes no currículo, o que é um selo de qualidade. Os estudos têm que acontecer o mais rapidamente possível. Caso se comprove a existência da quantidade de petróleo que se diz ter lá, a gente tem que explorar, sim. A Rystad (Energy) cita de 10 a 25 bilhões de barris de óleo equivalente. O petróleo do Brasil é menos intensivo no escopo 1 e 2. Não tem sentido os nossos vizinhos explorarem esse petróleo e a gente ter que importar óleo a partir da metade da próxima década, abrindo mão dessa riqueza. Tem que ser com o maior critério possível. A Petrobras tem que cumprir tudo que o Ibama colocar de condição, mas a exploração e produção desse petróleo, se existir, deve acontecer. A Amazônia é um bode na sala porque vivem quase 30 milhões de pessoas na região e os seus índices sociais são os piores desse país. Preservar a Amazônia é fundamental. Mas o desenvolvimento da região passa pela geração de riqueza. A Amazônia é uma grande oportunidade para o país. O BNDES tem algum projeto de desenvolvimento da infraestrutura na região da Margem Equatorial e de uma cadeia local? Tem várias formas de contribuição com a Petrobras. Uma coisa que a gente fez foi o programa Pró-Floresta, para desenvolver o setor de carbono com a Petrobras. A ideia é promover a restauração de até 50 mil hectares de terras degradadas da Amazônia. É uma parceria que pode se expandir. Além disso, uma vez que a Petrobras decida explorar a região, o BNDES pode sentar com a empresa. O BNDES tem muita experiência no desenvolvimento de territórios. A gente tem a área social que gere o Fundo Amazônia, por exemplo, e apoia projetos de comunidades locais. Se tiver tudo que se espera de petróleo e a Petrobras fizer aportes grandes no Fundo Amazônia, o banco pode apoiar
10 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 entrevista Luciana Costa o desenvolvimento do território com um olhar social. Tem muito o que o BNDES fazer e a gente tem feito. O BNDES pode fazer muito próximo da Petrobras. Algo pode ser feito especificamente para a cadeia fornecedora, como o financiamento para ela se instalar na Margem Equatorial? Podemos pensar e discutir isso. Tem a questão das embarcações. O BNDES é o maior operador do Fundo da Marinha Mercante. A gente apoia a modernização da frota. Já tem muita coisa que a gente faz junto. Como transformar o investimento na Amazônia em desenvolvimento social? Essa é uma questão de política pública, de planejamento. E, aí sim, o BNDES e a Petrobras são muito fortes juntos. Na construção da hidrelétrica de Belo Monte, por exemplo, houve um problema de grande impacto no território. Mas, hoje, se não tivesse a usina, a região seria muito mais pobre. Hoje, a cidade de Altamira tem mais de 90% de cobertura de água e esgoto. O restante da Amazônia tem muito menos. O Acre tem 7%. Então, tem sim como fazer bem-feito. Vamos olhar os erros do passado, não repetir, e replicar os acertos. O mercado de crédito de carbono é uma parte da solução da equação? Sim. O mercado de crédito de carbono é uma grande oportunidade para o país. Cinquenta por cento das nossas emissões vêm de desmatamento e grande parte do desmatamento está concentrado na Amazônia. Vinte e quatro por cento das emissões vêm do uso da terra, da agropecuária. Somente 18% vêm de energia. No resto do mundo, quase 80% das emissões vêm do setor energético e menos de 10% do desmatamento. Então, o Brasil tem um padrão de emissão diferente do resto do mundo. Controlar desmatamento e restaurar terra degradada em larga escala vai ser cada vez mais economicamente viável quanto mais o mercado de carbono se desenvolver. E a gente, obviamente, tem que continuar com os esforços de transição energética na indústria e no setor de energia. Ainda há espaço para investimento em hidrelétricas? Hoje o Brasil não está discutindo isso. Eu, Luciana, considero que a gente tem um terço da água de todas as Américas e por isso acho que a gente deveria estar discutindo, sim, a construção de hidrelétricas. Até porque a hidrelétrica é renovável e, com reservatório, resolve o problema de intermitência de solar e eólica. Mas houve muito debate, muita polêmica na construção de Belo Monte. Esse é um debate importante a se fazer. Sem Belo Monte, a gente não poderia ter acrescentado tanta energia renovável na nossa matriz. Ela segura a produção no momento em que o sol se põe. E existem usos múltiplos da água. Tem muitas informações que não chegam para a sociedade sobre os benefícios que determinadas hidrelétricas promovem até hoje. Como está o desembolso para a área de infraestrutura voltada para a transição energética? Considerando tudo de infraestrutura, a média de aprovação na gestão passada era de R$ 40 bilhões por ano. Nós esta-
12 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 entrevista Luciana Costa mos aprovando R$ 80 bilhões. Então, a gente dobrou a aprovação. A gente tem financiado térmica. Não existe interdição de financiamento. E a gente continua crescendo. A taxa está em 15% (ao ano, a Selic). Esse é o grande debate para destravar mais investimento em infraestrutura. O Brasil está caminhando para conseguir reduzir a taxa de juros e, aí sim, vai destravar mais investimento ainda. Quais são as prioridades para desembolso? O BNDES é o secretário da Plataforma de País. Lá, a gente tem mapeado US$ 22 bilhões de projetos estratégicos para a transição energética, que inclui hidrogênio verde, fertilizante verde, combustível sustentável de aviação, projetos de minerais críticos, biometano, soluções baseadas na natureza, restauração, as tecnologias do futuro que a gente tem que desenvolver, que são as novas indústrias. Isso para a gente é muito prioritário. De que forma o banco contribui com a política pública para aumentar o conteúdo local no setor de óleo e gás, sobretudo na indústria naval? Para a gente financiar, tem que ter conteúdo local. A gente tem condições de financiar mais a indústria naval. Determinados tipos de embarcações podem ser feitas no Brasil com mais conteúdo local, financiamento do BNDES e serem economicamente atrativas. A gente está trabalhando nisso. Com o potencial que a gente tem com a Petrobras, a gente acha que alguma coisa vai ser feita no Brasil, sim. Essa é uma indústria que gera muito emprego. E vai ser feito aqui com eficiência econômica. A estratégia seria via Fundo de Marinha Mercante? Pode ser com recurso próprio também. A gente pode fazer uma combinação com os dois tipos de funding. Tem dinheiro. n ASSISTA a vídeo-entrevista completa no nosso canal do YouTube. Clique na imagem. ASSISTA a vídeo-entrevista completa no nosso canal do YouTube. Clique na imagem.
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 13 Telmo Ghiorzi é presidente executivo da ABESPetro, doutor em políticas públicas e mestre em engenharia. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Telmo Ghiorzi A geopolítica e os recursos de PD&I A ANP lançou oportuna pesquisa cuja finalidade é reavaliar as regras de PD&I. O momento geopolítico é um farol apontando para a importância de rever aspectos centrais e filosóficos desta política pública e de suas regras. Coautora: Maria Torres Os embates e turbulências geopolíticas pelos quais passa o mundo, sobretudo o Brasil, novamente trazem à tona a relevância e a necessidade de aumentarmos a capacidade de desenvolver inovações tecnológicas no país. Entre os mecanismos para induzir este processo estão o regulamento e obrigações de investimento em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da ANP, as chamadas regras de PD&I. Embora a quantidade de recursos seja bastante expressiva, superando R$4 bilhões por ano, sua destinação e distribuição ainda requerem aprimoramentos. A palavra “inovação” é bastante disseminada, com muitos usos distintos daquele proposto pela chamada “Economia da Inovação”. Este ramo da economia heterodoxa, criado pelo economista Joseph Schumpeter (18831950), define inovação como a introdução de uma novidade no ambiente produtivo, gerando monopólio temporário e lucros extraordinários para a empresa que a introduz. Ela é, portanto, um meio utilizado pelas empresas para que se tornem, ou se mantenham, competitivas e lucrativas. A Economia da Inovação mostra que as inovações são a grande força motriz do crescimento econômico. A conexão com lucro é incontornável quando se analisa a inovação pela perspectiva econômica. Esta definição tem efeitos enormes e radicais sobre a maneira de modelar e analisar a economia e a política. O que não impede o uso da palavra “inovação” nos campos das leis, dos esportes, das artes dentre outros. A centralidade da inovação para a dinâmica concorrencial, especialmente nos segmentos mais vibrantes e intensivos em tecnologia, estabelece que as empresas são agentes especialmente engajados e comprometidos com a realização de esforços inovativos. Em muitos casos, sobretudo nas inovações mais radicais e disruptivas, parte dos esforços de Pesquisa e Desenvolvimento são realizados por Universidades. Mas não se origina nas Universidades a definição dos problemas atuais ou potenciais que vão gerar inovações. Os avanços da Economia da Inovação mostram também que a integração e, sobretudo, a interação cognitiva entre diversos tipos de atores, nos chamados “Sistemas de Inovação”, são grandes indutores de inovação. Em face destas condições de contorno, caberia analisar como os recursos de PD&I são distribuídos. Análise feita pela ABESPetro, a partir dos dados disponíveis no Painel Dinâmico de Obrigações de Investimento em PD&I, da ANP, mostram a seguinte distribuição para os recursos aplicados de 2017 até 2022. Continue lendo esse artigo em: /petroleoegas/a-geopolitica-e-os-recursosde-pdi
14 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 cidades PPPs e consórcios de Iluminação pública já atendem 27% da população Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 15 Associação setorial prevê que contratos atuais dobrem em até 4 anos. Hoje, 173 cidades e 5 milhões de pontos de luz já são administrados por concessões | POR NELSON VALENCIO | A expansão dos modelos de parcerias público-privadas (PPPs) para iluminação pública no Brasil tem mostrado um crescimento consistente. Pedro Vicente Iacovino, presidente da Associação Brasileira das Concessionárias de Iluminação Pública (Abcip) estima que os 146 contratos, contabilizados em abril de 2024, poderão dobrar em até quatro anos. Em conversa com a Brasil Energia, ele destacou que, embora esse número possa parecer pequeno, as concessões já cobrem 27% da população brasileira e 20% do parque de iluminação pública (IP), incluindo 12 capitais e grandes cidades. O investimento total mapeado por meio desses modelos é de R$ 32 bilhões nos contratos atuais. A previsão da associação é de que o crescimento de parcerias público privadas (PPPs) continue. Segundo o anuário de 2025 da Abcip, 813 projetos de PPPs estariam sendo desenvolvidos, o que significa a administração de 6 milhões de pontos de luz. Minas Gerais, com 168 municípios, lidera o processo, seguido da Bahia com 115 e São Paulo com 71. Iluminação pública em São Paulo: estado tem 71 municípios com projetos de PPP
16 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 cidades Além dos PPPs, que são encampados individualmente por cada município, os consórcios intermunicipais, que começaram lentos, são atualmente um “instituto bastante interessante”, segundo Iacovino, especialmente para municípios menores. Nesses casos, em vez de uma cidade sozinha avançar na modelagem, os projetos envolvem mais de um município. Salto nos consórcios intermunicipais Existem hoje 81 consórcios já constituídos no Brasil e 47 projetos de iluminação pública em desenvolvimento, envolvendo um total de 431 cidades. É um número de destaque, uma vez que as primeiras inciativas do tipo aconteceram no Sul de Minas, com consórcios englobando 31 cidades em 2022. “Há uma expectativa de um “salto no mercado” de consórcios, especialmente com o envolvimento de cidades menores, que individualmente teriam dificuldade em estruturar projetos complexos”, prevê o presidente da Abcip. A melhor estruturação de projetos, aliás, é um dos fatores que influencia o crescimento dos arranjos de concessões, incluindo os consórcios. Boa parte desse crescimento é atribuído à participação de grandes estruturadores públicos, como BNDES e Caixa, juntamente com empresas privadas e fundações. BNDES e da Caixa orientaram sua estratégia para reverter a baixa adesão inicial aos projetos de PPP, corrigindo as modelagens falhas e oferecendo investimentos. O anuário da Abcip mostra, Mapa do consórcio Cisamavi, que reúne 28 municípios do Alto Vale do Itajaí (SC) Imagem do site da Cisamavi
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 17 por exemplo, que 60% dos 82 projetos de PPP da carteira da Caixa são de iluminação pública. A estimativa é que pelo menos 10 deles cheguem à licitação até o fim de 2025. O crescimento dos consórcios e PPPs em IP pode ser comparado a uma rede de pesca que se expande cada vez mais. No início, a rede (modelos contratuais) era pequena e com alguns “furos” (vícios licitatórios e modelagens malfeitas), o que resultava em poucos projetos bem-sucedidos. No entanto, novas leis e o apoio de grandes entidades tornaram o modelo mais robusto e abrangente, permitindo capturar um número exponencialmente maior de projetos e cobrir uma área maior, garantindo que mesmo os “peixes menores” (pequenos municípios por meio de consórcios) também fossem incluídos. Segundo a Abcip, os consórcios são indicados especialmente para cidades com até 10 mil habitantes, que individualmente não teriam capacidade para projetos complexos. Com esse arranjo, é possível que mesmos os municípios com 500 pontos de luz tenham projetos de operação e manutenção economicamente sustentáveis. Licitação tradicional não resolvia Os novos modelos também mudaram o formato dos modelos de licitação de Iluminação Pública (IP) tradicionais, que muitas vezes envolviam uma solução rápida e barata que não resolvia a raiz do problema. A abordagem comum era a troca de lâmpadas ou luminárias por produtos mais eficientes. O resultado inicial era importante, mas sem consistência, uma vez que a IP é um sistema complexo, composto por várias partes (conexão elétrica, sistema de telegestão). Se uma delas falha, a luminária nova permanece apagada, gerando desgaste na população. Outro problema é que muitas prefeituras estavam despreparadas, incluindo a falta de especialistas técnicos de engenharia e jurídico, o que levava à incapacidade de gerar análises econômicas complexas, necessárias para organizar uma licitação. Com isso, as licitações baseadas unicamente no “menor preço”, mesmo com produtos homologados pelo Inmetro, muitas vezes resultavam na compra de equipamentos de baixa qualidade que duravam no máximo um ano. “O instalador não tinha responsabilidade além da troca, deixando as cidades desassistidas”, lembra Iacovino. Diferentemente dos processos tradicionais, o modelo de PPP corrige as deficiências, pois exige uma modelagem prévia e robusta (jurídica, econômica e tecnológica) com um horizonte de 15 a 35 anos, incluindo a vida útil do parque, valor dos investimentos, custos operacionais e depreciação dos ativos. Telegestão e parceria com distribuidoras Além da melhor estruturação de modelos, a tecnologia é outro grande vetor nos Quem é fonte nesta matéria PEDRO VICENTE IACOVINO, presidente da Associação Brasileira das Concessionárias de Iluminação Pública (Abcip)
18 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 cidades empreendimentos de IP. As iniciativas de cidades inteligentes vão pautar bastante o segmento de IP nos próximos anos. Estão nesse rol os recursos de telegestão e medição em tempo real para otimizar o consumo de energia e a operação, bem como a sinergia potencial entre concessionárias de IP e distribuidoras de energia. O crescimento do mercado de concessões e a relevância de consórcios intermunicipais para cidades menores, também deve consolidar a IP como um setor estratégico para cidades inteligentes e sustentáveis. Nessa frente tecnológica, um ponto importante foi o fato de a Aneel ter disciplinado a aplicação de tecnologia de telegestão, obrigando as distribuidoras a aceitar sistemas de medição homologados pelo Inmetro (já há 4 soluções homologadas), estabelecendo um arcabouço regulatório robusto. Com a telegestão é possível, por exemplo, ter o comando remoto dos ativos e aplicar a dimerização, ou seja, o controle da intensidade da luz. Outro ganho é a medição em tempo real de consumo, otimizando o gasto de energia e resolvendo problemas como luminárias acesas durante o dia ou apagadas à noite. A gestão de ativos também oferece informações precisas sobre o parque de iluminação pública, auxiliando as prefeituras a terem um cadastro atualizado e a pagar pelo consumo real. O relacionamento com as distribuidoras igualmente mudou. Como a otimização da IP reduz a carga elétrica do sistema das concessionárias, elas podem redirecionar seus investimentos. “Há um esforço crescente de colaboração e sinergia entre os agentes de iluminação pública e as distribuidoras”, finaliza Iacovino. n Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Novos Modelos e Tecnologias em Energia”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de Manaus atingiu 100% de cobertura da iluminação pública com tecnologia em LED em 164.800 pontos de luz Foto: Prefeitura de Manaus
20 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 óleo e gás Petrobras redesenha Búzios para ampliar exportação de gás A plataforma Búzios 12 está sendo projetada para ser um hub de exportação do insumo. O projeto está em fase de aperfeiçoamento, após ter sido aprovado pelo conselho de administração da empresa | POR FERNANDA NUNES | Próxima plataforma a ser instalada no campo, a P-78 deixou o estaleiro Benoi, em Singapura, com tripulação a bordo, o que vai permitir antecipar o início da produção em cerca de duas semanas Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 21 Quando assumiu a presidência da Petrobras em 2024, Magda Chambriard se deparou com a inexistência de sistemas de escoamento de gás natural em grandes campos produtores, sobretudo em Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, que, em breve, assumirá o posto de maior produtor nacional, à frente de Tupi. A reação veio em seguida. A empresa passou a priorizar a instalação de estruturas para trazer o gás para a terra e assim reduzir a reinjeção nos reservatórios. O maior dos projetos é o de Búzios 12, em fase de planejamento. Com ele, a Petrobras espera estender a data de alcance do pico de produção no pré-sal de 2030 para 2032. “O que aconteceu é que a gente, em Búzios, achou 54 metros de óleo abaixo da profundidade que, normalmente, é água. Então, Búzios 12 ainda vai ter mais 47 metros de óleo. É um espetáculo”, comemorou a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, ao anunciar a nova descoberta, em abril. O gás da décima segunda plataforma a ser instalada no super campo chegará ao Complexo de Energias Boaventura, em Itaboraí (RJ), via gasoduto de escoamento Rota 3. O projeto já foi aprovado pelo conselho de administração da Petrobras e agora está em fase de aperfeiçoamento, após um grupo de empresas pré-qualificadas ter conhecimento técnico do que a estatal pretende construir. A unidade vai ser contratada pelo regime de BOT (building, operation, transfer), em que a empresa petrolífera assume a operação poucos anos após a conclusão da obra. Esse tem sido o modelo preferido pela Petrobras, que vê nele uma oportunidade de debater e modificar o projeto ainda ao longo da licitação. No documento enviado ao mercado fornecedor para medir o apetite à licitação, ao qual a Brasil Energia teve acesso, a Petrobras prevê que o FPSO, além do óleo e do gás produzidos por ela, deverá contar com sistemas para processar e separar a produção que receberá de outras plataformas. “O gás produzido será comprimido, desidratado, tratado e utilizado como gás combustível e na elevação da produção de petróleo. O gás restante será exportado por meio de um gasoduto pa-
22 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 óleo e gás ra o sistema de gasodutos do comprador ou reinjetado no reservatório. A água produzida poderá ser reinjetada no reservatório ou descartada no mar”, informou a Petrobras na especificação técnica do projeto. A unidade vai gerar sua própria energia a partir da instalação de um sistema de cogeração, formado por uma turbina a gás e uma unidade de recuperação de calor residual, ou de ciclo combinado, que inclui turbinas a vapor. Desenvolvimento de Búzios Atualmente, há seis unidades operacionais em Búzios. A quinta unidade, o FPSO Almirante Barroso, iniciou a produção em maio de 2023 e atingiu a produção total em tempo recorde, produzindo 150 mil barris por dia (bpd) após cinco meses. O sexto sistema de produção, o FPSO Almirante Tamandaré, chegou ao local em outubro de 2024 e iniciou a produção em fevereiro deste ano. Essa unidade é a primeira plataforma de alta capacidade instalada em Búzios, com um potencial de produção de até 225 mil barris de óleo por dia e capacidade de processar 12 milhões de m3 de gás natural por dia. Além disso, no período de 2022 a 2024, foram assinados contratos de construção para a P-78, P-79, P-80, P-82 e P-83. A produção das próximas plataformas está projetada para começar em anos diferentes: P-78 em 2025, P-79 em 2026 e P-80, P-82 e P-83 em 2027. “Espera-se que essas plataformas expandam significativamente a capacidade de produção do campo de Búzios, reforçando seu papel como pedra angular de nossa estratégia de produção. A empresa tem se concenFPSO Almirante Barroso iniciou a produção em maio de 2023 e atingiu a produção total em tempo recorde de cinco meses Foto: Foto Chun Yeau Ng
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 23 trado na otimização da eficiência operacional e na redução de custos, o que é evidente na melhoria dos custos de elevação e no aumento das taxas de produção. Espera-se que o desempenho operacional em Búzios reforce ainda mais nossas métricas financeiras, apoiando nosso compromisso de agregar valor aos acionistas e manter um forte perfil de geração de caixa”, informou a Petrobras sobre o projeto, no documento 20-F, divulgado ao mercado financeiro. A próxima unidade a entrar em operação vai ser a P-78, que deixou o estaleiro Benoi, da empresa Seatrium, em Singapura, rumo ao campo de Búzios, em julho. A plataforma está sendo rebocada até a locação com tripulação a bordo, o que vai permitir antecipar o início da produção em cerca de duas semanas. O FPSO possui capacidade para extrair 180 mil bpd de óleo e comprimir 7,2 milhões de m3 diários de gás. O primeiro óleo está previsto para dezembro deste ano e vai elevar em cerca de 18% a atual capacidade de produção instalada do campo para 1,15 milhão de bpd. A expectativa é sair dos atuais 900 mil bpd para 2 milhões de bpd. O ativo é operado pela Petrobras, que tem como parceiras as chinesas CNOOC e CNPC, além da PPSA, responsável pelo óleo da União. Os números de Búzios são superlativos. Descoberto em 2010 e em produção desde 2018, o campo tem 852 km de extensão e reservatório com espessura de 480 m, equivalente à altura do Pão de Açúcar. Um único poço chegou a produzir 70 mil bpd, resultado superior ao de muitos campos inteiros. “Búzios é a pérola do pré-sal. Ele vai bater todos os recordes”, disse o geólogo e consultor João Clark. O especialista ressalta que a Petrobras já venceu P-75, segunda unidade a entrar em operação em Búzios, em 2018 Foto: Andre Ribeiro/Agência Petrobras
24 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 óleo e gás todos os desafios tecnológicos na região e que, agora, resta apenas colher os frutos desse trabalho. “A empresa usa hoje em Búzios todo o conhecimento acumulado em Tupi, Sapinhoá e Mero, principalmente”, afirmou Clark. Segundo a Petrobras, como afirmou no Formulário 20-F, “Búzios é um ativo altamente produtivo com reservas substanciais de óleo leve, baixos custos de levantamento e emissões reduzidas. O campo demonstrou resiliência econômica mesmo num ambiente de baixo preço do óleo”. Diretor Técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), Mahatma Ramos afirma que, além da sua alta produtividade, o campo de Búzios se destaca pela qualidade do petróleo produzido, de 28,7 graus API. Ele ressalta que o aumento da produção nos próximos anos pode representar ganhos financeiros importantes para a Petrobras e para os cofres públicos, seja por meio da arrecadação de participações governamentais, seja, no caso da União, pela comercialização do excedente em óleo previsto no contrato de partilha. “No entanto, para que esses resultados se traduzam em benefícios estruturantes, é fundamental direcionar tais recursos a projetos estratégicos voltados à segurança energética, ao adensamento da cadeia nacional de óleo e gás, à expansão da capacidade de refino, à descarbonização e a uma transição energética justa. Essa abordagem, fundamentada em uma visão de médio e longo prazo, é decisiva para garantir a sustentabilidade e a resiliência operacional da Petrobras, ao mesmo tempo em que impulsiona o desenvolvimento econômico e social do Brasil”, acrescentou.
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 25 Produção de petróleo e gás no campo de Búzios, 2018-2025 (mil boe/d) Unidades de Produção Marítima no Campo de Búzios Unidades de Produção Marítima PREVISTAS no Campo de Búzios
26 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 óleo e gás FPSO Almirante Tamandaré pode ser ampliado em até 20% A Petrobras está negociando com empresas afretadoras a extensão da capacidade de produção de três grandes unidades. A intenção é aproveitar o desempenho dos poços, que está sendo melhor do que o previsto | POR FERNANDA NUNES | Foto: Divulgação/SBM
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 27 A Petrobras está trabalhando para estender a capacidade de produção de três grandes plataformas. A primeira a passar pelo processo deve ser a Almirante Tamandaré, que deve ser estendida de 225 mil barris por dia para 250 mil bpd, no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. Mas, para isso, a petrolífera ainda depende de um acordo com a operadora da unidade, a SBM. Em seguida, a Petrobras deve negociar com a Modec a extensão da produção no FPSO Marechal Duque de Caxias, instalado no campo Mero, também no pré-sal da Bacia de Santos. O nome da terceira unidade a passar pelo processo não foi revelado. “A gente fala com o afretador, para ele avaliar, e, a partir daí, a gente vai fazer o ajuste no contrato”, disse a diretora de Exploração e Produção, Sylvia Anjos, lembrando que o Ibama também deve dar a licença para que o projeto seja levado adiante. “Mas isso não tem muito problema, porque não tem muito impacto, nada está sendo mudado. A gente só precisa de uma anuência”, complementou. No melhor dos cenários, a capacidade do FPSO pode ser ampliada em 20%, mas Anjos acredita que mais viável é que a capacidade se limite a 250 mil bpd e não a 270 mil bpd, que seria a extensão máxima vislumbrada em estudo. A melhora de desempenho da plataforma depende prioritariamente do comportamento do poço, segundo a diretora, e não da realização de obras no FPSO. “Com o quinto poço, o Almirante Tamandaré já chegou a 225 mil bpd. Mas ele pode mais que isso. Tem que deixar produzir. O campo e a plataforma têm um potencial de produção a mais que está sendo negociado”, disse Anjos. n Capacidade do FPSO Almirante Tamandaré deve passar para 250 mil bpd
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Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 29 Osmani Pontes é economista, com MBA em mercados de derivativos, opções e futuros pelo Insper e em gestão de portfólios cambiais pela EPGE/FGV. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Osmani Pontes Choque tarifário e financiamento bancário ao setor de Óleo e Gás Análise mais cuidadosa permite identificar um choque proveniente da mudança na dinâmica comercial sobre os fluxos de financiamentos globais, ainda mais sensíveis em setores mais voláteis e dinâmicos com os mercados de Energia Ainda é prematuro estimar com precisão os efeitos que a nova política tarifária do governo dos Estados Unidos causará na economia global e essa dificuldade de acurácia deriva não somente do aspecto temporal envolvido, mas da própria natureza do conjunto de medidas, uma vez que se abre precedente para negociações bilaterais imprevisíveis e peculiares. Há que se verificar também a volatilidade das medidas que viram uma sequência de alterações ao sabor do humor do presidente Trump. Ainda assim, há algumas inferências conceituais que podem ser feitas e não têm sido verificadas no debate a nível macro global, sendo a principal delas o efeito da política comercial americana sobre o financiamento internacional, com nosso interesse em especial no setor de energia. Em geral, os comentários têm sido voltados para os efeitos que afetam o comércio de bens e serviços, mas é útil descortinar o véu monetário e avaliar a identidade expressada nos balanços de pagamentos das diversas economias nos quais todo fluxo comercial reflete ou é reflexo de um fluxo de ordem financeira. Uma análise mais cuidadosa permite identificar um choque proveniente da mudança de dinâmica comercial sobre os fluxos de financiamento globais, que são ainda mais sensíveis em setores mais voláteis e dinâmicos como os mercados de energia. Um primeiro comentário que deve ser feito joga luz sobre o volume de comércio global que se reduzirá e impactará as taxas de crescimento das principais economias globais. Isso amortece o efeito pró-crescimento decorrente da redução de juros por parte dos principais bancos centrais e apesar do crédito a rigor ficar mais barato, a baixa expectativa de crescimento contrai o crédito bancário. Isso porque os bancos atribuem maior valor à liquidez e optam por direcionar seus ativos para títulos públicos ou diversificação de carteira. Outro ponto relevante é que, apesar da depreciação do dólar em escala global, houve também redução dos preços de commodities, sobretudo petróleo. O movimento é fruto do pessimismo esperado para a demanda em virtude do menor crescimento projetado. De tal maneira que as receitas das companhias de petróleo tendem a diminuir tanto pelo preço quanto pela quantidade, neutralizando o efeito positivo da depreciação do dólar. Assim, como em alguns contratos as receitas das companhias servem de garantia e lastro para vultuosos empréstimos, a tendência é uma maior resistência dos bancos ao crédito bancário. Continue lendo esse artigo em: petroleoegas/choque-tarifario-efinanciamento-bancario-ao-setor-deoleo-e-gas
30 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 José Almeida dos Santos, geólogo-UFRJ, é consultor na área de energia. Escreve na Brasil Energia mensalmente. José Almeida Reposição de Reservas de Óleo e Gás, desafios e oportunidades Como o Brasil pode aumentar suas reservas para assegurar um período mais longo de produção além de garantir um volume excedente de produção para exportação, aproveitando a demanda global por petróleo? Coautores: Lincoln Guardado, Vagner Beraldo e Bruno Leonel As reservas provadas de petróleo e gás brasileiras atuais são suficientes para 15 anos, mantido o consumo atual. Com as reservas prováveis pode-se chegar a 30 anos. É tempo suficiente para atender à demanda? Qual a reserva necessária para manter a produção por mais tempo? O Brasil já produziu mais de 25 bilhões de barris de petróleo nos últimos anos, quando houve um substancial incremento na produção anual devido aos campos do pré-sal na Bacia de Santos. Se consideramos as reservas 3P e os recursos, teríamos em torno de 36 bilhões de barris, o que sustentaria cerca de 30 anos de produção, considerando os volumes atuais de 1,2 bilhão de barris por ano. Esse seria um número confortável? Acredito que sim, pela expectativa de vida da indústria de petróleo, e tendo em vista o avanço das fontes renováveis ou alternativas de energia, das quais o Brasil é um dos líderes mundiais. Há uma grande diferença entre as reservas terrestres e marítimas, notadamente as da Bacia de Santos, do Pré-sal. Dessas mais de 30 bilhões de barris das reservas 3P e Recursos, mais de 22 bilhões são da Bacia de Santos, basicamente dos campos do pré-sal. O que deve ser feito para agregar mais reservas e para que as reservas 3P se tornem, ao menos em parte, reservas 1P? Um dos desafios que o Brasil tem será para quem exportar o excedente de petróleo produzido e torná-lo, definitivamente, um dos principais itens de nossa pauta de exportação, quem sabe o primeiro, como já foi em 2024. Associado ao petróleo há um grande volume de gás que demanda, urgentemente, a construção de infraestrutura para que possa ser utilizado, visto que o Brasil ainda continua importando esse combustível para suprir o consumo interno. Fonte ANP: Reservas brasileiras de óleo em milhões de barris 2024 Continue lendo esse artigo em: /petroleoegas/reposicao-de-reservas-deoleo-e-gas-desafios-e-oportunidades
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 31 hidrogênio Projetos de H2V no Brasil somam R$ 454 bi em investimentos Consultoria Cela identificou 111 empreendimentos em curso em 15 estados, que vão demandar cerca de 90 GW para produção do combustível e seus derivados | POR CELSO CHAGAS | A Cela (Clean Energy Latin America) identificou 111 empreendimentos em curso no Brasil, com um total de investimentos anunciados da ordem de R$ 454 bilhões, por meio do Mapa das Iniciativas do Hidrogênio Verde no Brasil, lançado este mês pela consultoria. Os projetos de hidrogênio verde, amônia, e-metanol e aço verde estão espalhados por 15 estados brasileiros e vão demandar uma capacidade instalada de 90 GW de novas usinas renováveis para a produção do combustível e seus derivados. O mapeamento integra o plano estratégico da Cela de apoiar empresas, inProjeto piloto de H2V no Complexo Termelétrico do Pecém (UTE Pecém), em São Gonçalo do Amarante Foto: José Wagner e Thiago Gaspar/Gov CE
32 Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 hidrogênio vestidores, governos e instituições que atuam no setor energético brasileiro. “A proposta é oferecer uma ferramenta estratégica para orientar a tomada de decisão no ambiente de negócios brasileiro”, diz Camila Ramos, CEO da empresa. A nova ferramenta permite visualizar geograficamente os principais polos e hubs emergentes e oferece análise de modelos de negócio e perfis dos offtakers. Também identifica oportunidades de parcerias e lacunas na cadeia de valor, além de monitorar dados como capacidade instalada, investimentos anunciados e status dos projetos, entre outros. De acordo com estudos da Cela, a produção de amônia verde no Brasil, feita a partir do hidrogênio com fontes renováveis, possui um alto grau de competitividade em relação aos métodos tradicionais com combustíveis fósseis no território nacional. Tida como essencial para descarbonização da produção agrícola e demais atividades econômicas no país, incluindo avanço na segurança alimentar, a amônia verde tem custo de produção local, segundo o Índice LCOA Brasil da consultoria (Custo Nivelado da Amônia Verde), entre 539 e 1.103 dólares por tonelada (US$/ton), enquanto a produção de amônia a partir do chamado hidrogênio cinza, feito a partir de combustíveis fósseis, o valor fica entre US$ 361 e US$ 1.300 a tonelada. No caso do hidrogênio verde, é possível produzir o combustível no Brasil com custo nivelado entre US$ 2,83/kg e US$ 6,16/kg nos dias de hoje, em algumas localidades estratégicas. n CONEXÕES E VÁLVULAS DUPLA-ANILHA PARA ALTA PRESSÃO REGULADORES DE PRECISÃO PARA ALTA PRESSÃO BOOSTERS HIDRÁULICOS E PNEUMÁTICOS PRESSURIZAÇÃO DE H2 VÁLVULAS, CONEXÕES E TUBOS PARA ALTA PRESSÃO
Brasil Energia, nº 497, 25 de agosto de 2025 33 A Associação Brasileira de Hidrogênio Verde (ABIHV) mapeou 12 projetos de hidrogênio verde de seus associados no Brasil, com FID (decisão de investimento) de 2026 até 2029, que representam aportes de mais de R$ 107 bilhões e capacidade de eletrólise de 10,76 GW. Somente em 2026 são sete projetos, com investimentos de R$ 63 bilhões e 6,15 GW de capacidade de eletrólise, das empresas Atlas Agro, Casa dos Ventos, European Energy, Fortescue, FRV, Qair e Voltalia. Os projetos estão situados em Minas Gerais, Ceará (Complexo de Pecém) e Pernambuco, com produtos finais como hidrogênio verde, amônia verde, fertilizantes nitrogenados e metanol. Para o horizonte 2027 a 2029, os investimentos superam os R$ 44 bilhões e serão acrescidos 4,61 GW de capacidade de eletrólise. Os FIDs envolvem quatro empresas – Acciona Nordex, EDF (2), Qair e FRV, e estão localizados no Rio Grande do Norte, Pernambuco e Bahia, para produção de amônia verde, e-metanol, hidrogêno, oxigênio e e-combustíveis. De acordo com levantamento da ABIHV, os empreendimentos têm potencial de gerar mais de 40 mil empregos durante a fase de construção. Veja na tabela mais detalhes sobre os projetos: ABIHV identifica projetos com FID até 2029 Projeções de investimentos de nove associadas superam os R$ 107 bi e podem acrescentar mais de 10 GW em capacidade de eletrólise | POR ROSELY MAXIMO | PROJETOS DE HIDROGÊNIO VERDE NO BRASIL (FID) 2026 Empresa Local Investimento (R$) Cap de eletrólise Produto Produção/ ano (t) Empregos na construção Atlas Agro Uberaba (MG) 6 bilhões 300 MW Fertilizantes nitrogenados 530 mil 2.000 Casa dos Ventos Complexo do Pecém (CE) 12 bilhões 1,2 GW Amônia verde 900 mil 4.600 European Energy Porto de Suape (PE) 2 bilhões 150 MW Metanol 100 mil 300 Fortescue Complexo do Pecém (CE) 18 bilhões 1,2 GWHidrogênio verde 170 mil 8.920 FRV Complexo do Pecém (CE) 6 bilhões 500 MW Amônia verde 400 mil 3.000 Qair Complexo do Pecém (CE) 17,7 bilhões 2,52 GWHidrogênio, amônia e oxigênio 4.329 mil 5.700 Voltalia Complexo do Pecém (CE) 2,7 bilhões 280 MW Amônia verde 250 mil 1.400 2027 Acciona Nordex Macau, Pendências e Guamaré (RN) 11 bilhões 500 MW Amônia verde 430 mil 4.640 EDF Bahia - 170 MW E-metanol - 1.000 Qair Porto de Suape (PE) 15,71 bilhões 2,24 GWHidrogênio, Amônia e Oxigênio 4.329 mil 5.000 2028 EDF Complexo do Pecém (CE) - 200 MW E-combustíveis - 580 2029 FRV Complexo do Pecém (CE) 18 bilhões 1,5 GW Amônia 1,2 mil 5.000 Fonte: ABIHV
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