OPERAÇÃO ONS aperfeiçoa gestão dos reservatórios com térmicas BIOENERGIA PE testa térmica a etanol e pode converter outra para biodiesel Na BA, produtora de biodiesel aproveita o resíduo da piaçava ÓLEO E GÁS Após o pior ano da perfuração os planos são de recuperação NUCLEAR Esperança em data centers para viabilizar retomada de Angra-3 TERMELÉTRICAS Biomassa gera excedente de energia firme no MS GÁS Veículos pesados salvam o decadente mercado de GNV Marisete Pereira, presidente da Abrage O retorno das hidrelétricas à expansão da matriz Ano 44 - No 498 - brasilenergia.com
Segurança para todos os Brasis. Energia para todo o Brasil.
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 3 A entrevista de capa desta edição com a presidente da Abrage, Marisete Pereira, está em linha com o momento de retorno das hidrelétricas como fonte essencial à expansão da matriz elétrica brasileira. Não apenas as grandes hidrelétricas vão participar do próximo LRCap como também as PCHs deixaram de ser alijadas e já têm espaço conquistado no planejamento elétrico de longo prazo. Coincidentemente, neste mês a EPE liberou relatório mostrando o quanto as UHE com reservatórios, mas também as reversíveis (UHR), são essenciais como solução técnica para muitos dos males de crescimento da demanda e da segurança energética do país. Para coroar o momento, no fechamento desta edição o ministro Alexandre Silveira, do MME, deixou claro que, na visão de Governo, os problemas de curtailment que afligem especialmente a geração solar e eólica centralizada fazem parte do risco do negócio, salvo se tiver havido erro no planejamento setorial. A Brasil Energia tem acompanhado o tema da incompreensível e longa exclusão das hidrelétricas, ou da imposição dos projetos a fio d’água, na expansão da matriz. Na série intitulada Hidrelétricas, Água e Sustentabilidade, por exemplo, levantamos diversos casos de benefícios socioeconômicos proporcionados pela água dos reservatórios, além da tarifa mais barata concedida ao consumidor pela geração de energia. Espera-se que o planejamento e a expansão da matriz elétrica daqui para frente não deixe de lado a vocação hidrelétrica do país. O segmento, além de gerar energia limpa, renovável e barata, fortalece a economia ao estimular uma cadeia de fornecedores robusta, construída em décadas. O Brasil já foi um importante hub de desenvolvimento tecnológico global para projetos hidrelétricos. Perdeu ao desconsiderar, durante anos, as hídricas na expansão. Para recuperar essa posição, basta seguir sua vocação. edição 498 sumário olá leitor, ÓLEO E GÁS 16 O Brasil parou de perfurar em 2024. Parou por quê? 26 Nordeste desponta com projetos de novas refinarias 34 A expansão da área exploratória na busca de novas reservas 50 Prio avança com tie-backs na Bacia de Campos HIDRELÉTRICAS 14 EPE sugere mais UHEs e UHRs como antídotos a mudanças climáticas BIOENERGIA 30 Térmicas a biomassa tornam o MS exportador de energia firme 58 O etanol como combustível para oferta de potência
4 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 6 MARISETE PEREIRA ABRAGE “Competição sem igualdade de condições traz muita distorção” edição 498 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 Fotos de capa e pág. 7: Larissa Lapim ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • Revista BRASIL ENERGIA: Acesso livre • 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 43 BRUNA DE SOUZA Tecnologias estão transformando o setor de RSU 71 BRUNO ARMBRUST Porque o adiamento da CP 08/2025 é de interesse do país 49 EDMAR ALMEIDA Potencial do resíduo orgânico urbano para o biometano no RJ 13 JERSON KELMAN Mudanças climáticas e modelagem de vazões 24 JOSÉ ALMEIDA Uso de poços radiais para aumento do Fator de Recuperação 77 MARCELO CASTRO O museu norueguês e o possível futuro brasileiro do P,D&I 53 OSMANI PONTES Incertezas e dilema de investimento no mercado de energia 79 WAGNER VICTER Descomissionamento social na Indústria de Petróleo - Caso Aberdeen 42 ZILMAR SOUZA Mecanismo concorrencial e o delicado equilíbrio entre os Poderes CONSUMIDOR 38 Empresa produz biodiesel com o coco da piaçava DISTRIBUIÇÃO 44 Hora de profissionalizar as equipes terceirizadas NUCLEAR 54 Data centers como parte do modelo de negócios GNV 61 Aposta nos pesados SEGURANÇA ENERGÉTICA 72 ONS aperfeiçoa a gestão dos reservatórios com térmicas COBERTURA ESPECIAL 80 Rio Pipeline & Logistics
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 5 imagem do mês Operação recorde contra o crime organizado A megaoperação Carbono Oculto, deflagrada no final de agosto pela Receita Federal e órgãos parceiros, desmantelou um bilionário esquema de fraudes e lavagem de dinheiro pelo PCC no setor de combustíveis. Considerada a maior operação da história do Brasil, a ação mobilizou 1.400 agentes e cumpriu 350 mandados de busca e apreensão em 10 estados. De acordo com a investigação, cerca de 1.000 postos vinculados ao grupo movimentaram R$ 52 bilhões entre 2020 e 2024. Uma fintech atuava como banco paralelo e pelo menos 40 fundos de investimentos foram utilizados para ocultação de patrimônio.
6 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 entrevista Marisete Pereira Competição sem igualdade de condições traz muita distorção Presidente da Abrage, Marisete Pereira defende condições equânimes entre as fontes nos leilões regulados e aponta até 86 GW adicionais de potencial hídrico, com ênfase em repotenciações, reversíveis e novos aproveitamentos. | POR LIANA VERDINI | As geradoras hidrelétricas estão animadas para o próximo LRCap, marcado para março, e há espaço para a geração hídrica praticamente dobrar a capacidade instalada no Brasil nos próximos anos. Essa é a avaliação de Marisete Pereira, diretora presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage) nesta entrevista à Brasil Energia. A associação mudou sua sede de Belo Horizonte para Brasília no início de 2024, fato relevante para reconquistar a proeminência das hídricas na expansão da matriz elétrica, logo depois de ter contratado a ex-secretária-executiva do Ministério de Minas e Energia em novembro de 2023, levando consigo os mais de 35 anos de experiência no setor elétrico. Nessa entrevista, ela fala sobre o potencial do setor hidrelétrico a ser explorado, a atuação da Abrage para inserir as reversíveis no planejamento como alternativa ao curtailment, a capacidade da indústria brasileira para suprir com equipamentos e serviços os novos projetos hídricos e defende com energia a isonomia de condições entre todas as fontes geradoras de eletricidade, sem subsídios para qualquer delas.
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8 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 entrevista Marisete Pereira As hidrelétricas voltam a um leilão regulado depois de longo período ausentes. Não porque não queriam, mas porque não eram listadas para habilitação. O que, na sua opinião, fez o governo mudar essa orientação? No primeiro leilão que o Ministério de Minas e Energia realizou, em 2021, não se tinha maturidade suficiente para colocar o produto hidrelétrico para participar do certame. Então, de fato, o LRCap de 2026 marca a retomada da participação de grandes hidrelétricas em leilões regulados. E o que mudou nesses cinco anos? As hidrelétricas são essenciais, principalmente nesse momento em que há uma grande necessidade de potência, de flexibilidade, serviços que as hidrelétricas prestam para garantir a estabilidade, a confiabilidade ao sistema. Porque as hidrelétricas fornecem energia de forma rápida e flexível e garante esse fornecimento em situações de variações relevantes do consumo ou da oferta. Como, por exemplo, no horário de ponta, no fim do dia, quando a demanda aumenta e a geração, como a solar, deixa de contribuir para o sistema. Portanto, o papel das hidrelétricas é e sempre foi fundamental para garantir a estabilidade do fornecimento de energia. Esses atributos adicionais das usinas hidrelétricas – flexibilidade, confiabilidade, despachabilidade a qualquer momento, enfim – a senhora vê disposição do governo de reconhecê-los, a ponto de valorá-los, de alguma forma? Nesse leilão em que esse produto vai ser contratado, os próprios estudos da EPE, como o Plano Decenal de Expansão 2034 e o Plano da Operação Energética (PEN), do ONS, publicado recentemente, são claros na indicação de que o sistema precisará, cada dia mais, de oferta adicional de potência para garantir o atendimento às demandas de energia elétrica, em especial nos horários de maior consumo. Esses estudos já apontam a necessidade de potência a partir de 2026. A não realização do certame em 2026 poderia trazer riscos à segurança energética e ao atendimento ao ponto de carga nos próximos anos, podendo até gerar sobrecustos aos consumidores. Importante destacar que as hidrelétricas estavam prontas para participar do LRPara o LRCap de 2026, é possível que mais empreendimentos (hidrelétricos) sejam cadastrados, além dos 12 projetos inscritos para o LRCap de 2025
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 9 Cap já em 2025, com os projetos aprovados pela Aneel, licenciamento ambiental emitido, declaração de reserva de disponibilidade hídrica também emitida pela ANA. Ou seja, as hidrelétricas continuam prontas e aptas para participar do leilão em 2026 com as regras definidas pelo Ministério de Minas e Energia sem questionamentos judiciais. A Abrage transferiu sua sede de Belo Horizonte para Brasília ano passado. Até que ponto essa mudança foi fator para a volta das hidrelétricas aos leilões? Estar em Brasília, obviamente, nos aproximou dos principais centros de decisão do setor elétrico: Ministério, agências reguladoras e o Congresso. Essa maior proximidade tem possibilitado, de forma mais tempestiva e adaptativa, a apresentação de contribuições técnicas para a concepção e o aprimoramento das políticas públicas em benefício da sustentabilidade do setor como um todo. Essa presença também é uma contribuição para a reforma do setor em curso... Temos estado presencialmente nas discussões e isso tem facilitado muito o diálogo com as autoridades, levando as demandas e as preocupações do setor em relação às necessidades de mudanças, já que a última grande reforma ocorreu há 20 anos, com a Lei 10.848. Para o LRCap 2025, a EPE havia identificado 12 hidrelétricas com poços disponíveis, total ou parcialmente, para receberem novas unidades geradoras (UGs). Nem todas se habilitaram ao leilão. Muda o cenário em 2026? Segundo os estudos elaborados pela EPE, existe um potencial de 7,2 GW em poços vazios nas usinas existentes, sem considerar possíveis ampliações de casas de forças. Portanto, com a reabertura do cadastramento de usinas pela EPE, para o LRCap de 2026, é possível que mais empreendimentos sejam cadastrados, além dos 12 projetos inscritos para o LRCap de 2025, que totalizaram 5,5 GW. A minuta de portaria de diretriz sistemática publicada pelo MME para o LRCap 2026 prevê apenas um produto hidrelétrico, com início de suprimento em julho de 2030. Mas acreditamos que alguns projetos possam entrar em operação ainda em 2029 e as regras propostas já preveem essa possibilidade de antecipação em caso de reconhecimento de necessidade e aprovação pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Como a Abrage se mobilizou para isso? Na Consulta Pública 194 de 2025, realizado pelo MME, a Abrage solicitou a inclusão de um outro produto hidrelétrico, com início de suprimento em julho de 2029, justamente pelo interesse das associadas em participar ativamente desse leilão. Nesse leilão de 2026 as hidrelétricas vão disputar com térmicas a carvão e térmicas a gás. A senhora acredita que essa é uma disputa justa? Temos um país com uma diversificação de fontes que poucos países no mundo dispõem. Hoje, com essa ampliação muito
10 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 entrevista Marisete Pereira expressiva das fontes intermitentes ou fontes não despacháveis, a matriz está precisando de recursos firmes. Vou colocar diferente: será que as hidrelétricas são competitivas em relação às usinas a carvão e a gás? Se tivermos um planejamento equilibrado, toda e qualquer fonte é importante. Mas o que é mais importante é que as fontes possam competir em igualdade de condições, sem subsídios. O que hoje traz muita distorção é uma competição sem igualdade de condições. Por exemplo, as hidrelétricas desempenham um papel fundamental no atendimento à ponta de carga graças à sua capacidade de geração rápida e flexível, que é o que as fontes intermitentes não têm. Mas hidrelétricas não têm subsídios. Ao contrário, pagam royalties e a outorga pelo uso do bem público. Essa competição tem que ter igualdade de condições. Mesmo assim, a gente acredita que as hidrelétricas serão bastante competitivas nesse leilão em relação às usinas a carvão e a gás. Já se configura um cenário de disputa entre BESS e usinas reversíveis. Há pleito da Abrage para que as reversíveis entrem no próximo leilão de armazenamento junto com as baterias? Sim, a gente tem trabalhado bastante para a inserção dessa tecnologia na matriz. As reversíveis podem contribuir para a flexibilidade do sistema ao possibilitar o armazenamento de energia nos momentos de baixa demanda e liberar quando a demanda é elevada. E a tecnologia de armazenamento é muito necessária nesse momento de sobreoferta de energia. A Abrage tem atuado junto ao Ministério, promovendo seminários e outros eventos e também tem colaborado nas consultas públicas realizadas pela Aneel para inserir essa tecnologia no sistema brasileiro. Essa é uma tecnologia já utilizada por outros países por quase um século. E vem se expandindo. Há atualmente cerca de 190 GW em capacidade instalada no mundo, utilizando essa tecnologia, e até 2030 serão instalados mais de 90 GW. O Brasil precisará de diferentes soluções de armazenamento para garantir a segurança do fornecimento de energia no futuro. Baterias e sistemas de armazenamento hidráulico são tecnologias complementares e podem ser implementadas no sistema. Ambas as tecnologias são necessárias para o enfrentamento do curtailment. Com reversíveis e novos projetos hidrelétricos, a senhora acredita que o Brasil possa voltar a ser um hub mundial de desenvolvimento tecnológico da geração hidrelétrica? Acredito que sim, até porque a gente dispõe de 12% da água doce do planeta. A Abrage entende que a hidreletricidade foi e continua sendo a fonte de geração de energia elétrica mais importante para o sistema elétrico brasileiro. Ou seja, o pilar da segurança energética e da manutenção da renovabilidade da matriz. Ela foi base para a sustentação dessa expansão de outras fontes renováveis, como a solar e a eólica, ao oferecerem flexibilidade, armazenamento e confiabilidade ao sistema. Temos mapeados 7 GW em ampliações além de 11 GW de aumento de capacidade em repotenciações das unidades geradoras. Temos 38 GW em cenário bastante conservador de armazenamento hidráulico, con-
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12 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 entrevista Marisete Pereira siderando o parque instalado de usinas hidrelétricas existentes de 110 GW. E mais 30 GW em fase de estudos e processo de licenciamento ambiental para novos aproveitamentos hidrelétricos em bacias que têm hoje menor impacto ambiental. Isso é suficiente para reativar o desenvolvimento tecnológico? Teria que ter a vontade do Executivo de colocar esses 30 GW no planejamento e a gente trabalhar na atualização dos estudos econômicos e socioambientais de aproveitamentos. Resumindo, esse conjunto possibilitaria colocar na matriz mais 86 GW, além dos 110 GW de potência atual. E tudo isso utilizando 100% da nossa indústria de equipamentos e serviços. Pelos estudos, a maior parte do potencial hidrelétrico brasileiro está na Região Amazônica. A senhora acha que ainda há espaço para as usinas com reservatórios no Brasil? O próprio Executivo tem sinalizado sobre a necessidade de voltar a fazer investimentos em hidrelétricas com reservatórios por serem fundamentais para a regularização nas diferentes regiões do país. Os 30 GW a que me referi não estão em locais de mais resistência do ponto de vista ambiental, como em área de conservação, por exemplo. São usinas tipo a Tabajara, no estado de Rondônia, e outras no Mato Grosso. Poderia se trabalhar na modernização do licenciamento ambiental, de modo a viabilizar esses projetos. O ministro de Minas e Energia, há um mês, disse que o próprio presidente Lula havia sinalizado sobre a necessidade de se construir novas hidrelétricas com reservatórios. Não dá para fazer uma usina como se fez há 30 anos. Temos vários exemplos no mundo que se pode fazer com a participação das comunidades, apoiando a construção desses aproveitamentos. A senhora pode me dar um exemplo de lugar no mundo onde as comunidades... Acho que foi Quebec, no Canadá, a última grande usina onde as comunidades têm uma participação. Dessa forma, além de receberem royalties, elas têm uma participação no resultado do projeto. n Hidrelétricas não têm subsídios. Ao contrário, pagam royalties e a outorga pelo uso do bem público
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 13 Jerson Kelman foi diretor-geral da Aneel, presidente do Grupo Light e interventor na Enersul. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Jerson Kelman Mudanças climáticas e modelagem de vazões Há muita discussão se os modelos matemáticos utilizados no planejamento da operação do SIN subestimam ou não a probabilidade de futuras secas, com consequências sobre as relações comerciais entre agentes do setor e sobre os investimentos Esta é uma breve visão pessoal de como chegamos até aqui. Em 1976 ingressei no Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel), me juntando a uma qualificada equipe de pesquisadores. Nossa tarefa era desenvolver modelos matemáticos para otimização e simulação do Sistema Interligado Nacional - SIN. Inicialmente optamos por modelos probabilísticos do tipo estacionário-markoviano. São modelos que procuram imitar a maneira aleatória como a Natureza “sorteia” futuras vazões mensais afluentes às usinas hidroelétricas, assumindo que as regras probabilísticas não mudam com o passar dos anos (hipótese de estacionariedade), e que cada sorteio depende apenas da situação presente; não do passado. Notamos que essa modelagem subestima a persistência das vazões agregadas na escala anual, observada nos registros históricos de vazões. Ou seja, ao agregar as vazões mensais produzidas pelo modelo mensal (AR1) em vazões anuais, observava-se menos episódios de anos consecutivos de seca do que o registro histórico mostrava. Era um indício de que o planejamento energético poderia estar sendo feito com base numa visão otimista do futuro - muita água chegando às usinas hidroelétricas - que seria indutora de decisões equivocadas no presente. Enfrentamos o problema combinando um modelo estacionário-markoviano na escala anual, capaz de capturar a persistência interanual, com um modelo de desagregação para transformar as vazões sintéticas anuais em mensais. Porém, essa abordagem era incompatível com o algoritmo de otimização da operação na escala mensal. Uma alternativa intermediária, adotada até hoje, foi manter a modelagem na escala mensal, porém aumentando a “memória”. Ou seja, fizemos a suposição que a distribuição de probabilidades das vazões no mês t não depende apenas da vazão observada em t-1, mas também das vazões observadas em t-2, t-3... t-p (modelo ARp). Atualmente essa aproximação tem se revelado cada vez menos satisfatória devido à não- -estacionariedade causada pelas mudanças climáticas. Para cada grau Celsius de aquecimento global, aumenta em 7% a quantidade de água retida na atmosfera. Significa que a atmosfera está ficando mais “sedenta”, o que explica a ocorrência de secas mais frequentes e intensas. Por outro lado, em situações de instabilidade atmosférica, a maior quantidade de água existente na atmosfera despenca abruptamente, o que explica a ferocidade das enchentes. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) tem definido “parâmetros de aversão ao risco” para contrabalançar o otimismo do modelo em uso. Todavia, como essas adaptações são arbitrárias, costumam criar conflitos entre os que são beneficiados e os que são prejudicados. Melhor seria avançar por outros caminhos. Continue lendo esse artigo em: /energia/mudancas-climaticas-emodelagem-de-vazoes
UHE Santo Antônio: estudo sugere a construção de mais usinas com reservatórios para aumentar resiliência do parque hidrelétrico Foto: Divulgação/Santo Antônio Energia 14 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 hidrelétricas Em estudo resumido e didático sobre os efeitos das mudanças climáticas sobre o parque hidrelétrico brasileiro, a EPE sugere, entre outras providências para aumentar sua resiliência às alterações, a construção de mais usinas convencionais (UHEs) com reservatóEPE sugere mais UHEs e UHRs como antídotos a mudanças climáticas Empresa divulgou resumo esquemático dos efeitos das mudanças climáticas sobre a geração hídrica e sugeriu medidas para enfrentar o novo cenário | POR CHICO SANTOS |
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 15 rios de armazenamento e de usinas reversíveis (UHRs) que permitem gerar várias vezes com a mesma água. O estudo, que foi divulgado também sobre outras fontes, começa por mostrar as evidências recentes geradas por episódios de secas e enchentes extremas, no período de 2012 a 2024, como a seca da região Norte de 2023/2024 que provocou a paralisação da UHE Santo Antônio, no Madeira (RO), quarta maior do país, e o funcionamento irregular das UHEs Cachoeira Caldeirão e Ferreira Gomes, no rio Araguari, Amapá. Esses eventos, conforme constata o trabalho, tornam vulnerável trabalhar o planejamento do sistema com base no histórico pluviométrico, uma vez que ele já não mantém a confiabilidade anterior, exigindo a introdução de novas práticas e tecnologias no processo. A partir do refinamento das projeções do IPCC, a EPE identifica cinco tendências para o clima no Brasil neste cenário de mudanças, sendo as duas primeiras de alta confiança de que ocorrerão e as outras três, de média confiança: • aumento da temperatura média em todas as regiões; • aumento da frequência e duração das secas nas regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste; • redução da chuva anual na região Norte; • aumento da chuva anual na região Sul; e • aumento das chuvas extremas no Sudeste, Sul e Norte. Os principais riscos para as hidrelétricas associados às tendências acima são de redução da geração, no caso das secas, e da segurança das infraestruturas, no caso das cheias extremas, como as ocorridas no Rio Grande do Sul em 2023 e 2024. Nestes cenários, o estudo ressalta a necessidade de equilíbrio entre riscos e investimentos de modo a assegurar o abastecimento de energia com modicidade tarifária. Após destacar os trabalhos que já vem desenvolvendo na direção de diagnosticar e adaptar o planejamento à nova realidade, a EPE lista o que pode ser feito neste caminho em quatro blocos: promover tecnologia e inovação, aperfeiçoar metodologias, avançar na regulamentação e ampliar a comunicação. No primeiro bloco, além da ampliação do armazenamento com reservatórios, UHRs, baterias e novas possíveis tecnologias, o trabalho inclui também a modernização e recapacitação das usinas existentes. No bloco das metodologias está o aprimoramento da representação da geração das UHEs. Na regulamentação, está a sempre reclamada revisão dos atributos do sistema, como a flexibilidade. E na comunicação, o destaque é a ampliação do diálogo entre os atores envolvidos na geração, no uso dos recursos hídricos e nos aspectos ambientais. n
16 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 óleo e gás O Brasil parou de perfurar em 2024. Parou por quê? Apenas 10 poços exploratórios foram perfurados em 2024, o menor número em quase 30 anos. Aqui uma análise do desempenho histórico e do que está por vir | POR ANA LUISA EGUES | Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 17 A perfuração de poços exploratórios na fase de exploração, considerada o principal indicador de desempenho do segmento, apresentou queda significativa em 2024, com apenas 10 poços perfurados, sendo sete marítimos e três terrestres, o menor número desde a criação da ANP. Os dados são do Relatório Anual de Exploração 2024, divulgado em setembro pela agência reguladora. O relatório apresenta o panorama do desempenho do segmento de exploração de petróleo e gás natural no Brasil, no período de 2016 a 2024. Contribuiu para esse resultado o significativo número de contratos assinados em 2024, uma vez que não é esperado que haja a perfuração de poços nos primeiros meses de contrato. Todavia, também é importante frisar que houve uma queda acentuada no número de poços perfurados, passando de 22, em 2023, para 10, em 2024. Isso indica que, mesmo sem o efeito dos novos contratos, o desempenho teria sido inferior ao período precedente. Em anos anteriores, entre 2017 e 2023, o indicador apresentou relativa estabilidade, permanecendo próximo de 0,10 – o que equivale a um poço perfurado para cada dez blocos sob contrato. Essa estabilidade, contudo, foi rompida em 2024, quando o indicador caiu para 0,02, sinalizando que foi perfurado apenas um poço a cada 50 blocos contratados. No que diz respeito à correlação entre o indicador e o preço do petróleo, observa-se uma relação bastante evidente entre os anos de 2010 e 2016. Em 2011, por exemplo, o barril estava cotado a um preço elevado (US$ 111,26) e o indicador atingiu o seu melhor desempenho na série histórica (0,46) – ou seja, aproximadamente um poço para cada dois blocos. Sonda Valaris Renaissance foi contratada para perfuração nas bacias de Santos e Campos
18 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 óleo e gás Fonte: Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP Fonte: Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP Comportamento do preço médio do barril de petróleo (US$/bbl) - Europe Brent Spot Price 1 - e do quantitativo de blocos sob contrato entre 2010 e 2024 Blocos e áreas sob contrato por bacia marítima ao final de 2024
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 19 Cabe ressaltar que o ano de 2011 foi aquele no qual houve o maior número de poços perfurados no país, sendo um ano de intensa campanha exploratória com objetivo de delimitação do pré-sal e de economia crescente. Posteriormente, com a queda no preço do petróleo, o número de poços perfurados também diminuiu, levando o indicador a 0,05 em 2016, ano em que o preço médio do barril recuou para US$ 43,64. A partir de 2021, o descolamento entre o indicador e o preço do barril torna-se mais pronunciado. Apesar dos preços elevados do barril desde então, a atividade de perfuração não tem acompanhado essa tendência, sinalizando que o preço, isoladamente, talvez não seja um fator suficiente para alavancar as atividades exploratórias no país. Eneva e pré-sal O ano de 2024 apresentou o menor número de poços perfurados da série histórica, com uma redução de 55% em relação a 2023. Esse desempenho ficou abaixo até mesmo do registrado em 2020, ano fortemente impactado pela pandemia de Covid-19. Considerando a série histórica do relatório, pela primeira vez, perfuraram- -se mais poços em mar do que em terra, reflexo de uma queda expressiva na atividade onshore no ano de 2024. Fonte: Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP Blocos e áreas sob contrato por bacia terrestre ao final de 2024
20 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 óleo e gás Fonte: Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP Fonte: Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP Poços exploratórios perfurados entre 2010 e 2024 Indicador de poços exploratórios versus preço médio anual do barril de petróleo (US$/bbl) - Europe Brent Spot Price - entre os anos de 2010 e 2024
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 21 Em 2024, o quantitativo total de poços perfurados em ambiente terrestre foi bastante aquém do previsto. O que se verificou é que, dos 131 poços perfurados em terra entre 2016 e 2024, 51 foram perfurados pela Eneva, evidenciando a elevada dependência do setor de exploração em terra ao desempenho de uma única empresa. Como em 2024, a operadora que melhor tem performado em ambiente terrestre não manteve o mesmo patamar de desempenho, isso afetou de maneira significativa o número de poços perfurados nesse ambiente. Nos últimos anos, aproximadamente 81% dos poços marítimos perfurados atingiram os reservatórios do pré-sal. Em 2024, essa tendência se manteve: dos sete poços perfurados em ambiente marítimo, cinco foram no play pré-sal. Esse direcionamento dos investimentos se explica pela relevância do pré-sal para a indústria petrolífera no país. De acordo com a ANP, a queda acentuada do volume de atividades exploratórias executadas nos últimos anos evidencia a relevância da implementação de ações visando impulsionar o desempenho do segmento de exploração. Em 2024, duas ações regulatórias foram conduzidas pela agência nesse sentido: foi dada continuidade à ação que resultou na resolução que trata do cumprimento do Programa Exploratório Mínimo (PEM) fora dos limites da área original e, adicionalmente, teve início uma nova ação regulatória, cujo objetivo é avaliar as medidas necessárias para a reformulação do PEM, considerando os avanços tecnológicos do segmento de exploração de petróleo e gás natural, os aspectos associados à descarbonização da indústria e os desafios para a melhoria do desempenho da fase de exploração. Número de blocos exploratórios O ano de 2024 terminou com 420 blocos exploratórios sob contrato, o maior número desde a criação da ANP. O avanço foi impulsionado pelo sucesso do 4º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC) e pelo 2º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), realizados no final de 2023. Como consequência dos dois leilões, foram assinados 182 novos contratos em 2024, superando amplamente o recorde anterior de 67 contratos assinados em 2018. Ao final de 2024, o ambiente terrestre manteve a liderança em número de blocos, totalizando 278 blocos sob contrato contra 142 no ambiente marítimo. Em contrapartida, o ambiente marítimo concentrou 60% da área contratada, 107 mil km2, refletindo a maior dimensão média dos blocos no mar. No offshore, destacou-se a Bacia de Pelotas, com 44 blocos, sendo que desde 2020 não havia blocos sob contrato nessa bacia. Na sequência, a Bacia de Santos finalizou o ano com 32 blocos, seguida pelas Bacias de Campos, com 15, e Barreirinhas, com 11. No que se refere à área, a Bacia de Santos manteve a maior exten-
22 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 óleo e gás Fonte: Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP Fonte: Relatório Anual de Exploração 2024 da ANP Investimentos previstos para a fase de exploração por ano no período 2025 a 2027+ Poços previstos para a fase de exploração por bacia para o ano de 2025
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 23 são contratada no ambiente marítimo (29,0 mil km2), seguida pelas bacias de Pelotas e Campos. Em terra, a Bacia Potiguar liderou com o maior número de blocos sob contrato, 151, dos quais 104 foram assinados em 2024. Em seguida, as Bacias do Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Espírito Santo finalizaram o ano com 32, 28 e 26 blocos, respectivamente. No que se refere à área, a Bacia do Parnaíba manteve a maior extensão contratada onshore (33,5 mil km2), seguida pelas Bacias do Paraná e São Francisco. Declarações de comercialidade Entre 2016 e 2024, foram efetivadas 54 Declarações de Comercialidade, sendo 20 no ambiente marítimo, por cinco empresas operadoras de contratos, e 34 terrestres, por 12 operadoras. Do total, seis foram efetivadas em 2024. Os volumes in place (ou seja, o volume total de petróleo e/ou gás natural no reservatório) associados às declarações do período foram estimados em 17,7 bilhões de barris de petróleo e 357,3 bilhões de metros cúbicos de gás natural. Previsão de investimentos O Relatório Anual de Exploração 2024 também traz estimativas de investimentos referentes à fase de exploração, para o período de 2025 a 2028, com base nos Planos de Trabalho Exploratórios (PTE) enviados pelas operadoras à ANP. O PTE é o instrumento em que as operadoras especificam as atividades e os respectivos cronogramas e orçamentos para cada bloco sob contrato. A partir deste ano, o Relatório passa a apresentar os valores de previsões de investimentos em dólar, moeda adotada nos PTEs. Entre 2025 e 2028, estão previstos investimentos de US$ 2,33 bilhões na fase de exploração, sendo que US$ 1,55 bilhão, 67% do total, estão concentrados em 2025. No período, o ambiente marítimo deve absorver cerca de 94% dos recursos, correspondendo a US$ 2,20 bilhões; 6%, ou seja, US$ 0,13 bilhão, estão previstos para serem executados no ambiente terrestre. Essa distribuição segue o padrão dos últimos anos, refletindo o maior custo das atividades em ambiente marítimo. Atividades relacionadas a poços permanecem liderando os investimentos, com US$ 2,02 bilhões no período, seguidas pela compra de dados não exclusivos. Entre as bacias marítimas, Santos, Campos e Pelotas lideram a previsão de investimentos. No ambiente terrestre, destacam-se as bacias do Parnaíba, Paraná e Potiguar. Detalhando-se as previsões para o ano de 2025, dos US$ 1,55 bilhão previstos, 95% serão investidos no ambiente marítimo, com ênfase na perfuração de oito poços offshore, nas Bacias de Campos e Santos, além de outros 17 onshore, distribuídos nas Bacias do Parnaíba, Potiguar, Amazonas e Espírito Santo. n
24 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 José Almeida dos Santos, geólogo-UFRJ, é consultor na área de energia. Escreve na Brasil Energia mensalmente. José Almeida dos Santos Uso de poços radiais para aumento do Fator de Recuperação A perfuração de poços radiais poderia praticamente dobrar as reservas brasileiras de petróleo, com custos bem menores que via perfuração e instalações de poços verticais ou aumento da malha Coautores: Normando Lins, Gerson Menezes e Bruno Leone Os combustíveis fósseis, incluindo o carvão, continuam sendo ainda as mais demandadas fontes de energia no mundo, representando em torno de 60% da matriz energética mundial, além de ser a fonte principal, usando os derivados de petróleo, para movimentação de todos os meios de transporte do mundo, incluindo os terrestres, aviões e navios e outros. Todos eles consomem mais de 70% do petróleo produzido hoje no mundo, em torno de 35 bilhões de barris por ano. Estima-se que o mundo já produziu mais de 1,5 trilhões de barris de petróleo e ainda tem mais de 5 trilhões de barris de óleo in place já descobertos. Há um grande empenho de toda indústria de petróleo em aumentar o Fator de Recuperação (FR) dos reservatórios, porque esse será o petróleo mais barato a ser produzido, pois vai usar toda infraestrutura já existente, inclusive os poços já perfurados. Estudos do Departamento de Energia dos Estados Unidos indicam que 67% do óleo in place continua intocável nos reservatórios, o que é uma enorme quantidade. Toda indústria está empenhada em achar mecanismos que possam transformar parte do volume de óleo in place em reservas. Isso indica que há uma enorme quantidade de petróleo possível de produção ainda nos reservatórios, quer sejam convencionais ou não. Qualquer método que permita recuperar mais petróleo do que já foi descoberto certamente será o mais barato de ser produzido. Opções econômicas para maior FR Há uma busca constante para o Fator de Recuperação, chamado EOR (Enhanced Oil Recovery), por se tratar de um óleo já descoberto e, na maioria dos casos, com toda infraestrutura implantada para permitir sua produção. Há registros de várias tecnologias estudadas, já utilizadas para aumentar o Fator de Recuperação, entre as quais se podem citar o aumento do número de poços, ampliando a área de drenagem, injeção de água fria e/ou quente, ou outros líquidos, injeção de ácidos e químicos em geral, injeção de espumas e, mais recentemente, injeção de nano partículas em reservatórios convencionais e não convencionais. Todos esses podem estar associados a perfuração de mais poços e, entre eles, os poços radiais. Porque, com certeza, esse será o óleo mais barato a se produzir. Essa tecnologia foi e continua sendo muito usada na Rússia e em países do leste europeu, em campos de óleo pesado que estavam com suas produções reduzidas ou quase paralisadas. Ela foi desenvolvida pela companhia Red Tech International, sendo primeiro usada na Colômbia, Estados Unidos e Federação Russa a partir de 2002. Continue lendo esse artigo em: /petroleoegas/uso-de-pocos-radiais-paraaumento-do-fator-de-recuperacao
26 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 óleo e gás Nordeste desponta com projetos de novas refinarias Dos sete processos em autorização na ANP, seis estão localizados na região e, somados, vão adicionar mais de 500 mil barris/dia de capacidade. Brasil Refino, na Bahia, começa a operar neste semestre | POR SABRINA LORENZI | Instalações da Brasil Refino, em Simões Filho (BA), tem capacidade para produzir 736 barris diários Foto: Divulgação Brasil Refino óleo e gás
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 27 Com previsões de dependência externa crescente, o Brasil tem três novos projetos de refino em construção, um concluído e outros três em processo de ampliação de capacidade, segundo as solicitações de autorização à ANP. Apesar dos apelos pela descarbonização face às mudanças climáticas, a previsão é de aumento da demanda por combustíveis fósseis pelo menos até o começo da próxima década. O primeiro deles a entrar em operação é a planta da Brasil Refino em Simões Filho (BA), com capacidade de 736 barris diários, que tem licença da ANP para conclusão da obra até outubro, segundo o Painel Dinâmico de Autorizações de Refinarias. A companhia informa que vai produzir diesel S10, diesel 500, gasolina, solventes, parafina, nafta, óleos pesados, entre outros derivados. Procurada pela Brasil Energia, a empresa informou que a previsão de início de operação permanece para o 2º semestre de 2025, ainda sem data definida. A Brasil Refino tem entre sócios a empresa de logística e construção de embarcações Fe Intermodal. Em 2024, quando o empreendimento já tinha 95% de avanço físico concluído, foi protocolada a licença de operação. “Antecipamos etapas finais de interligações de tubulações, testes a quente e integração ao grid elétrico, visando encurtar o tempo entre a emissão da licença e o ramp up comercial”, informa a Brasil Refino em seu site. A empresa acrescenta que tem o propósito de contribuir para suprir a lacuna da dependência externa crescente de combustíveis. “Nossa refinaria nasce para reduzir essa dependência: transformar petróleo abundante em derivados no país, no volume e no perfil que o mercado exige”. Não à toa, três dos sete projetos com processos de autorização para construção ou ampliação de refinarias são na Bahia, a exemplo da Brasil Refino, que vai inaugurar a planta no Centro Industrial de Aratu (CIA). A nova Gran Bahia (13,5 mil barris/dia) e a ampliação da Dax Oil (15,7 mil bd), em Camaçari, também vão contribuir para preencher uma lacuna na região, deixada em parte devido à venda de ativos da Petrobras no estado. A oferta de matéria-prima mais descentralizada na região, com vários campos de empresas independentes também é um fator atraente para pequenos projetos de refino. Quase todos os novos projetos já em processo de autorização na agência reguladora são no Nordeste, a região mais deficitária. Entre eles estão a nova refinaria de Pecém, de 100 mil barris/dia, em construção no Ceará pela Noxis Energy, e as ampliações na Rnest, que somam cerca de 400 mil barris diários, pela Petrobras em Pernambuco. A exceção, único novo projeto fora do Nordeste é o da Votopetro (4 mil barris), localizado no interior de São Paulo, ponto estratégico para fornecer combustíveis para o crescente agronegócio. As obras estão concluídas, aguardando autorização da agência. De acordo com a empresa, o portfólio de produtos inclui pentano, hexano, heptano, aromáticos C9, tolueno, xileno, nafta, querosene, aguarrás, IPA (Isopropanol), MEK (Metil Etil Cetona), etanol, metanol e óleo combustível.
28 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 óleo e gás Déficit de 371 mil barris/dia Segundo as projeções do Plano Decenal de Expansão de Energia elaborado pela Empresa de Planejamento Energético (EPE), o crescimento no consumo de derivados até 2032 é de 1,1% ao ano. E os investimentos previstos no segmento para ampliação da capacidade brasileira de produção de derivados não acompanham o crescimento do consumo. “Dessa forma, a demanda futura ampliada precisaria ser suprida pelo aumento do fator de utilização das refinarias e, sobretudo, das importações”, afirmam pesquisadores do Ineep ao analisar o plano decenal. A EPE estimou que a capacidade nominal do refino brasileiro será de 2,43 milhões de barris por dia no final de 2032. As projeções apontam um aumento do déficit no balanço total de derivados de 257 mil barris dia em 2022 para 371 mil barris diários em 2032. Os principais contribuintes para o déficit em 2032 serão: óleo diesel (-52 mil m3/dia), nafta (-7 mil m3/dia) e coque de petróleo (-7 mil m3/dia). Por outro lado, o derivado com o maior superávit no ano de 2032 será o óleo combustível (17 mil m3/dia). Chama atenção do Ineep a reversão do déficit no balanço do GLP a partir de 2028 entre as projeções, considerando uma expansão de aproximadamente 55% na produção nacional de GLP até 2032. Um crescimento será impulsionado, sobretudo, pelo aumento da capacidade produtiva do processamento de gás natural (UPGNs) com a entrada em operação da UPGN do Polo GasLub, em Itaboraí (RJ), e o desenvolvimento da produção de gás natural na Bacia de Sergipe-Alagoas na segunda metade da década. “O aumento estimado desses volumes de importação de derivados evidencia que é necessário ampliar os investimentos em novas plantas de refino de petróleo, buscando aumentar a capacidade nominal do parque de refino brasileiro em pelo menos 600 mil barris por dia, correspondente à construção de pelo menos duas refinarias”, afirmam os pesquisadores do Ineep no boletim que analisa o abastecimento de derivados. n AUTORIZAÇÕES DE REFINARIAS Refinaria Empresa Município UF Capacidade (b/d) Capacidade (m3/d) Prazo conclusão Tipo autorização Brasil Refino Brasil Refinarias Simões Filho BA 736 117 Oct-25 construção Dax Oil Dax Oil Refino Camaçari BA 15.695 2.495 May-26 ampliação Gran Bahia Gran Bahia Camaçari BA 13.500 2.147 Aug-31 construção Rnest Petrobras Ipojuca PE 130.010 20.670 obras concluídas ampliação Rnest Petrobras Ipojuca PE 260.020 41.340 Oct-29 ampliação Pecém Refinaria de Pecém Fortaleza CE 100.000 15.899 2027 construção Votopetro Votopetro Votorantim SP 4.000 636 obras concluídas construção Fonte: ANP
DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL NO ESTADO DO MARANHÃO SÃO LUÍS IMPERATRIZ BALSAS GRAJAÚ BLOCOS EXPLORATÓRIOS DA BACIA DE BARREIRINHAS BLOCOS EXPLORATÓRIOS DA BACIA DE PARNAÍBA BLOCOS EXPLORATÓRIOS DA BACIA PARÁ MARANHÃO GASODUTO EM OPERAÇÃO GASODUTOS EM FASE DE PROJETO LEGENDA Estação de filtragem, regulagem e medição de gás natural industrial Estação de estocagem de GNL, regaseificação e odoração de gás natural Estação de movimentação e odoração de gás natural industrial Estações de filtragem, regulagem de pressão e medição de gás natural termoelétricas Gasoduto de distribuição de aço carbono de 8 pol com capacidade de escoamento de 250 mil m³/dia GASODUTO GASODUTO GASODUTO GASMAR - COMPANHIA MARANHENSE DE GÁS STO. ANTÔNIO DOS LOPES GASODUTO GASODUTO GASODUTO TIMON
30 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 bioenergia Térmicas a biomassa tornam o MS exportador de energia firme Usina da Inpasa em Sidrolândia (MS), de 53,1 MW, utiliza resíduos florestais para produzir energia Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 31 Quase 25% da geração firme no estado vem de UTEs a bagaço e palha de cana, licor negro celulósico e resíduos de florestas energéticas (plantadas). E o estado pleiteia abrigar data centers com essa energia renovável garantida | POR EUGÊNIO MELLONI | O Mato Grosso do Sul galgou, no primeiro semestre deste ano, uma importante posição no ranking da geração de energia elétrica a partir da queima da biomassa. O estado atingiu a marca de 2.439 MW de capacidade instalada em geração com biomassa, passando à segunda posição nesse ranking, que até então pertencia a Minas Gerais (com 2.186 MW). Com isso, o Mato Grosso do Sul está agora atrás apenas de São Paulo, líder isolado na produção de bioeletricidade, com um parque de 6.995 MW de capacidade. O acréscimo de potência reforçou atributos do parque gerador de energia do Mato Grosso do Sul no que se refere à segurança e à transição energética. A oferta de energia firme elevou-se a uma participação de cerca de 87% da potência instalada total do estado, de 9.843 (MW). A geração com biomassa passou a representar pouco mais de 24,3% desse total, somando-se à geração de
32 Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 bioenergia hidrelétricas (quase 60%) e termelétricas movidas a fontes fósseis (cerca de 6%). No estado, a geração fotovoltaica corresponde a menos de 13% da capacidade do parque gerador e a energia eólica não aparece nas estatísticas. Outro benefício é o fato de pouco mais de 94% da oferta de energia no estado ser proporcionada por fontes renováveis. Jaime Verruck , secretário estadual de Meio Ambiente, Desenvolvimento, Ciência, Tecnologia e Inovação, destaca também que o Mato Grosso do Sul é um ‘exportador’ de energia elétrica para o sistema. “Apenas 50% da energia que produzimos é consumida aqui.” A produção de energia a partir da biomassa no Mato Grosso do Sul está vinculada à atividade dos setores sucroenergético e de papel e celulose. Os dois segmentos têm como uma de suas características proporcionar a oferta de energia praticamente o ano todo. No caso das usinas de etanol, embora a safra tenha um período de alguns meses, a oferta de bagaço garante a produção de energia elétrica o ano todo. No segmento de papel e celulose, as plantas costumam parar apenas 10 dias por ano. Segundo dados da Unica, até março desse ano a biomassa da cana (bagaço e palha) garantia 70,1% da potência instalada de toda biomassa, com 12.670 MW instalados, dividida por 428 unidades em operação comercial. Já o licor negro, resultante do processo de fabricação de celulose, era utilizada em 23 plantas com um total 3.719 MW. Na sequência, os resíduos florestais eram utilizados em 77 unidades, com 889 MW. Mesmo diante desse panorama já favorável, o governo sul-matogrossense continua buscando estimular o aproveitamento da biomassa para a produção de energia. O estado conta com oferta abundante, considerando, por exemplo, o bagaço e a palha da cana-de-açúcar e a madeira, entre outros. Para estimular os projetos, o estado criou no início dessa década o Programa MS Renovável, que oferece benefícios fiscais para a geração de energia a partir de fontes renováveis. Usina da Suzano em Ribas do Rio Pardo, de 384 MW, movida a licor negro Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 498, 25 de setembro de 2025 33 Com ampla oferta de energia firme e renovável, o Mato Grosso do Sul entrou na disputa pela atração de projetos de data centers. O estado já conseguiu atrair pelo menos um projeto de mineração de bitcoin, da Tether, que deverá utilizar energia elétrica produzida a partir de biomassa, segundo o secretário Jaime Verruck. O projeto deverá demandar 12 MW, que deverão ser atendidos por duas usinas da Adecoagro localizadas nos municípios de Ivinhema e Angélica. Duas usinas a biomassa campeãs O salto na capacidade de geração de energia a partir da biomassa no Mato Grosso do Sul foi proporcionado pela entrada em operação de duas usinas térmicas neste ano. A Inpasa, fabricante de etanol de milho, iniciou a operação de uma usina em Sidrolândia, com 53,1 MW de capacidade, que utiliza resíduos florestais para produzir energia. A fabricante de papel e celulose Suzano, por sua vez, colocou em operação em Ribas do Rio Pardo uma unidade de 384 MW movida a licor negro, um resíduo líquido resultante do cozimento da madeira. O Governo do Mato Grosso do Sul lista 24 usinas que geram bioeletricidade a partir do bagaço e da palha da cana e, segundo o secretário Jaime Verruck, esse segmento está praticamente consolidado. Já a indústria de papel e celulose deverá continuar, pelo menos nos curto e médio prazos, a ampliar a geração de energia. A fabricante de papel e celulose Arauco, por exemplo, está implantando um projeto em Inocência, que contará com uma usina com capacidade para produzir 400 MW, dos quais metade será para consumo próprio e a outra metade deverá ser injetada na rede. Gargalos na transmissão e distribuição Com energia firme e renovável de sobra, o Mato Grosso do Sul vem esbarrando no déficit de infraestrutura de transmissão e distribuição de energia para realizar o escoamento da eletricidade produzida. O secretário Verruck diz que, por conta disso, algumas empresas têm até investido em redes para viabilizar os projetos de geração. Ele cita o caso da Arauco, obrigada a construir uma linha de transmissão entre o município de Inocência e uma subestação em Ilha Solteira (SP), com 92 km, sem a qual não conseguiria exportar o excedente de energia para o sistema elétrico. O déficit em linhas de distribuição e transmissão também vem afetando o desenvolvimento do agronegócio. “Temos projetos do Programa MS Irriga que estão sendo tocados com energia produzida por geradores a diesel devido ao gargalo nas redes”. n Quem é fonte nesta matéria JAIME VERRUCK, secretário estadual de Meio Ambiente, Desenvolvimento, Ciência, Tecnologia e Inovação do MS Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Termelétricas e Segurança Energética”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de
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