Essa manchete é nossa Ano 44 - No 500 - brasilenergia.com A revista Brasil Energia chega a edição 500 como parte de um Portal multimídia, três diários e quatro sites temáticos de dados.
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 5 Para nossa Redação, engajada na produção de conteúdo desde março de 1982, a celebração da EDIÇÃO 500 da revista Brasil Energia é óbvia. E para você, distinto Leitor? Confio que muitos sabem reconhecer a contribuição do Jornalismo para uma sociedade mais justa e democrática. E sabem diferenciar também a informação com curadoria jornalística da informação autoral das redes ou da informação apócrifa da IA. Todos são canais importantes nessa terceira década do século XXI. Apenas o tempo ficou mais curto para tanta informação. Dito isso, tenho consciência de que chegar à EDIÇÃO 500 significa apenas uma missão cumprida, orgulhosamente. Daqui para frente, outras metas nos desafiam. E isso é o que importa. A Brasil Energia nasceu jornal, evoluiu para revista impressa e hoje é um Portal digital e multimídia, no qual convive com três sites noticiosos diários - PetroleoHoje, EnergiaHoje e a Brasil Energy (em inglês) - e quatro sites temáticos de dados sobre Petróleo, Gás, Eólica e Solar. Olhando para frente, o que nos move é o desafio crescente de prover conteúdo útil ao mercado, rapidamente e com o aprofundamento que o Leitor espera. Seu Tempo, em primeiro lugar – Energia interessa a diferentes comunidades e a segmentação do Portal em sites e Editorias condensam a informação nos nichos de cada usuário. O Portal recebe mensalmente mais de 200 mil visualizações de 90 mil usuários únicos entre assinantes e visitantes. Nas redes e no YouTube já ultrapassamos os 80 mil seguidores. É essencial, portanto, que todo esse público possa chegar rápido aonde deseja chegar. Vamos ao que Interessa – O conteúdo, orientado para Negócios, Inovação e Regulação, é produzido por jornalistas especializados em cada atividade do vasto mercado de Energia. Em outras palavras, entendemos de poço e de poste. Oferecemos aos usuários conteúdo objetivo e aprofundado, sem dispersão. Antes de finalizar – Faço questão de externar publicamente três agradecimentos especiais. Aos nossos Colunistas, que apoiam nosso Jornalismo, contribuindo com suas expertises no aprofundamento e crítica de temas tão complexos. Aos nossos Assinantes, que sustentam o Jornalismo Independente, como principais patrocinadores do que escrevemos e publicamos. Aos nossos Anunciantes, que com suas marcas e investimentos também nos apoiam quando reconhecem a importância da Brasil Energia para seus negócios. A todos, 500 tintins. Celso Knoedt Diretor Presidente 500 edições. E daí?
6 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 edição 500 sumário TRANSMISSÃO 20 Rede será ampliada em 12 estados 74 Isa opera maior LT subterrânea do país TERMELÉTRICAS 26 Geração de maio a outubro foi a maior desde a crise de 21 104 Maior complexo a gás do Brasil pode mais que duplicar SEGURANÇA ENERGÉTICA 36 Porque o suprimento garantido é essencial para atrair data centers REFINO 66 Mercados que a Rnest duplicada vai suprir a partir de Pernambuco ÓLEO E GÁS 42 Brava terá campanha de perfuração integrada em 2026 96 Os planos da Prio para Albacora Leste, Wahoo e Peregrino TRANSIÇÃO ENERGÉTICA O GNL surge como mais uma alternativa para a Amazonia 16 BIOENERGIA 69 Geração a partir da casca de arroz busca lugar nos leilões MOBILIDADE 112 Perspectivas do mercado de eletrificados BE NOS EVENTOS 48 OTC Brasil 2025 115 Mossoró Oil, Gas e Energy EMPRESAS 32 O avanço da Âmbar no mercado térmico 86 Petrobras ajusta PN ao petróleo mais barato
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 7 8 ROGÉRIO IBRAHIM FORESEA 78 GABRIEL FREIRE AZEVEDO & TRAVASSOS 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 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 ENTREVISTAS COLUNISTAS 114 BRUNA MORAES Resíduos urbanos no Brasil 95 BRUNO ARMBRUST Revisão tarifária mais transparente 31 CLAUDIA BETHLEM O desafio do carbono invisível 35 EDUARDO TOBIAS LRCap de baterias e competitivdade 85 FREDERICO ACCON O que esperar do futuro da MMGD? 111 IEDA GOMES Biogás e biometano competitivos 25 JERSON KELMAN Abertura do mercado de baixa tensão 68 JOSÉ ALMEIDA Fósseis e as novas fontes na Europa 46 MARCELO CASTRO Deeptechs no setor de óleo e gás 109 MARCUS D´ELIA O transporte rodoviário após a COP30 100 MARIANA MATTOS Desafios no cenário global de H2 65 OSMANI PONTES Cálculo político da Margem Equatorial 101 PAULA KOVARSKY COP30 - Não basta dar like 18 RUBEM SOUZA Boa Vista, última capital ligada ao SIN 15 TELMO GHIORZI O conteúdo local excedente 41 WAGNER VICTER Tecnologias, segurança e geopolítica 73 ZILMAR DE SOUZA Curtailment e “contrato regulatório”
8 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 entrevista Rogério Ibrahim A Bacia da Foz do Amazonas e os desafios de uma geologia diferente Presidente da Foresea, Rogério Ibrahim, comenta as condições de operação na exploração no litoral do Amapá e as perspectivas para o mercado de perfuração | POR FERNANDA NUNES | A perfuração do poço de Morpho, na Bacia da Foz do Amazonas, é um desafio, mas não preocupa, como contou o presidente da Foresea, Rogério Ibrahim, nesta entrevista à Brasil Energia. A empresa de operação de sondas de perfuração foi escolhida pela Petrobras para inaugurar a exploração na nova fronteira da Margem Equatorial brasileira. A correnteza é uma preocupação, mas não um empecilho, segundo Ibrahim. Para fazer frente ao trabalho, num prazo máximo de oito meses, a Foresea adaptou a sonda ODN-II às condições do mar no Amapá. A estratégia da empresa tem sido customizar as suas embarcações às demandas. O fornecimento de bens e serviços locais para a operação também exigiu adaptações. Atualmente, o apoio logístico está partindo de Belém. Mas a tendência é de que parta de pontos mais próximos, como do Oiapoque (AP), à medida que a atividade exploratória e uma possível produção evoluam. Leia os principais trechos da entrevista:
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10 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 entrevista Rogério Ibrahim A Foresea ganhou relevância na imprensa com o licenciamento ambiental autorizado pelo Ibama à Petrobras para explorar na Bacia da Foz do Amazonas. A relevância aumentou sobretudo às vésperas do vencimento do contrato da Foresea, relativo à sonda ODN-II, com a petrolífera. O que aconteceu depois disso? O nosso contrato foi renovado e a gente já está trabalhando, com o poço em andamento. O destaque foi em função disso. Já estivemos nessa situação em outros momentos, nessa locação, no ano passado. Então, a gente aproveitou e fez uma série de adaptações na sonda. No ano passado, a gente perfurou na Margem Equatorial da Bacia Potiguar. Mas agora a grande estrela é o poço de Morpho (na Bacia da Foz do Amazonas). Não somos nós. A locação é o grande destaque. Como está sendo a perfuração do campo de Morpho? Existe alguma peculiaridade ou desafio especial? Cada poço tem uma peculiaridade. Eu chamaria a atenção para as condições de mar, que são bem diferentes das do Sul, e para o fato de ser o primeiro poço exploratório de uma nova formação geológica. Por mais informação sísmica que se tenha, é a primeira vez perfurando ali. É diferente. Como é a condição do mar na Bacia da Foz do Amazonas? A corrente é muito maior do que no Sul e as profundidades maiores? Chega a ser um desafio a preocupar? Chega a ser um desafio, sim. Preocupar, não, porque a gente teve uma adaptação tecnológica. Não é a primeira vez que a gente está indo para lá. Foi ótimo a gente ter testado lá antes, ter verificado todas as condições e ter feito todas as adaptações necessárias. Foram colocadas tecnologias novas nessa sonda. Foi muita coisa diferente que a gente teve que adaptar para ter melhor condição de operação. Há quanto tempo a Foresea está na Bacia da Foz do Amazonas? Desde quando as condições da locação têm sido testadas? A gente está lá, nessa segunda vez, há cerca de três meses. Mas a gente já pode testar desde a primeira vez, inclusive a logística. O que aconteceu que mostrou que seria necessária uma adaptação da sonda e das condições de operação? “Foi estabelecida uma logística local para abastecer a sonda. O pequeno fornecimento tem zero problema.”
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 11 Basicamente, o fato de ser uma primeira informação geológica. A gente precisou de adaptações para entrar de maneira diferente. E as condições de mar. Uma das coisas que colocamos especificamente na sonda, que não tem nas do Sul, foi o supressor de vórtice. A lâmina d’água em Morpho é de cerca de 3 mil metros. Como a correnteza é bem maior do que no Sul, faz um pequeno turbilhonamento, que provoca um destaque diferenciado na coluna. A gente colocou uma espécie de aerofólio na coluna para que ela direcione a correnteza melhor sem provocar o turbilhonamento. Esse é um exemplo de adaptação. O que mais foi feito de diferente? Outro exemplo é a logística. Foi preciso montar todo um serviço de fornecimento de comida local. Não adianta mandar catering do Sudeste para o Norte, porque seria necessário container refrigerado. Foi estabelecida uma logística local para abastecer a sonda. Como é a relação com o mercado local? Além do catering, há outro tipo de serviço sendo prestado localmente? Há toda uma necessidade de suporte local de coisas que não sejam muito técnicas. Esse polo tecnológico vai se desenvolver na medida em que a produção acontecer. O momento atual é de pesquisa e de conhecimento. A gente ainda está perfurando um poço para saber se tem, o que tem e as condições que têm. Entre esse passo e um passo de produção vai um tempo razoável. Hoje, além do catering, a Foresea tem alguma outra contratação local? Tem de tudo quanto é pequeno fornecimento, com zero problema. A empresa mantém quantas pessoas na Bacia da Foz do Amazonas? Estamos com cerca de 150 próprios e, somados os terceirizados, chega a 200. Isso só na perfuração. Ainda tem toda uma parte de apoio da Petrobras. Como está sendo o dia a dia? A distância da costa é desafiadora? É. A distância da costa é de 200 km mais ou menos. A distância da Foz do Amazonas, de Belém, é de cerca de 500 km. São, na prática, 200 km até o Oiapoque. Como a gente vem usando Belém como base, a distância fica maior. Mas isso é uma questão temporária. A tendência é que o espaço de apoio se desloque para mais próximo. Vão ser cinco meses de perfuração? A gente tem que tomar cuidado com esses cinco meses. É um poço exploratório. A gente vai vendo o que tem, como tem. Vão ter que ser feitos testes depois. Essa é uma estimativa bem ampla. Cinco meses acho que é um bom período para que a gente possa de maneira confiável fazer tudo o que tem que ser feito. A extensão do contrato com a Petrobras foi para quanto tempo? A revisão foi para julho do ano que vem, em torno de oito meses. Em princípio, abrange o poço de Morpho. Tem dois períodos de extensão: de seis me-
12 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 entrevista Rogério Ibrahim ses e de até oito meses. A Petrobras pode fazer um cancelamento antecipado. Se tudo ocorrer no prazo cinco meses, a sonda vai para outra locação? Ela pode voltar para a Bacia Potiguar ou para o Sul. Se ela voltar para o Sul, tem um período de limpeza do casco. A Petrobras diz que a ODN-II é especial para o desafio a que ela está se propondo. Qual o diferencial dela? Todas as nossas sondas são especiais. A gente vem buscando uma certa customização de cada sonda. A ODN-II tem algumas adaptações para as condições da Margem Equatorial. A Foresea tem duas outras sondas que estão sendo adaptadas para águas rasas no Sul, especialmente para abandono de poços e descomissionamento, que são a Norbe VIII e a Norbe VI, que ganhou um prêmio na OTC há dois anos. Na Norbe VIII fizemos uma série de investimentos agora, para ela operar em lâmina d’água mais rasa. A gente vem customizando cada sonda. Tem um processo de automação da Norbe IX. Recentemente, fizemos uma perfuração de poço sem ninguém na área. Então, a gente está sempre buscando um diferencial. O que a experiência no pré-sal pode servir para a Margem Equatorial? As condições de operação da Petrobras são as mesmas. A gente tem padrões de segurança altíssimos. Na história da Foresea nenhum vazamento de óleo ao mar aconteceu. Além disso, o tempo de sonda disponível para perfuração é altíssimo. Temos uma sonda com índice de 99,8%. São padrões de segurança, manutenção e integridade do ativo elevados. Essa é uma experiência importante que a gente carrega. Em relação às condições do mar e geologia, há alguma similaridade? As lâminas d’água são profundas como algumas do pré-sal. A geologia é outra. Como foi o momento em que a equipe da Foresea recebeu a notícia de que o Ibama havia liberado a perfuração na Bacia da Foz do Amazonas? A gente estava ansioso por isso. É o que a gente sabe fazer, é a nossa história. A gente se qualificou para isso. A gente tem muito orgulho de, entre as 30 sondas disponíveis à Petrobras, a ODN-II ter sido a escolhida. A Petrobras é a maior operadora de sondas offshore no mundo. Todas as empresas internacionais estão no Brasil e a ODN-II foi a sonda escolhida para ir para a Bacia da Foz do Amazonas. Foi um arregaçar de mangas, chegou a hora. A Petrobras estava com a broca pronta aguardando apenas o aval do Ibama. As equipes estavam absolutamente preparadas, prontas para começar o serviço. Todos em campo. Como foi a negociação de extensão do contrato? A ODN-II já tem um outro contrato após esse com a Petrobras. A gente sempre achou que a Petrobras fosse conseguir a licença, que era uma questão de tempo. A gente participou de todos os testes, que foram dentro da expectativa do Ibama ou dentro do que o Ibama achou que deveria ser obtido. A gente sempre esteve dispo-
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14 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 entrevista Rogério Ibrahim nível para a Petrobras. Obviamente, a Petrobras tendo a licença e precisando que a gente ficasse, a gente ficaria. Não há a menor dúvida. Ela obteve a licença, a broca estava no fundo logo depois. E se o Ibama não liberasse a licença? A gente ia voltar com a sonda para o Sul e começar outro tipo de serviço. A Petrobras pediu licença ao Ibama para perfurar mais três prospectos no entorno de Morpho. Vai dar tempo de dar conta desses poços no prazo de oito meses? Não dá tempo de perfurar quatro poços em oito meses. Vamos esperar o resultado de Morpho e ver no que dá. Tem que fazer teste. É o primeiro poço exploratório de uma formação geológica nova. Tem que esperar o resultado para saber quais serviços futuros vão ser necessários. Qual a condição do mercado exploratório de óleo e gás, atualmente? O mercado está num momento de estabilidade. Teve um período de depressão por muitos anos. Mas diria que hoje está bastante equilibrado, olhando a oferta e a demanda de sondas. O que estamos projetando é também um equilíbrio para os próximos anos. A exploração de novas fronteiras além da Margem Equatorial, como da Bacia de Pelotas, melhora as perspectivas? A gente veio de um mercado que estava desbalanceado, com uma oferta muito grande de sondas e uma demanda muito reduzida. Houve agora uma retomada. Qualquer retomada, para quem não tem nada, é um bom sinal. A Petrobras tem recorrido a leilões reversos na contratação de sondas. Qual a sua opinião sobre esses leilões? A Petrobras vem testando esse modelo. Ela fez dois leilões reversos e não anunciou resultado de nenhum dos dois. É cedo para dizer se teve sucesso. O mercado tem se queixado dos leilões reversos. Não sei se o leilão reverso é o melhor modelo a ser praticado em modalidades muito técnicas, como de sondas de perfuração. Essa é a minha primeira reação. Acho que esse é um debate que a Petrobras pode aprofundar um pouco mais. n “Não sei se o leilão reverso é o melhor modelo a ser praticado em modalidades muito técnicas
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 15 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 Bonificações ao conteúdo local excedente Dois Projetos de Lei, em tramitação no Congresso Nacional, abrem oportunidades para a cadeia produtiva da indústria brasileira de petróleo avançar em sua trajetória de industrialização e desenvolvimento sustentável A Lei 9.478/1997, a Lei do Petróleo, foi promulgada há quase 30 anos. Entre várias iniciativas de relativo sucesso desde então, há propostas recentes, inovadoras e de alto potencial de efeitos positivos sobre a cadeia produtiva da indústria brasileira do petróleo. Algumas das ideias centrais destas novidades estavam já presentes, mas somente agora, por meio de novos projetos de lei começando a tramitar no Congresso Nacional, elas parecem ganhar tração. Em 1999, a pedido da então recém-criada ANP, a PUC-RJ elaborou o estudo “Mecanismos de estímulo às empresas concessionárias de petróleo a adquirirem equipamentos, materiais e serviços no mercado nacional” (disponível no website da ABESPetro, neste link). Neste estudo, já aparecia a recomendação de evitar obrigações de conteúdo local mínimo (pág. 171), a importância de avaliação de desempenho das petroleiras em projetos anteriores e de penalidades somente em caso de “persistentes índices abaixo do previsto” (pág. 176), e a “oportunidade de exportação de bens e serviços” (pág. 187). Apesar da robustez e da profundidade deste estudo, ele não foi integralmente aproveitado nas políticas públicas aplicadas ao setor nas décadas subsequentes. Em 2016, a então presidente Dilma promulgou o Decreto 8.637, o chamado decreto do Pedefor. Nele, apareciam os conceitos de conteúdo local excedente, de bonificação e Unidades de Conteúdo Local (UCL) e seus multiplicadores, e de exportação de bens e serviços. O Pedefor não chegou a ser regulamentado e foi revogado em novembro de 2019. Apesar de inspiradas nas melhores práticas internacionais de política industrial, estas boas ideias nunca tiveram tração nem perenidade. Isto começou a mudar há pouco, com a promulgação da Lei 15.075/24, que instituiu o conceito legal de excedente de conteúdo local. A lei permite transferir o excedente de um dado campo para completar o conteúdo local não atingido em outros campos de petróleo. Apesar de limitada, pois cedo ou tarde o estoque de conteúdo local não atingido será consumido, a criação do conceito legal de excedente de conteúdo local enseja a possibilidade de mais avanços para a indústria brasileira. Este conjunto de boas ideias foi finalmente transformado em Projetos de Lei mais completos, abrangentes e que reúnem inovações que ficaram adormecidas por décadas. O primeiro deles é o PL 4.372/25, de autoria do senador Veneziano Vital do Rêgo (MDB/PB). Ele altera a Lei 15.075/24, criando bancos de Bonificações de Conteúdo Local (BCL). As BCL são acumuladas à medida que a petroleira adquire mais conteúdo local para campos de petróleo no Brasil e/ou exporta daqui bens e serviços para campos internacionais. Continue lendo esse artigo em: /petroleoegas/bonificacoes-aoconteudo-local-excedente
16 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 transição energética O GNL surge como opção para a Amazônia Amazonica Energy contrata com a Petrobras fornecimento de 100 mil m3/dia para distribuir aos sistemas isolados a partir de 2028 | POR ANA LUISA EGUES | Foto: Divulgação Agência Petrobras
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 17 A Petrobras e a Amazônica Energy firmaram, em novembro, o primeiro contrato de venda de gás natural proveniente do Polo Urucu para comercialização de GNL em pequena escala. O objetivo é levar gás natural a localidades da Região Norte que enfrentam restrições logísticas de acesso ao insumo. O fornecimento de gás está previsto para começar em fevereiro de 2028, com um volume inicial contratado de 100 mil m3/dia e vigência de dez anos, com possibilidade de ampliação conforme a evolução do projeto. O acordo prevê investimentos da Amazônica Energy em unidades de liquefação, transporte e regaseificação de GNL, além da ampliação do ponto de entrega de transporte. De acordo com a Petrobras, o contrato inaugura uma nova etapa na monetização das reservas da Bacia Sedimentar do Solimões e marca um avanço para o mercado de gás natural no estado do Amazonas. “Este contrato amplia o acesso ao gás natural na Região Norte, com novas modalidades de entrega e soluções inovadoras que buscam fomentar a economia local, gerando benefícios na região e para o mercado de gás do país”, afirmou Álvaro Tupiassu, gerente executivo de Gás e Energia, da Petrobras. “A implantação do terminal de GNL permitirá o fornecimento de GNL para indústrias, usinas termelétricas, GNV em frotas veiculares e polos logísticos distribuídos ao longo dos eixos rodoviários e fluviais, com impactos positivos na geração de empregos, atração de investimentos e fortalecimento da economia regional”, disse Marcelo Araújo, CEO da Amazônica Energy. Desde 1988, a Petrobras produz petróleo e gás no Polo de Urucu, terceiro maior produtor de gás natural do Brasil, com uma produção média de 5,1 milhões de metros cúbicos por dia. O gás natural abastece 65% da geração de energia elétrica de Manaus e de outros cinco municípios do Amazonas. Já o gás de cozinha (GLP), com uma média de 80 mil botijões diários, abastece todos os estados do Norte e parte do Nordeste do país. n Base da Petrobras na Província Petrolífera de Urucu, em Coari (AM).
18 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 Rubem Cesar Souza é engenheiro elétrico, mestre em Engenharia Mecânica, doutor e pós-doutor em Planejamento de Sistemas Energéticos, professor na UFAM e Unicamp. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses. Rubem Cesar Boa Vista, última capital a se conectar ao SIN Um breve histórico do processo de interligação de Roraima ao Sistema Integrado Nacional, benefícios alcançados, expectativas e inquietações decorrentes da energização do linhão recém-construído Coautora: Maria Conceição de Sant’Ana Barros Escobar O Estado de Roraima, com seus 15 municípios, tem uma população de 738.772 habitantes (IBGE) - número mais do que o dobro da população recenseada em 2002 – e exibe um crescimento de demanda por energia elétrica de aproximadamente 11% neste ano, distribuída entre o sistema de Boa Vista e 12 municípios conectados. No dia 16 de setembro teve seu sistema elétrico integrado ao SIN, menos de três semanas antes de completar, dia 5 de outubro, 37 anos como unidade da Federação Brasileira. A odisseia da Integração Até 2001 o suprimento elétrico de Boa Vista e demais municípios era assegurado por termelétricas à diesel e uma pequena hidrelétrica. Neste ano, o estado passou a importar energia da Usina de Guri, na Venezuela, complementar à oferta do parque termelétrico e os diversos sistemas isolados a óleo. A EPE - Empresa de Pesquisa Energética realizou estudos para suporte à tomada de decisão quanto ao suprimento energético ao Estado de Roraima e, em 2010, por meio da Nota Técnica DEE-RE-047/2010-r0 recomendou a interligação de Boa Vista ao SIN, com a implantação da LT 500 kV Lechuga – Equador - Boa Vista, atravessando a Terra Indígena Waimiri Atroari e nove municípios dos estados de Amazonas e Roraima. Em setembro de 2011, o Leilão Aneel 04/2011, destinado a contratar serviços públicos para a construção, operação e manutenção de instalações de transmissão para Roraima se integrar ao SIN, teve como vencedor do Lote A o Consórcio Boa Vista, formado pela Eletronorte (49%) e Alupar Investimento (51%), que posteriormente constituiu a SPE Transnorte Energia S.A. Em 25 de janeiro de 2012, foi assinado o Contrato de Concessão 003/2012, que previa a conclusão do empreendimento em 36 meses e, no mesmo ano, foi aberto o processo de licenciamento ambiental junto ao Ibama pela Transnorte, porém somente em 2015 foi emitida a Licença Prévia. Em 2016, a LP foi suspensa em função das dificuldades associadas à travessia da Terra Indígena Waimiri Atroari, demandando atraso no restante do licenciamento e consequentemente na obra. Porém, com a Resolução nº 1, de 27 de fevereiro de 2019, o Conselho de Defesa Nacional – CDN reconheceu como de interesse da Política de Defesa Nacional a LT Manaus - Boa Vista, considerando-a alternativa energética de cunho estratégico para atendimento ao país. Continue lendo esse artigo em: /energia/boa-vista-ultima-capital-a-seconectar-ao-sin
Interligação elétrica do Madeira, da Axia: empresa opera 74 mil km de linhas e tem se destacado nos leilões de transmissão Foto: Divulgação/IE Madeira 20 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 transmissão Rede será ampliada e reforçada em 12 estados Vencedores de leilão bastante concorrido vão construir e manter 1.081 km de LTs, 2 mil MW em capacidade de transformação e 7 compensações síncronas | POR EUGÊNIO MELLONI | O Leilão de Transmissão 4/2025, realizado no fim de outubro na sede da B3, em São Paulo, atraiu R$ 5,53 bilhões em investimentos na infraestrutura de transmissão de energia elétrica no Brasil, de acordo com a Aneel. Com o deságio obtido nos lances pelos lotes, a economia para os consumidores durante a vigência dos contratos somará R$ 11,5 bilhões, segundo a agência. Todos os sete lotes foram arrematados, com descontos expressivos.. “O leilão de transmissão é um exemplo de sucesso dos certames da agência”, comemorou Fernando Mosna, diretor da Aneel que foi relator do processo. Seis investidores arremataram os sete lotes. Devido à competitividade verificada durante o leilão, os valores de Receita Anual Permitida (RAP) propostos pelos vencedores, de R$ 449 milhões no total, foram 47,98% menores que o teto de R$
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 21 936 milhões estabelecido pela Aneel. Com o deságio obtido, a economia para os consumidores durante a vigência dos contratos somará R$ 11,5 bilhões. O certame se destinou à construção e manutenção de 1.081 km em linhas de transmissão e seccionamentos e de 2 mil MW em capacidade de transformação, além de sete compensações síncronas. Os empreendimentos se localizam em 12 estados: Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia e São Paulo. O prazo para conclusão das obras varia de 42 a 60 meses, dependendo da complexidade da construção, com data limite para estarem concluídas em fevereiro de 2031. A expectativa é de que sejam criados mais de 13 mil empregos diretos e indiretos. Axia Energia investirá R$ 1,63 bi Com a vitória na disputa por dois lotes, a Axia Energia realizou propostas que somam R$ 138,7 milhões em receita futura, abrangendo os lotes 6 e 7, que receberão investimentos nos estados de Minas Gerais e Rio Grande do Norte. Os aportes da empresa totalizaram R$ 1,63 bilhão, o que equivale a 30% do montante de R$ 5,5 bilhões previsto para os sete lotes do certame. O prazo de implantação dos projetos varia entre 42 e 60 meses. Desde 2023, a empresa vem se destacando nos leilões de transmissão, com investimentos em curso que superam R$ 6 bilhões. Atualmente, a empresa opera cerca de 74 mil quilômetros de linhas de transmissão, o que representa 37% do total do Sistema Interligado Nacional (SIN). Especialistas destacam resultados Wagner Ferreira, advogado especialista no setor de energia e sócio do Caputo, Bastos e Serra Advogados, destacou que “o leilão de transmissão demonstrou mais uma vez a confiança no marco legal e regulatório do setor, com todos os lotes arrematados e com um deságio médio na ordem de 50%”. Segundo Ferreira, as linhas de transmissão arrematadas reforçam o escoamento de energia de renováveis em áreas que necessitam de ampliação da rede de transmissão. Ele acrescentou que o resultado foi um sinal muito importante ao mercado porque aponta para o compromisso dos agentes com a estabilidade e a segurança do setor. Para Diogo Nebias, advogado especialista em contratos de infraestrutura e sócio do Panucci, Severo e Nebias Advogados, o leilão de linhas de transmissão da Aneel é um termômetro de quão relevante é o investimento em linhas de transmissão atualmente. “Houve seis vencedores para os sete lotes e deságio médio de quase 50% na receita anual permitida (RAP) máxima. A concorrência foi acirrada”, destacou. Segundo Nebias, diante de um sistema com subcapacidade de escoamento de energia por fontes solar e eólica (excesso de oferta) e aplicação da bandeira tarifária vermelha em diversas regiões consumidoras, investir em linhas de transmissão tornou-se primordial. “É ferramenta para fortalecer o SIN”, destacou.
22 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 transmissão RESULTADO DO LEILÃO DE TRANSMISSÃO 4/2025 LOTE VENCEDOR DESCRIÇÃO UF(S) PRAZO (MESES) FUNÇÃO DO EMPREENDIMENTO 1 Shalom Fip Multiestratégia • LT 345 kV Miguel Reale – Centro CTR, C1 e C2, com 5,72 km (subterrânea) cada. SP 60 Atendimento à Região Metropolitana de São Paulo – Sub-regiões Norte, Leste e Sul. 2 Rialma Administração e Participações • LT 500 kV Santa Luzia II - Bom Nome II, C1, CS, com 230 km. • LT 230 kV Caxias II - Teresina II C1, CS, com 92 km; • LT 230 kV Teresina - Teresina III C1, com 14 km (reaproveita faixa da LT 230 kV Teresina - Piripiri C1 a ser desativada); • SE 230 kV Caxias II - Controle Automático Rápido de Reativos – CARR (-50/50) Mvar. PB/ PE/ MA/ PI 54 Escoamento de geração na área Leste da região Nordeste e atendimento às regiões leste do estado do Maranhão e centro-norte do estado do Piauí. 3 CPFL Transmissão • SE 525/138 kV Erechim - (6+1 Res) x 50 MVA; • SE 230/69 kV Boa Vista do Buricá 2 - (6+1Res) x 33,33 MVA; • Trechos de LT 525 kV entre a SE Erechim e a LT 525 kV Itá - Caxias Norte C1, com 2 x 1,5 km; • Trechos de LT 230 kV entre a SE Boa Vista do Buricá 2 e a LT 230 kV Guarita - Santa Rosa C1, com 2 x 5,5 km. • LT 230 kV Ivoti 2 - São Sebastião do Caí 2, com 20,4 km; • LT 230 kV Caxias - São Sebastião do Caí 2 C1, com 42,6 km; • SE 230/138 kV São Sebastião do Caí 2 - 2 x 150 MVA; • SE 230/138 kV Ivoti 2 - 2 x 150 MVA; • Trechos de LT 230 kV entre a SE Ivoti 2 e a LT 230 kV Caxias - Campo Bom C1, com 1,15 km; • Trechos de LT 230 kV entre a SE Ivoti 2 e a LT 230 kV Caxias - Campo Bom C2, com 1,15 km. • LT 230 kV Sarandi - Maringá, C1 e C3, CD, com 18,2 km (nova linha de transmissão na mesma faixa do C1 existentes, com maior capacidade) PR/RS 48 Atendimento (I) às cargas da região noroeste do Rio Grande do Sul e aumento de confiabilidade; (ii) à região Metropolitana de Porto Alegre; e (iii) à região noroeste do Paraná. 4 FIP Warehouse • LT 500 kV Jauru - Vilhena 3 C1, com 344,5 km; LT 230 kV Vilhena - Vilhena 3, C1 e C2, com 2,0 e • 1,9 km, respectivamente; • SE 500/230 kV Vilhena 3 - (3+1R) x 200 MVA e Compensação Síncrona -90/+150 Mvar. MT/ RO 60 Ampliação da capacidade de transmissão do subsistema Acre - Rondônia. 5 EDP Transmissão Goiás • LT 230 kV Itapaci - Matrinchã 2, C1, com 146,6 km; • LT 230 kV Matrinchã 2 - Firminópolis, C1, com 138,3 km; • SE 230/138 kV Matrinchã 2 - (6+1Res) x 50 MVA GO 48 Atendimento às regiões de Itapaci, Firminópolis e Matrinchã, no estado de Goiás. 6 Axia Energia (antiga Eletrobras) • Sublote 6A: - SE 500 kV Nova Ponte 3 - Compensações Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar; • Sublote 6B: - SE 500 kV Paracatu 4 - Compensação Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar. MG 42 Aumento da capacidade do sistema de transmissão com a implantação de compensadores síncronos na área Minas Gerais 7 Axia Energia • Sublote 7A: - SE 500 kV Açu III - Compensações Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar; • Sublote 7B: - SE 500 kV João Câmara III - Compensação Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar. RN 42 Aumento da capacidade do sistema de transmissão com a implantação de compensadores síncronos na área Rio Grande do Norte. Fonte: MME
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Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 25 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 Abertura do mercado de baixa tensão Tenho dúvidas se permitir que consumidores de baixa tensão escolham de quem comprar energia estimulará a competição, como ocorre na telefonia móvel. Dou mais importância ao risco de aceleração da “espiral da morte” do que à “liberdade de escolha” Nesse tema, me sinto como um soldado desengonçado que marcha em ritmo desencontrado do batalhão e acha que todos os demais estão errados. Digo isso porque as vantagens da abertura têm sido quase consensuais entre os agentes do setor elétrico. Eu, ao contrário, não consigo perceber de que maneira a abertura contribuirá para a solução dos principais problemas do setor. Pior: temo que vá agravá-los. A vantagem mais comumente apregoada da abertura é a “liberdade de escolha”. Isto é, permitir que consumidores de baixa tensão escolham de quem comprar energia, o que supostamente estimulará a competição, como ocorre com as empresas de telefonia móvel. Menos apregoado, mas possivelmente presente nas mentes dos que deploram a explosão de subsídios, é um raciocínio ao estilo Stanislaw Ponte Preta: “restaure-se a moralidade ou locupletemo-nos todos”. Ou seja, na impossibilidade de acabar com o “cercadinho vip” que protege os consumidores do Ambiente de Contratação Livre (ACL) dos custos sistêmicos arcados pelos consumidores do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), que se permita a livre migração do ACR para o ACL. Se todos migrassem, os custos sistêmicos teriam que ser melhor alocados e o problema estaria resolvido. Porém, é razoável supor que isso não ocorrerá. Primeiro, porque a experiência internacional mostra que muitos consumidores cativos preferem se manter como estão para evitar uma desnecessária relação com o comercializador varejista. Segundo, porque os consumidores com crédito duvidoso terão dificuldade de achar quem lhes queira vender energia. Como agravante, é provável que os comercializadores varejistas passem a atuar como substitutos tributários, em lugar das distribuidoras. Nessa condição, terão que recolher o imposto estadual (atualmente ICMS) correspondente à venda de energia para seus clientes no faturamento e não no recebimento. Portanto, tudo indica que os comercializadores varejistas serão duramente penalizados pela inadimplência, como hoje as distribuidoras já o são. A distribuidora de eletricidade continuará responsável por comprar energia para abastecimento dos não migrantes e para cobrir o furto. Nesse sentido nada muda. Porém, é razoável supor que permanecerão cativos os consumidores que em média tenham menor poder aquisitivo. Até porque os mais abastados serão assediados pelos comercializadores varejistas. Se assim for, as dificuldades que as distribuidoras já enfrentam para controlar a inadimplência e o furto se intensificarão, acelerando a “espiral da morte”. Terão que ser de alguma forma compensadas para evitar o colapso. Quem pagará? Continue lendo esse artigo em: /energia/abertura-do-mercado-debaixa-tensao
26 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 termelétricas Geração de maio a outubro foi a maior desde a crise de 21 UTE Mauá III, segunda colocada na produção térmica dos seis meses mais críticos do período seco, possui 591 MW de capacidade e atende a cidade de Manaus Foto: Divulgação/Âmbar Energia
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 27 Térmicas contribuiram com 10.849 MWmed para o suprimento do SIN no período de seca mais intensa, equivalentes a 13,87% da carga total do sistema | POR CHICO SANTOS | O reforço das termelétricas para fechar o balanço energético nacional no intervalo mais agudo do período seco, que vai de maio a outubro, foi o maior desde a crise hídrica de 2021, quando a geração térmica no período bateu todos os recordes, alcançando 17.694 MWmed, segundo os dados históricos da operação do ONS. Este ano a geração térmica entregou 10.849 MWmed no mesmo período. A diferença deste ano em relação aos 10.414 MWmed dos mesmos seis meses do ano passado foi de 4,2%, indicando que desde então a redução persistente das afluências aos reservatórios das hidrelétricas vem levando o operador a mobilizar a capacidade térmica disponível para assegurar o abastecimento e, ao mesmo tempo, permitir o máximo de preservação da energia mais barata armazenada. Os dados do ONS mostram que após a crise de 2021, quando as térmicas chegaram a gerar 19.371 MWmed em agosto, fechando o ano em 14.921 de média, os dois fartos períodos chuvosos de 2022 e 2023 permitiram fechar as caldeiras de grande parte do parque térmico do país. Naqueles dois anos, o reforço das térmicas de maio a outubro ficou em 8.284 e
28 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 termelétricas 8.019 MWmed, respectivamente, menos da metade da média de 2021. Em relação à média dos seis meses de seca mais aguda de 2023, a geração térmica no mesmo período deste ano foi 35,3% maior. No ano, até outubro, a contribuição das térmicas fechou em 9.785 MWmed. Basicamente, as termelétricas, descontadas as características de maior ou menor flexibilidade de cada uma, funcionam para complementar a geração das fontes renováveis ou mais baratas e para suprir os sistemas isolados das regiões do país ainda não totalmente abastecidas pelo Sistema Interligado. A intensidade do seu uso precisa também ser medida em relação à carga média de energia do período. Sob este ponto de vista, por exemplo, a geração térmica na crise hídrica de 2014/2015, embora em números absolutos tenha sido menor do que a registrada no período em análise neste texto (maio a outubro) do que a de 2021, proporcionalmente à carga, foi maior. De maio a outubro de 2014, a geração térmica foi de 16.103 MWmed, para uma carga de 59.805 MWmed no período, o que representou uma proporção de 26,92%. Em 2015 a geração térmica do período cresceu 1,4%, para 16.330 MWmed, a segunda maior da série histórica até agora. Naquele ano, a carga média de maio a outubro foi de 62.766,8 MWmed, o que significa que a geração térmica contribuiu proporcionalmente com menos energia, totalizando 26,02%. Na comparação proporcional à carga, os 17.694 MWmed de geração térmicas computados nos seis meses em análise de 2021 ficam em segundo lugar, com 26,09% da carga média do período que foi de 67.814,5 MWmed. Este ano, os 10.819 MWmed de contribuição térmica apurados de maio a outubro representaram 13,87% da carga média de 77.995,5 MWmed do período. Quando medida em termos anuais, a geração termelétrica deste ano ficou em 9.785 MWmed até outubro, devendo também ser a segunda colocada desde 2021, quando o total alcançou 14.921 MWmed. No ano passado as térmicas produziram 8.429 MWmed e em 2022 e 2023, geraram, respectivamente, 7.499 e 7.001 MWmed. Nos anos completos das crises hídricas de 2014 e 2015, a geração total das térmicas somou 15.878 e 15.869, respectivamente. Caçula, GNA II gerou mais Embora inaugurada oficialmente no final de julho deste ano, a UTE GNA II, maior termelétrica do Brasil atualmente, já liderou a produção térmica por usinas do período de maio a outubro. Os dados do ONS mostram que em maio ela já operava, tendo gerado 440 MWmed no mês. No período em análise, a usina, localizada no Porto do Açu, município de São João da Barra (RJ), gerou 922,6 MWmed, quase o dobro da segunda colocada no período que foi a UTE Mauá III, com 487 MWmed. O pico diário de geração da usina, pertencente à Gás Natural do Açu (GNA), até agora foi 1.678 MWmed no dia 20 de julho, oito dias antes da sua inauguração oficial. A GNA II, com 1.700 MW de capacidade, movida a gás natural, faz parte de um complexo de geração que conta
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 29 também com a GNA I, de 1.300 MW, formando o atual maior complexo termelétrico do país. Por contrato, segundo informação da empresa, ela opera com inflexibilidade de 100% de julho a novembro, funcionando como acontece o ano todo com as usinas termonucleares. Já a UTE GNA I, que opera segundo a demanda do Operador, gerou no período somente 6,83 MWmed, sendo 26 em maio e 15 MWmed em junho, ficando com geração zero a partir do dia 03/06, após ter produzido 450 MWmed no dia anterior. A UTE Mauá III, segunda colocada na produção térmica dos seis meses mais críticos do período seco, possui 591 MW de capacidade instalada. A usina entrou em operação em janeiro de 2019 e é movida a gás natural, sendo parte do abastecimento da Região Metropolitana de Manaus. No ano passado seu controle passou da Axia (ex-Eletrobras) para a Âmbar Energia, do grupo J&F. O pico de geração da usina no período foi de 565 MWmed, no dia 08 de outubro. Seu acionamento é por ordem de mérito. A terceira térmica mais demandada de maio a outubro deste ano, segundo os números históricos do ONS foi a UTE Maranhão III, com uma geração de 409 MWmed. A usina pertence à Eneva e está localizada no chamado Complexo Parnaíba, no município de Santo Antônio do Lopes, Maranhão, formado por seis
30 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 termelétricas térmicas a gás, totalizando cerca de 1,9 MW de capacidade. Parte da usina opera por inflexibilidade contratual. O quarto lugar entre as contribuições térmicas para a segurança energética do período foi da UTE Marlim Azul, com 328,8 MWmed, segundo os números do ONS. Inaugurada em novembro de 2023, a usina pertence às Arke Energia, uma joint-venture formada pelo Pátria Investimentos, a Shell e a Mitsubishi Power. Marlim Azul também é parcialmente inflexível. Marlim Azul fica em Macaé (RJ) e foi a primeira UTE a operar 100% com gás natural do pré-sal. A quinta usina que mais forneceu energia térmica nos seis meses encerrados em outubro foi a UTE do Atlântico, com 313,6 MWmed. A usina está localizada no bairro de Santa Cruz, Rio de Janeiro, dentro do complexo siderúrgico da Ternium Brasil e tem capacidade de 490 MW. Parte da geração abastece a siderúrgica e o restante é disponibilizado para o SIN. A UTE do Atlântico opera aproveitando como combustível os gases gerados no processo siderúrgico da sua controladora e é também parcialmente inflexível. Completam o grupo das dez maiores geradoras do período seco mais agudo deste ano as UTEs Termorio, da Petrobras (1.036 MW de capacidade), com 292 MWmed; a UTE Candiota III, de 350 MW, da Âmbar Energia, com 265 MWmed; a UTE Baixada Fluminense, de 530 MW, também pertencente à Petrobras, com 263,8 MWmed; a UTE Pampa Sul (Banco Pactual), de 345 MW, com 261 MWmed; e a UTE Jorge Lacerda C (Diamante Energia), de 363 MW de capacidade que gerou 259 MWmed no período. As usinas Termorio e Baixada Fluminense funcionam a gás natural e as outras três são movidas a carvão mineral. Candiota III e Pampa Sul ficam no Rio Grande do Sul e Jorge Lacerda C é parte do Complexo Jorge Lacerda, de 857 MW, composto por três usinas, no município de Capivari de Baixo, Santa Catarina. n Primeira a usar gás do Pré-Sal, UTE Marlim Azul, da Arke Energia, contribuiu com 328,8 MWmed para o sistema Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Termelétricas e Segurança Energética”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 31 Claudia Bethlem é bióloga com 20 anos de experiência em biodiversidade e sustentabilidade. É consultora na Immerse Ecoservices. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses. Claudia Bethlem Cadeias de valor e o desafio do carbono invisível Empresas que buscam estabelecer metas alinhadas à ciência e que priorizam informações supplier-based – dados coletados diretamente dos parceiros - medem com mais precisão, identificam pontos críticos e propõem metas de redução mais realistas O carbono invisível é hoje o grande ponto cego das estratégias de descarbonização corporativa. Invisível porque não se encontra dentro das fronteiras operacionais da empresa, mas espalhado por toda a cadeia de valor - nas matérias-primas adquiridas, no transporte de produtos, no uso e no descarte pelos consumidores. É o carbono que não aparece nos relatórios convencionais, mas sustenta quase tudo o que uma organização faz. Trata-se das chamadas emissões do Escopo 3, definidas pelo GHG Protocol como as emissões indiretas que ocorrem fora das operações diretas da empresa. Elas se diferenciam das emissões dos Escopos 1 e 2, que abrangem combustão, processos industriais e consumo de eletricidade, porque dependem de dados externos, muitas vezes fora do controle e até do alcance das corporações. O Escopo 3 abrange 15 categorias distintas, desde bens e serviços adquiridos, transporte e viagens de negócios até o uso e o fim de vida de produtos vendidos. É uma visão ampliada das emissões, que revela o impacto climático das relações comerciais e logísticas que sustentam os negócios. De acordo com o CDP, o Escopo 3 pode representar mais de 70% das emissões totais de uma empresa e, em alguns setores, como alimentos, energia, transporte, construção e bens de consumo, ultrapassa 90%. Por isso, ele se tornou o principal foco dos compromissos corporativos de neutralidade e o maior desafio técnico da agenda climática empresarial. Medir o que está além das fronteiras físicas da organização exige dados confiáveis e rastreáveis, algo difícil de obter em cadeias complexas e fragmentadas. A multiplicidade de fornecedores, a diversidade de processos e a falta de padronização na coleta de informações ainda limitam a precisão dos inventários. O GHG Protocol reconhece essa complexidade e propõe quatro metodologias principais para o cálculo do Escopo 3, cada uma com um nível diferente de confiabilidade. A primeira é a abordagem baseada em gastos, ou spend-based, que estima as emissões a partir do valor financeiro das compras, multiplicando-o por fatores médios de emissão. A segunda é a average-data, que utiliza médias setoriais e dados secundários de massa ou volume combinados a fatores de emissão genéricos. Em seguida vem o método híbrido, que combina dados primários fornecidos por alguns parceiros com médias ou estimativas para os demais elos da cadeia. E, por fim, o método mais preciso e desejável: o supplier-specific, em que os próprios fornecedores disponibilizam seus inventários e dados de atividade. Essas quatro metodologias formam uma espécie de escala de maturidade, em que a acurácia cresce conforme os dados se aproximam da origem. Quanto mais diretos e reais forem os dados — ou seja, fornecidos pelos próprios fornecedores —, mais consistente e útil será o inventário. Continue lendo esse artigo em: /energia/cadeias-de-valor-e-o-desafiodo-carbono-invisivel
32 Brasil Energia, nº 500, 11 de dezembro de 2025 empresas Apetite da Âmbar para compras “continua voraz” Empresa do grupo JBS investe em térmicas a gás, carvão, nuclear, em carvão verde no Sul e em SMRs na Amazônia | POR CHICO SANTOS | Após todas as recentes aquisições, o apetite da Âmbar para novas compras “continua voraz”, com negócios por concluir ainda em 2025 e já trabalhando no planejamento para outras investidas em 2026. Foi o que afirmou o presidente da empresa do grupo J&F, Marcelo Zanatta, sem dar detalhes sobre os futuros alvos. De acordo com Zanatta, um dos objetivos para 2026, relacionado à venda de produção nova ou existente, está nos dois leilões de capacidade (LRCaps) programados para março do próximo ano. “Nós temos ativos estratégicos e acreditamos que eles vão ser recontratados”, disse, a respeito do parque termelétrico recentemente adquirido em várias regiões do país. Foto: Divulgação/Âmbar Energia
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