ÓLEO E GÁS Projeto Raia avança e pode ter tieback com Intaimbezinho BIOENERGIA A contribuição da biomassa para a segurança energética AMAZÔNIA As soluções híbridas de geração para energizar sistemas isolados GÁS Potencial de produção de biogás pode alimentar até 5 GW com GD TRANSMISSÃO EPE estima em R$ 120 bi investimento em LTs até 2035 TERMELÉTRICAS Duas usinas colocam o PA com mais presença no SIN Ano 44 - No 501 - brasilenergia.com Cláudio Schlosser, diretor de Logística, Comercialização e Mercados Petrobras busca o mercado do Centro-Oeste
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 3 olá, leitor Ano de eleições majoritárias sempre impõe um período de incertezas às atividades produtivas reguladas, como é o caso dos setores de Petróleo, Gás e Energia. Costuma-se dizer que, em momentos assim, cá na Planície, decisões de médio e longo prazo, que podem ser sustadas até segunda ordem, são postergadas. Se, além disso, o Carnaval cai na segunda quinzena de fevereiro, como neste ano, o botão da cautela é ainda mais acionado no ano já encurtado. Já no Planalto, o clima é de muito agito. Decisões executáveis, só mesmo as de curto prazo. Ninguém pode dar garantias de que ocupará, em janeiro, a cadeira que ocupa hoje. Nesse contexto, nosso planejamento editorial para o ano é o de acompanhar o dia a dia do que já está em execução e, em paralelo, focar em temas que independem desse ou daquele governo de plantão. Entre esses temas, vamos aumentar nossa atenção em relação à Amazônia, região que ocupa quase 60% do território nacional e onde reside 13% da população brasileira. Em março, vamos cobrir o evento Amazonas, Óleo, Gás e Energia que pelo terceiro ano consecutivo procura debater temas de interesse regional e destacar as oportunidades que a região oferece para se desenvolver e, também, desenvolver o país. A cobertura será seguida por uma série na qual, durante seis meses, a Brasil Energia procurará levantar e divulgar o potencial energético da Amazônia, onde os projetos de energia geram fortes repercussões sociais, econômicas e ambientais, além de segurança e soberania com a ocupação racional do território nacional. O ano está apenas começando e vamos trazer muitas outras novidades por aqui.
4 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 edição 501 sumário ÓLEO E GÁS 22 2026 será um ano crítico para o projeto Raia 24 Equinor considera tieback entre Itaimbezinho e o projeto Raia 58 Produção de independentes cresce 22,8% em 2025 66 Exploração terá US$ 890 milhões em 2026 72 Espírito Santo retoma a posição de segundo produtor BIOENERGIA 28 A contribuição da biomassa para a Segurança Energética HIDRELÉTRICAS 34 Estudo confirma baixas emissões de CO2 de Belo Monte AMAZÔNIA 39 Uma visão avançada sobre os sistemas isolados GÁS 44 Geração elétrica a biogás avança em usos industriais e urbanos 68 Duas termelétricas colocam o Pará com mais presença no SIN TRANSMISSÃO 50 Investimentos previstos de R$ 120 bi até 2035 OPERAÇÃO 54 Preocupado com incertezas, ONS reprograma obras em usinas chave EÓLICAS 62 Rio Grande do Norte banca a opção offshore TERMELÉTRICAS 16 Biodiesel supera fósseis no leilão de capacidade 76 Setor mira até 30 GW de nova capacidade
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 5 8 CLAUDIO SCHLOSSER PETROBRAS 82 JOÃO HENRIQUE NASCIMENTO PPI 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, Marcelo Furtado, Nelson Valencio - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta e Larissa Sayuri Foto de capa: Marcus Almeida ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • Revista BRASIL ENERGIA: Acesso livre • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.920; Mensal, R$ 184 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1.695 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 81 BRUNO ARMBRUST Parcela transporte pode penalizar consumidor 65 EDMAR DE ALMEIDA Venezuela após a nova Lei de Hidrocarburos 53 FREDERICO ACCON Mudanças no Setor Elétrico que moldam o futuro 75 IEDA GOMES O GNL em um mercado em transformação 33 JERSON KELMAN Quem deve pagar pelas baterias? 06 LUIZ BARATA Falta de luz em São Paulo e o apagão de governança 88 OSMANI PONTES Petróleo venezuelano no cálculo de Trump 38 RUBEM CESAR Amazônia: velhos desafios para um novo ano 21 WAGNER VICTER Geopolítica do petróleo e ética empresarial
6 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 Luiz Eduardo Barata Luiz Eduardo Barata é presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia e do Instituto dos Consumidores de Energia. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses. Mais uma vez, São Paulo ficou sem luz. Para não ir muito longe, em novembro de 2023, estávamos debatendo sobre o impacto das mudanças climáticas no sistema elétrico, poda de árvores, enterramento de cabos de energia, caducidade da concessão, procedimentos de reparação e atendimento ao consumidor. Chegamos em dezembro de 2025 e os problemas continuam os mesmos, sem evolução. O que fizeram nossas autoridades nesse tempo todo? A única coisa que evoluiu foi a conta de luz, que ficou mais cara. A interrupção severa e prolongada no fornecimento de energia na área de concessão da Enel não é um acidente isolado nem um evento imprevisível. Ao contrário, a maior certeza que podemos ter hoje em dia é que os eventos climáticos extremos ocorrerão com maior frequência e serão cada vez mais intensos. Não se pode garantir que não haja impacto sobre a rede elétrica com os fortes ventos e chuvas intensas, mas está ao alcance da distribuidora e das autoridades estabelecer um planejamento à altura desse desafio, mesmo que o contrato seja antigo e suas regras não abarquem a nova realidade do clima no planeta. As dificuldades apresentadas pela concessionária evidenciam uma escolha. A empresa tem investido o mínimo possível, escorando-se nas cláusulas ultrapassadas do contrato de concessão e apostando na complacência das autoridades. Por sua vez, o ministro Alexandre Silveira – que depois do apagão de 2023 indicou o presidente do conselho de administração da distribuidora no Brasil – vinha cozinhando o assunto com forças-tarefa e outros paliativos, até que uma nova intercorrência se impôs na agenda eleitoral. Agora, como se fosse um ato heroico, o ministro anuncia que vai pedir a caducidade do contrato da Enel e que determinará à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que conduza o processo. Entre a ameaça e a atitude concreta há uma grande distância. A vigência do contrato termina em 2028. Por outro lado, a Enel encontra no Judiciário todo o acolhimento para postergar o pagamento de multas e de outras providências. Por fim, onde estava a Prefeitura de São Paulo esse tempo todo? Quando tem apagão, começa o jogo de empurra e a preocupação primordial é com a popularidade. A adaptação da cidade ao novo contexto climático e às novas demandas contemporâneas não é tratada como prioridade. Falta planejamento. Falta coordenação. Falta decisão e sobram atitudes evasivas. A falta de luz só não é pior que o apagão de governança que temos hoje no setor elétrico brasileiro, em todas as esferas de poder. A responsabilidade não é de um único agente. A distribuidora tem o dever contratual de garantir a continuidade e a qualidade do serviço, e deveria trabalhar de forma mais proativa pensando na possibilidade de renovação da concessão. Ou não tem mais interesse no mercado brasileiro ou acredita mesmo na impunidade. Falta de luz em São Paulo e o apagão de governança Tudo que os responsáveis pelo apagão querem agora é a invenção de um mito que desloque as expectativas de resolução do problema para uma obra faraônica Continue lendo esse artigo em: /energia/falta-de-luz-em-sao-paulo-eo-apagao-de-governanca
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 7 imagem do mês Depois do grande apagão que atingiu a cidade de São Paulo em dezembro de 2025, deixando sem energia 4,4 milhões de imóveis durante seis dias, uma falha na rede da Enel em fevereiro afetou mais de 30 mil pessoas no centro da capital. Os apagões recorrentes no município têm motivado discussões acerca da suspensão da concessão para a Enel SP. O relatório de fiscalização da Aneel concluiu que a concessionária teve desempenho insatisfatório para restabelecer a energia aos consumidores. A análise do processo que pode levar à recomendação da caducidade do contrato da empresa foi prorrogada pela diretoria da agência para o dia 24 de março.
8 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 entrevista Cláudio Schlosser O duto do Centro-Oeste e a aposta da Petrobras no agro Diretor de Logística, Comercialização e Mercados, Cláudio Schlosser detalha nesta entrevista à Brasil Energia os investimentos do Plano 2026-2030, explica como irá se desenvolver o projeto do novo duto do Centro-Oeste, a integração com o etanol e como logística, mercado interno e transição energética se conectam na estratégia da companhia | POR ROSELY MAXIMO | A Petrobras desenha uma estratégia ambiciosa para consolidar sua participação de 31% na matriz energética brasileira até 2050, integrando combustíveis fósseis e renováveis através de investimentos robustos em logística e infraestrutura. Nos US$ 4 bilhões previstos no plano de negócios 2026-2030, ganha destaque o projeto do duto entre Paulínia (SP) e o polo do agro no Centro-Oeste, ainda em avaliação. Em entrevista à Brasil Energia, o diretor executivo de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Cláudio Schlosser, revelou que a proposta é aproveitar a faixa do Gasbol e o duto poderá ser implantado em fases, com a primeira etapa partindo da Replan até Campo Grande. O projeto encontra-se em fase inicial, com análise de alternativas de localização das bases a serem implantadas e estudo de viabilidade técnico e econômico. Segundo o diretor, até Campo Grande já estão previstas três novas bases e a entrada em operação deve acontecer depois de 2030, em data ainda sem definição. O executivo também aborda as estratégias de comercialização de bioprodutos, como a antecipação de SAF e a venda de biobunker em Singapura, os estudos para atender o Matopiba – região que engloba os estados de MA, TO, PI e BA – , com alternativas ferroviárias e novos polos estratégicos, e os investimentos na ampliação dos sistemas de bombeamento do Osbra, pelo qual são escoados cerca de 800 mil m3/mês atualmente. De acordo com Schlosser, com a ampliação do refino e da frota, a entrada da segunda fase da Rnest (PE) e a incorporação de combustíveis renováveis, a Petrobras projeta atingir praticamente a autossuficiência em diesel até 2030, reforçando a visão de empresa integrada de energia — modelo que, segundo ele, garante resiliência financeira, competitividade e capacidade de investimento mesmo em cenários adversos para o petróleo. Leia a seguir os principais trechos da entrevista e assista a íntegra no vídeo.
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 9 Foto: Marcus Almeida
10 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 entrevista Cláudio Schlosser O plano de negócios 2026-2030 prevê cerca de US$ 4 bilhões em investimentos em logística e comercialização, que inclui ampliação da frota, da infraestrutura e expansão da presença no Centro-Oeste. Quais são as prioridades? O planejamento estratégico mantém os investimentos prioritários na produção de óleo e gás, mas tem uma característica importante: o petróleo é monetizado através dos derivados. Por isso, o planejamento vê a integração com o refino e a logística para chegar até o consumidor final com visão integrada. Nossa meta é permanecer como fornecedor de 31% da energia consumida pela sociedade brasileira, tanto no horizonte de 2030 quanto em 2050. Essa energia será de natureza fóssil, mas também temos foco na transição energética, com investimentos contundentes em renováveis. Hoje somos importadores líquidos de diesel e querosene de aviação, então existe esse espaço para ampliação do refino. O mercado brasileiro é o que monetiza melhor e temos condição de entregar para a sociedade o mais competitivo em preço e disponibilidade. O planejamento amplia o refino, mas nós queremos acessar onde o mercado mais cresce. Quanto da expansão para o Centro-Oeste é crucial nessa estratégia? O Centro-Oeste é onde temos o maior crescimento do mercado. Nos últimos quatro, cinco anos, ele cresce o dobro da média nacional em consumo de diesel, que é o carro-chefe deda demanda de derivados no Brasil. Temos também a região do Matopiba com crescimento focado no agronegócio. Nossa estratégia é avançar para esses mercados, onde já estamos investindo e agora estamos avançando nosso ponto de entrega. Já abrimos bases em Rondonópolis, Sinop, Rio Verde, Campo Grande. Quando abrimos uma base, a capacidade é rapidamente absorvida. A infraestrutura praticamente nasce vendida. A logística é um fator extremamente competitivo para a Petrobras. Como está o projeto do duto para atender o Centro-Oeste? É importante contextualizar: o último duto de derivados construído no Brasil foi o Osbra, em 1996. Continuamos investindo fortemente no Osbra ao longo do horizonte do plano, com ampliações de bombeamento e tancagem, mas toda vez que investimos, chegamos ao limite pela demanda que o mercado tem exigido nessa região. Depois de praticamente 30 anos, colocaríamos um novo duto provavelmente até Rondonópolis ou Sinop, chegando a 2 mil quilômetros. Já está na Fase 1 e vamos à Fase 2 do projeto. Você tem o detalhamento, o levantamento do traçado, um escopo conceitual bem definido para determinar quanto será o custo e as avaliações econômicas. Depois vem a Fase 3, de detalhamento, e a Fase 4, de execução. Temos previsão de início da operação um pouco à frente de 2030. Discutimos também um faseamento, com etapas intermediárias. Há uma atratividade muito interessante até Campo Grande, que passa por diversas cidades do interior de São Paulo com demanda muito grande. Sairia de Paulínia a Campo Grande, interligando depois à região de Rondonópolis e Sinop. O traçado seguiria a faixa do Gasbol? Exato, essa é uma das grandes vantagens, especialmente do ponto de vista de
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 11 licenciamento e da faixa existente. É um aproveitamento dessa faixa, chegando a mercados muito interessantes, reduzindo o custo de transporte até essas regiões e ficando mais competitivo. Até Campo Grande já temos previstas mais três bases no projeto. Qual a estimativa de investimento desse projeto do duto de derivados? A ordem de grandeza que estamos imaginando, considerando um duto de 2 mil km, é de US$ 2 bilhões. Mas esse número ainda será refinado à medida que o projeto avance e vai seguir os trâmites de aprovação de investimento da companhia. O faseamento também pode diluir o investimento ao longo do tempo. Em que estágio está o estudo de riscos e viabilidade econômica? O projeto é avaliado pela redução do custo de chegar à demanda e pela questão do mercado: quando você reduz o custo, acessa mais o mercado, tem uma rentabilidade por conta do ganho de mercado. Nosso processo de avaliação é extremamente robusto. Construímos três cenários: um onde a transição energética tem faseamento mais longo, um caso base, e outro onde a transição será muito mais rápida. O projeto é analisado num horizonte de cerca de 15 anos e tem retorno positivo bastante interessante em todos os cenários. Há também uma sinergia com o etanol no projeto do Centro-Oeste. Existe a possibilidade de um duto paralelo no sentido inverso? Nós temos uma série de investimentos no planejamento para oferta de produtos renováveis, que serão feitos em plantas dedicadas para a produção de HVO, de diesel e jet fuel a partir de óleos vegetais, o primeiro deles na RPBC. Temos também planos para implantação de um alcohol to jet na Replan e essa é uma alternativa interessante, porque o Brasil tem grande produção de etanol e boa parte dele é exportado. Temos preço competitivo dessa matéria prima e o etanol de milho, de onde vem grande parte da produção, tem aceitação muito boa na safrinha [N.R. Segunda safra, cultivo realizado logo após a colheita da safra principal, entre janeiro e março]. E aí essa sinergia remete, por exemplo, à oportunidade de trazer esse etanol via duto. Seriam dois dutos paralelos. O que está incluído dentro desse orçamento em implantação de US$ 600 milhões para o Centro-Oeste? Inclui os estudos, ampliações de bases ao longo do tempo, melhorias como a tancagem adicional no Osbra. Também tem a contratação dos estudos, o detalhamento da Fase 2 e início da Fase 3 desse duto. Tem contratação do detalhamento, uma série do que chamamos de obras de arte – você tem muitos rios que vai ter que fazer projeto. E no Matopiba, qual é a estratégia logística? Avaliamos alternativas ferroviárias, como a região da Fiol [Ferrovia de Integração Oeste-Leste], saindo de Ilhéus e chegando até Luis Eduardo Magalhães, e também a que sai do Pecém (CE), in-
12 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 entrevista Cláudio Schlosser terligando ao polo de Salgueiro (PE). Temos no planejamento a implantação de um polo em Salgueiro no curto prazo, que pode ser interligado à Rnest, refinaria que concentra quase metade do aumento de capacidade de refino previsto para o Brasil. E a estratégia do Arco Norte também é extremamente interessante. Então são alternativas em estudo e que talvez no próximo planejamento estratégico a gente possa apresentar algo mais concreto. Além da logística, estamos trabalhando também na venda direta para grandes consumidores do diesel. Já vendemos para JBS, Franciosi e estamos em discussões com a Bunge. Como está a previsão de volta da Petrobras ao mercado de etanol? Se a gente pensar que a Petrobras vai garantir e manter a participação de mercado de 31% da matriz da energia primária consumida no Brasil, o etanol é um produto que hoje está consolidado. O Brasil tem uma história longa do etanol e a Petrobras foi um grande incentivador na construção do modelo de negócio do etanol. Nós temos uma previsão de investimento e faz parte ter uma parcela renovável, que a Petrobras prevê de 7% para 2050 e da ordem de 2% até 2030, dessa energia primária ser efetivamente oriunda de renováveis. Então, faz parte da estratégia a entrada no etanol. E o que há de novo na área do SAF hoje? A sinergia com o etanol conversa com os planos que temos para produzir SAF a partir do etanol e podemos pensar até em ter plantas para exportação do produto. Nós nos antecipamos ofertando o SAF via coprocessamento. É uma tecnologia que temos há muitos anos, desde a época das crises de petróleo nas décadas de 70/80. A Reduc foi a primeira refinaria da América Latina certificada pela ISCC para entregar SAF via coprocessamento. Existe uma integração muito grande dentro do segmento, com distribuidoras e companhias aéreas, para ofertar o SAF renovável. Então entra o etanol, entra o óleo técnico de milho, tudo isso vem com essa sinergia com o agro. Um dos modelos que temos desenvolvido para viabilizar de forma mais fácil a comercialização do produto é o Booking Claim. Temos discutido com a Latam, com a Amazon – assinamos um MOU para avaliação. Tudo se conecta com essa estratégia: o duto, a monetização do petróleo, o Centro-Oeste, a ampliação das refinarias, as plantas dedicadas. As metas globais e nacionais de introdução do SAF na aviação estão sendo vistas por muitos como muito apertadas. No Brasil, já a partir do próximo ano. Vocês conseguem manter os investimentos em SAF? O coprocessado aproveita a infraestrutura existente e o conhecimento que temos. Por isso estamos antecipando, disponibilizando na Reduc. Já tem produto certificado, vamos para Revap, para a Replan também. Pela regulação internacional do Corsia, você tem de 2027 em diante 1%, chegando a 10% em 2035. Já estamos hoje com possibilidade de ofertar via coprocessamento, atendendo de forma antecipada ao mercado, e depois entram as plantas dedicadas com a rota do HEFA, a primeira na RPBC. O coprocessado é o
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 13 mais representativo da transição energética justa. Você tem a questão ambiental do renovável, tem a segurança energética – temos a matéria-prima aqui. É o menor custo-benefício porque está tudo ali. Consigo atender aos mandatos da indústria de forma muito competitiva. Voltando ao projeto do duto do Centro- -Oeste e os riscos no contexto da transição energética. Este projeto tem uma maturação e payback de longo prazo e outros bioprodutos podem competir na região, como biometano e biodiesel... Há espaço. A visão do projeto e do planejamento estratégico não é de curto prazo. Como temos projeto muito robusto de aprovação, eles passam por cenários diversos. Hoje estamos entregando produtos praticamente em todos os segmentos. Tenho gasolina Podium carbono neutro, diesel coprocessado R5, SAF ofertado no mercado, asfalto com renováveis. Fizemos teste com asfalto renovável, tem atratividade muito grande em melhoria de qualidade. Isso possibilita utilizar óleos do pré-sal que hoje não teriam como ser aplicados no asfalto. Hoje temos praticamente todos os produtos com uma parcela renovável, nos antecipando em relação ao mercado. E nesse planejamento de longo prazo, já é possível prever redução de importação de diesel? Com a ampliação do refino, incorporação dos renováveis, quando olhamos 2030 e a segunda fase da Rnest, chegamos praticamente a quase uma autossuficiência de diesel, com menos emissões. O foco é o diesel nesse planejamento estratégico. Praticamente vamos ficar ali próximo de um equilíbrio. E o biobunker? Hoje estamos certificados para ofertar biobunker ao mercado. Temos em Rio Grande, vamos abrir em Santos, São Sebastião, no Açu, na Rnest, em Suape. Fechamos um contrato com empresa norueguesa com previsão de consumo de até 12 mil m3 ao longo de um ano. Estamos preparados para ofertar o produto fóssil com renovável. Hoje estamos identificando grandes oportunidades nesse segmento. Estamos fazendo contratos de longo prazo, o que favorece os investimentos da companhia. Como foi a experiência em Singapura? Singapura é um hub muito grande. Contratamos uma tancagem e começamos a ofertar bunker com conteúdo renovável. Começamos com 24%. Imaginávamos que levaríamos certo tempo para retorno e praticamente giramos esse sistema extremamente rápido. Hoje oferecemos no Brasil e em Singapura. É um negócio pujante, já está indo para 30%. Já girou e é extremamente exitosa a experiência. Vemos grande oportunidade nessa área de bunker. A mudança da estratégia comercial em 2023 teve impacto na decisão desses investimentos? Foi fundamental. Antes, a Petrobras praticava aquela política de PPI em que a empresa cobrava caro, os importadores importavam o produto, as distribuidoras botavam a sua margem, mas quem pagava o preço era o consumidor.
14 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 entrevista Cláudio Schlosser Com isso o refino caiu, a gente operava com fator de utilização de 80%, 85%. Com a nova estratégia comercial, passamos a considerar nossa capacidade de produção e logística no Brasil. Reduzimos volatilidade, estabilizamos preços e aumentamos a utilização do refino para mais de 90%. Batemos recordes de vendas e recuperamos market share. Isso também contribuiu para a ampliação da frota naval... Diretamente. Com maior movimentação, os custos unitários caem e o investimento em embarcações se torna viável. Hoje há baixa liquidez no mercado de navios, pela alta demanda. Isso abre oportunidade para construção de novos navios para cabotagem. A última contratação havia sido em 2016. Estamos com 16 embarcações previstas — navios Handy, gaseiros, MRs — e estudando ampliar. Também avançamos nos new buildings. São 22 embarcações de apoio ao E&P. Todos esses navios são mais modernos, têm um custo mais baixo e emitem menos, contribuindo para a redução de escopo 1 e 2. Mesmo com a volatilidade do preço do petróleo, o modelo segue sustentável? Essa é uma das grandes vantagens de ter uma empresa integrada. Você tem momentos em que o petróleo está mais baixo, mas se olhar as margens do refino, estão muito boas. Quando você tem empresa integrada, acaba tendo hedge. Se pegar os resultados do terceiro trimestre do RTC – refino, transporte, comercialização –, utilizamos o refino ao máximo, tivemos recorde de vendas no país, o market share subiu e o resultado financeiro do RTC dá esse suporte para a companhia. Essa visão de empresa integrada é um grande diferencial para todos os cenários. Você consegue sustentar a financiabilidade desse planejamento estratégico. n ASSISTA a vídeo-entrevista completa no nosso canal do YouTube. Clique na imagem.
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16 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 termelétricas Biodiesel supera fósseis no leilão de capacidade Dos 38 projetos inscritos, 20 são de usinas a biodiesel, com capacidade para gerar 3.047 MW, enquanto 18 são movidos a diesel e óleo combustível, totalizando 2.843 MW | POR MARCELO FURTADO | Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 17 A expectativa do setor de biodiesel em relação ao próximo Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) é de que a fonte consolide, pela primeira vez, um espaço estrutural na geração termelétrica brasileira sob contratos de longo prazo. A avaliação é de Daniel Furlan, diretor da Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove), que vê a participação do biocombustível no certame como desdobramento natural da estratégia brasileira de substituição gradual dos combustíveis fósseis, agora estendida de forma mais explícita ao setor elétrico. “Nós encaramos isso como um processo natural. O biodiesel hoje é um produto com um grau de compatibilidade elevadíssimo com o diesel e o Brasil vem há décadas promovendo a substituição, agora também de forma mais explícita no setor elétrico”, comenta. O LRCap prevê a contratação de potência a partir de diferentes datas de suprimento, conforme o produto, a partir do segundo semestre deste ano. Mas no caso específico das termelétricas a biodiesel, os contratos têm início a partir de 2030 e envolvem usinas existentes, que passam a substituir o combustível fóssil pelo biocombustível, sem ou com adaptação futura, a depender do projeto. A disputa se dará no segundo dia do leilão, em 20 de março, data reservada aos combustíveis líquidos: óleo combustível, diesel e biodiesel. A Portaria Normativa MME nº 119/2025 estabelece contratos de 10 anos para o biodiesel e de três anos para as usinas a óleo, ambos restritos a empreendimentos existentes. No processo de cadastramento do LRCap, essas fontes reuniram 38 projetos, somando 5.890 MW de potência cadastrada. Desse total, o biocombustível teve leve vantagem: 20 projetos de usinas a biodiesel responderam por 3.047 MW, enquanto 18 projetos movidos a óleo de origem fóssil (diesel e óleo combustível) totalizaram 2.843 MW. Termelétrica de Suape II, a óleo combustível, poderá migrar para biodiesel B100 caso seja vencedora do leilão
18 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 termelétricas A presença do biodiesel no LRCap, é bom ressaltar, marca uma inflexão regulatória relevante. A fonte não foi contemplada no primeiro Leilão de Reserva de Capacidade, de 2021, e tampouco integrou o desenho final do LRCap 2025, que acabou não sendo realizado. No redesenho regulatório posterior, já no âmbito da discussão do certame que será realizado dias 18 e 20 de março, o biodiesel chegou ainda a ficar fora da proposta inicial do certame, sob o argumento de incertezas quanto à garantia de suprimento contínuo ao longo do ano, requisito associado aos produtos de reserva de capacidade. Foi reincluído apenas na versão final das diretrizes, depois de manifestações de agentes do setor. Concentração Embora a EPE não divulgue a lista nominal dos empreendimentos cadastrados, a análise dos polos com capacidade de escoamento liberada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indica que a maior parte dos projetos a biodiesel deve se concentrar no Norte e no Nordeste, regiões com histórico de usinas a óleo passíveis de conversão e maior necessidade de potência despachável. Também há expectativa de participação pontual no Sul, especialmente em Uruguaiana, enquanto o Sudeste tende a ter presença mais limitada. Para Furlan, da Abiove, porém, restrições regionais não se sustentarão à luz da evolução do setor. Isso porque, para ele, a entrada do biodiesel nos leilões de reserva reflete sua alta compatibilidade técnica com o parque termelétrico existente, o que pode pavimentar o terreno para a fonte se expandir em mais leilões futuros. Segundo ele, essa intercambialidade permite o aproveitamento de ativos já instalados, sem necessidade de conversões tecnológicas relevantes, novas máquinas ou adaptações estruturais em geradores. Esse ponto é particularmente relevante no desenho do leilão, já que boa parte dos projetos cadastrados com biodiesel deve envolver usinas originalmente concebidas para operar com diesel, que passam a utilizar biodiesel total ou parcial. Além disso, o Brasil dispõe de ampla base de matérias-primas e crescente diversificação, o que torna a fonte competitiva para garantir potência em todo o país. A soja responde hoje por cerca de 70% do biodiesel produzido, mas é seguida por gorduras animais, óleos residuais, algodão e palma. Furlan chama atenção ainda para a expansão da canola no Rio Grande do Sul, cultura de inverno com teor de óleo significativamente superior ao da soja, além do avanço no aproveitamento de resíduos. Por fim, a possibilidade de armazenagem dos grãos por mais de 12 meses assegura oferta contínua. Suape Apesar do sigilo da EPE com os projetos cadastrados, um caso de térmica a biodiesel que quer ser viabilizada é a Energética Suape II, em Pernambuco. Quem é fonte nesta matéria DANIEL FURLAN, diretor da Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove)
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 19 Com a inclusão do biodiesel no LRCap, a companhia decidiu realizar a conversão da térmica Suape II, a maior a utilizar óleo combustível no país, com 381,2 MW de capacidade, para o biocombustível. Segundo disse o diretor da Suape Energia, José Faustino, em reportagem da Brasil Energia no fim de 2025, a conversão poderá ser realizada em no máximo seis meses e deverá demandar investimentos entre R$ 60 milhões e R$ 80 milhões. Caso a Energética Suape II seja uma das vencedoras do certame, será possível renovar o contrato de PPA da termelétrica, a expirar no final deste ano. Diante desse cenário, segundo Faustino, a usina poderá operar a partir de 2027, ainda com óleo combustível, migrando posteriormente para biodiesel B100 ao longo dos dez anos seguintes. Parte dos investimentos na conversão da Suape II será destinada ao sistema de estocagem. A tecnologia para armazenar biodiesel é diferente, porque o biocombustível degrada mais rápido que o óleo combustível. Isso é particularmente relevante porque responde a uma crítica recorrente de que o combustível pode causar problemas em motores, com a formação de borra. Cultivo de canola: produtora de biodiesel 3Tento fomenta a produção no RS como cultura de rotação com o trigo no inverno Foto: Divulgação
20 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 termelétricas Segundo Furlan, esses problemas decorrem da falta de boas práticas de armazenamento e manutenção e não a limitações inerentes ao biodiesel. “Todo combustível tem um ciclo. Diesel também absorve água, também degrada. Se não houver drenagem e limpeza de tanque, o problema aparece”, observa. O diretor da Abiove destaca que o mercado tem respondido a essas questões com aditivação e aprimoramento de formulações, inclusive no diesel. “Não houve nenhuma mudança estrutural no biodiesel. O que houve foi desenvolvimento tecnológico para lidar com condições climáticas variadas, algo essencial em um país como o Brasil”, afirma. Embora reconheça que o biodiesel tem poder calorífico inferior ao do diesel, Furlan avalia que a pequena diferença não compromete sua competitividade para a reserva de capacidade. Em contrapartida, os ganhos ambientais são significativos: considerando todo o ciclo de vida, o biodiesel reduz em média 80% das emissões de gases de efeito estufa e ao menos 50% de material particulado em comparação ao diesel. Os preços do biodiesel também são superiores ao do óleo combustível, mas a expectativa é de que o custo de geração da UTE a biodiesel não seja muito superior ao atual, em função dos investimentos realizados na modernização dos equipamentos. No caso da Suape II, segundo Faustino, nos últimos cinco anos foram investidos cerca de R$ 150 milhões. Suprimento A questão do suprimento, central nas decisões regulatórias anteriores, é tratada pela Abiove como superada. O setor opera atualmente com 40% de ociosidade, o que permite atender misturas B20 sem restrições. Para 2026, a ser mantida a mistura de 15% no diesel (B15), a demanda projetada é de 10,5 milhões de m3. Já com a elevação para B16 a partir de março (caso aprovado pelo CNPE) o volume aumenta para 11 milhões de m3/ano, dentro da capacidade adicional disponível superior a 7 milhões de m3/ano. Na avaliação da Abiove, a participação do biodiesel no LRCAP 2026 inaugura uma frente estratégica de diversificação de mercado para o setor, hoje concentrado no transporte rodoviário. A geração elétrica, ao lado dos usos marítimo, hidroviário, ferroviário e voluntário de B100, amplia o horizonte de demanda e reforça o papel do biodiesel na transição energética. O potencial técnico é expressivo. Em dezembro, segundo a base Siga/Aneel, o Brasil contava com 2.158 UTEs em operação movidas a derivados de petróleo que, em tese, poderiam migrar total ou parcialmente para biodiesel — sendo 2.116 a diesel e 42 a óleo combustível — o que representa cerca de 6,62 GW de potência instalada. n Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Termelétricas e Segurança Energética”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 21 Wagner Victer é engenheiro, administrador, ex-secretário de Estado de Energia, Indústria Naval e do Petróleo, e ex conselheiro do CNPE. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Wagner Victer Geopolítica do petróleo e ética empresarial Algumas ONGs de atuação internacional muitas vezes agem de forma distinta em outras regiões onde seus potenciais financiadores exploram petróleo Uma das questões mais estarrecedoras que li poucos meses atrás foi uma entrevista de um ex- -Presidente da Petrobras se vangloriando de, em sua gestão, ter acabado com a Universidade Corporativa (Universidade Petrobras), em especial por ela ministrar cursos de “Geopolítica do Petróleo”. Minha indignação se incorporava a uma visão própria de um funcionário de carreira, pela constatação de que tal medida foi muito além da inexperiência do executivo na área, e pela visão míope que permeava em alguns que atuam no setor de energia, que acreditavam que essa questão não estava mais presente em um mundo globalizado, onde o petróleo seria uma mera commodity. As restrições da oferta de gás da Rússia para países da Europa, o acordo tarifário dos Estados Unidos com a União Europeia impondo a compra de energéticos e, em especial, a recente intervenção americana na Venezuela com a “extração” de um presidente, despertaram muitos para o fato de como a indústria da energia, especialmente a do petróleo, está fortemente inserida no processo geopolítico internacional e que, portanto, merece toda atenção em sua dinâmica. A leitura desse movimento deixou de ser subliminar e passou a ser clara e objetiva, pois as razões que justificaram a intervenção americana foram externalizadas de maneira bastante direta e colocaram em evidência o caráter estratégico e comercial dessa operação, inclusive destacando o fechamento de reservas potenciais para países como a China. Além disso, a atual crise interna política no Irã e o potencial enfraquecimento da Opep trarão novos ingredientes nesse novo e dinâmico movimento. Nesse novo cenário, portanto, a discussão no Brasil sobre se deveríamos ou não desenvolver a exploração da Margem Equatorial brasileira ficou bastante superada diante desses fatos recentes e de movimentos abruptos, trazendo, consequentemente, a derrocada de alguns discursos de formadores de opinião e de algumas ONGs de atuação internacional. Aliás tais organizações, muitas vezes, agem de forma distinta em outras regiões onde seus potenciais financiadores exploram petróleo, tornando evidente um xadrez geopolítico que não pode ser ignorado, tanto do ponto de vista da estratégia nacional quanto da lógica empresarial. A posição brasileira como país de democracia estável poderá ser percebida e cotejada não apenas diante dos riscos dessas intervenções, associadas a elevados custos de desenvolvimento da produção, mas também pelas oportunidades que levaram empresas a se posicionarem de forma positiva, de maneira isolada ou em parceria com grupos chineses e até com a Petrobras, no último leilão da ANP, no qual foram ofertadas e adquiridas áreas da Margem Equatorial. Por sua vez, muitos conglomerados empresariais internacionais já se posicionam com bastante cautela em relação a investimentos na Venezuela, como o relatado pela mídia da manifestação em reunião, com o presidente dos EUA, pelo CEO da Exxon Mobil, Darren Wood. Continue lendo esse artigo em: /petroleoegas/a-geopolitica-dopetroleo-e-a-etica-empresarial
22 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 óleo e gás 2026 será um ano crítico para o projeto Raia Em entrevista à Brasil Energia, Fabricio Aquino, diretor de Desenvolvimento de Negócios da Equinor, deu detalhes sobre o andamento do projeto, cujo primeiro gás está previsto para 2028. O FPSO Raia está em fase avançada das instalações do topside | POR ANA LUISA EGUES | Instalação do trecho de águas rasas do Gasoduto Raia durou cerca de dois meses Foto: Rodrigo Kunstmann/Equinor
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 23 O ano de 2026 será crítico para o projeto Raia, afirmou Fabricio Aquino, diretor de Desenvolvimento de Negócios da Equinor, em entrevista à Brasil Energia. “Temos a previsão de ter o primeiro gás em 2028, ou seja, são dois anos. Em termos de desenvolvimento de um campo desse porte, com essa profundidade, é um tempo muito curto. Desta forma, 2026 é um ano crítico para que avancemos e não tenhamos qualquer tipo de problema”, explicou o diretor. De acordo com Aquino, o FPSO Raia está em fase avançada das instalações do topside. “Estamos planejando o sail away da unidade para o Brasil. Depois disso, teremos o comissionamento”, afirmou. O FPSO Raia, que está sendo construído pela Modec, terá capacidade para processar 126 mil bpd de petróleo e 16 milhões de m3/dia de gás associado. A plataforma será capaz de tratar o óleo/condensado e especificar o gás produzido. O gás especificado para venda será escoado por meio de um gasoduto offshore de 200 km, saindo do FPSO em direção ao Terminal de Cabiúnas (Tecab), na cidade de Macaé (RJ). Já os líquidos serão descarregados por meio de navios aliviadores. A Equinor concluiu, em setembro de 2025, a instalação do trecho de 15 km de águas rasas do gasoduto Raia. “Agora, a equipe está instalando o trecho terrestre do gasoduto, de cerca de 4 km, que vai até o Tecab. Falta, ainda, o trecho de águas profundas do duto, que vai ser instalado ainda em 2026”, informou Fabricio. Em outubro, a companhia concluiu a instalação da fundação do PLEM (sigla em inglês para Pipeline End Manifold) do projeto Raia. Pesando 165 toneladas, a estrutura instalada é a mais profunda de todo o projeto e servirá como base para o PLEM que, por sua vez, tem como função conectar os risers ao gasoduto que transportará o gás do FPSO até a costa. Em janeiro, a ANP aprovou o Plano de Desenvolvimento (PD) do campo de Raia. A agência reguladora recusou o pedido da Equinor para a divisão da área em dois campos – Raia Manta e Raia Pintada, conforme apresentado inicialmente –, mantendo a decisão de unificação sancionada pela diretoria no ano passado. A Equinor opera o projeto Raia com 35% de participação, em parceria com a Repsol Sinopec (35%) e a Petrobras (30%). O projeto contempla três descobertas encontradas no bloco BM-C-33 (Pão de Açúcar, Gávea e Seat), no pré-sal da Bacia de Campos, que contêm reservas recuperáveis de gás natural e óleo/condensado superiores a 1 bilhão de boe. A decisão final de investimento (FID) do projeto, avaliada em US$ 9 bilhões, foi tomada pelo consórcio em maio de 2023. A Equinor quer utilizar o conhecimento adquirido com o desenvolvimento do projeto Raia para, então, traçar um plano de exploração para Itaimbezinho, área recém-adquirida pela empresa.
24 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 óleo e gás Equinor considera tie-back entre Itaimbezinho e o projeto Raia Essa é uma das possibilidades, tendo em vista que a Equinor quer utilizar o conhecimento adquirido com o desenvolvimento do projeto Raia para, então, traçar um plano de exploração para Itaimbezinho Itaimbezinho dista 15 km de Raia e pode ter óleo, gás e condensado. Divulgação/Equinor
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 25 A Equinor avalia a possibilidade de desenvolver Itaimbezinho a partir de um tie-back ao projeto Raia, disse Fabricio Aquino, diretor de Desenvolvimento de Negócios da companhia, em entrevista à Brasil Energia. No entanto, essa é uma das possibilidades, tendo em vista que a Equinor quer utilizar o conhecimento adquirido com o desenvolvimento do projeto Raia para, então, traçar um plano de exploração para Itaimbezinho. “Entre Raia e Itaimbezinho existe uma distância de aproximadamente 15 km. Em conceitos técnicos de tie-back, estaria totalmente dentro do limite, ou seja, existe essa possibilidade. Mas a ideia principal é desenvolver Raia primeiro. A gente entende que, com o início da produção de Raia, vamos conhecer melhor o reservatório e o seu comportamento, e fazer as analogias necessárias para conseguir desenvolver Itaimbezinho. Em outras palavras, Raia vai ajudar no de-risking de Itaimbezinho”, explicou o diretor. A Equinor arrematou o bloco de Itaimbezinho no 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP), realizado em 22 de outubro de 2025, com 100% de participação e um percentual de excedente em óleo para a União de 6,95%. Além dele, adquiriu o bloco Jaspe, com 40% de participação, em consórcio formado com a Petrobras (operadora, com 60%), com percentual de excedente em óleo de 32,85%. Os dois blocos estão localizados no pré-sal da Bacia de Campos. De acordo com Aquino, além da proximidade desses blocos com o projeto Raia e com blocos que estão sendo desenvolvidos por outras operadoras na chamada “borda” da Bacia de Campos, o conhecimento geológico adquirido a partir da perfuração de dois prospectos motivou a aquisição, pela Equinor, dessas áreas no 3º Ciclo da OPP. “Esses poços foram perfurados em parceria com a Petrobras entre 2020 e 2022, nos blocos C-M-657, C-M-709 e Dois Irmãos, a sudeste dos blocos de ItaimbeziFPSO Raia será o segundo FPSO da Equinor no Brasil a usar turbinas a gás de ciclo combinado Foto: Ilustração Equinor
26 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 óleo e gás nho e Jaspe. Um dos poços resultou numa descoberta subcomercial, e o outro foi seco. Mas, como tudo se aproveita, vários conhecimentos foram adquiridos com essas perfurações. Faz sentido a gente aproveitar o conhecimento técnico adquirido com esses poços e as potenciais sinergias que essas áreas de partilha podem ter com as estruturas existentes ou em desenvolvimento”, disse. O bloco C-M-657 era operado pelo consórcio formado por Petrobras (30%, operadora), Equinor (30%) e ExxonMobil (40%). Já o bloco C-M-709 era operado pelo mesmo consórcio, mas com uma pequena diferença nas participações: Petrobras (40%, operadora), Equinor (20%) e ExxonMobil (40%). Ambos foram adquiridos na 15ª Rodada de Licitações da ANP, em 2018. Por fim, o bloco Dois Irmãos, adquirido na 4ª Rodada de Partilha, também em 2018, era operado pela Petrobras (45%) em parceria com a bp (30%) e a Equinor (25%). A tendência é que os fluidos de Itaimbezinho sejam de condensado, semelhante ao projeto Raia. “Mas isso a gente só vai saber quando perfurar, até porque Raia possui os três: óleo, gás e condensado”, afirmou o diretor. No momento, a Equinor segue com o desenvolvimento de Raia, previsto para entrar em operação em 2028, e aguarda as próximas etapas para a assinatura dos contratos do 3º Ciclo da OPP. “Temos que fazer o pagamento do bônus de assinatura até março de 2026, ou seja, a gente ainda tem alguns meses até que estejamos, oficialmente, dentro do contrato de partilha. Já fizemos aquisição de sísmica 3D e continuamos com os estudos geológicos, mas ainda não podemos fazer nada em termos de programa exploratório. E, em relação à Jaspe, vamos colaborativamente discutir o potencial do bloco com a Petrobras. Existem alguns caminhos para o desenvolvimento de Jaspe, mas tudo ainda está muito incipiente, assim como em Itaimbezinho”, completou. Em relação ao futuro, Aquino afirma que a Equinor continua com o objetivo de aumentar e melhorar o seu portfólio de exploração no país. “Continuamos estudando as próximas rodadas, assim como desinvestimento de outras companhias. Eu e minha equipe estamos sempre monitorando e estudando todas as oportunidades dentro da nossa estratégia: áreas onde a gente tem conhecimento geológico, infraestrutura existente (que podem gerar possíveis sinergias) e volume in place, porque priorizamos escala de produção. Esses são os principais direcionadores atuais, além dos mais comuns como retorno de investimento, pegada de carbono e breakeven”, finalizou. Além de Raia, a Equinor tem em seu portfólio os projetos de produção de Bacalhau, no qual é operadora (40%) com os parceiros ExxonMobil (40%), Petrogal Brasil (JV Galp/Sinopec) (20%) e PPSA; Roncador, operado pela Petrobras (75%) no qual detém 25%; e Peregrino, em processo de transição para a Prio. (A.L.E.) n Quem é fonte nesta matéria FABRICIO AQUINO, diretor de Desenvolvimento de Negócios da Equinor
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28 Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 bioenergia Um levantamento feito pela Brasil Energia na base de dados na Aneel mostra que existem atualmente no Brasil 12 termelétricas a biomassa em construção iniciada ou em preparação, totalizando 349 MW, e 30 usinas outorgadas, mas com construção não iniciada, totalizando 1.478,5 MW de capacidade. A soma das capacidades nos dois status totaliza 1.827,5 MW de outorgas, aproximadamente 10% dos 18.130 MW de capacidade instalada do segmento existentes em janeiro, distribuída por 653 usinas. As projeções da Aneel indicam que em 2025 o segmento acrescentou 732 MW em novas usinas, devendo ter alcançado 18,3 mil MW de capacidade instalada, segundo estimativa do especialista Zilmar de Souza, gerente de Bioeletricidade da Unica. EsA contribuição da biomassa para a Segurança Energética Biomassa tem 1.827,5 MW novos em 42 usinas em construção ou a construir. A maior usina a biomassa atualmente em construção foi uma das vencedoras do Leilão de Reserva de Capacidade de 2021 | POR CHICO SANTOS | Foto: Divulgação
Brasil Energia, nº 501, 26 de fevereiro de 2026 29 tudo da EPE de 2016 estimou que a geração a biomassa no Brasil tem potencial para alcançar 60 mil MW até 2050, sendo 51 mil centralizados e 9 mil distribuídos. Para Souza, a projeção da EPE para a geração centralizada de biomassa é muito otimista, ao menos considerando o ritmo atual de crescimento e os estímulos à expansão do setor. “Pelo andar da carruagem, vai ser bem diferente. Se você extrapolar este número de 2025, um ano que foi bom, pelos próximos 25 anos verá que não chegaremos a 40 mil MW”, pondera. O que estaria impedindo um aumento da geração a biomassa em velocidade maior? “Estamos tendo poucas oportunidades de investimentos pelo setor de biomassa dentro do setor elétrico”, responde Souza, destacando a escassez de leilões voltados para o mercado cativo de energia (ACR) e a escala ainda baixa do mercado livre para compensar esta timidez do ACR. “Uma esperança nossa para melhorar os números nos próximos anos era participar de forma recorrente e firme nos leilões de reserva de capacidade [LRCaps] que vão acontecer daqui para a frente”, disse, acrescentando que neste sentido “a sinalização dada pelo Ministério [de Minas e Energia] até o momento é muito ruim”. Souza refere-se ao fato de que para os dois próximos LRCaps, previstos para acontecerem no próximo mês de março, a geração a biomassa, exceto biodiesel, ficou de fora, diferentemente do ocorreu nos preparativos para o leilão que aconteceria em junho passado e que foi cancelado. “Fomos convidados para o leilão que aconteceria em junho de 2025 e cadastramos 7 mil MW. De repente ele foi cancelado e quando foi remarcado para março de 2026, fomos UTE Jacarezinho, movida a biomassa da cana, em Jacarezinho (PR), será ampliada pelo Grupo Maringá
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