Negócios no Onshore Ano 45 - No 505 - brasilenergia.com Ações, conceitos e tecnologias aplicadas pelas pequenas e médias empresas para tornar rentáveis a exploração e produção de petróleo e gás nas bacias terrestres
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 3 Por que os recursos do etanol são tão pouco explorados no Brasil? Recentemente, o Governo ampliou o espaço para a indústria brasileira de etanol, colocando em vigor a Resolução 9/2026 do CNPE e estabelecendo a mistura de 32% do etanol à gasolina C (E32). Na gasolina Premium, o percentual se manteve em 25%. A medida foi adotada para blindar o país da volatilidade circunstancial dos preços globais de combustíveis, dos quais o Brasil ainda é dependente, embora seja exportador de 2 milhões de barris de petróleo cru todos os dias. Durante 180 dias, será evitada a importação de 450 milhões de litros de gasolina através da substituição pelo mesmo volume de etanol. Como o preço médio da gasolina importada nos portos brasileiros está a R$ 3,6 / litro (Fonte: ANP/ S&P) e o preço médio do etanol na usina em São Paulo está a R$ 2,1 / litro (Cepea), a diferença resulta numa boa economia para o consumidor. Porém é pouco, muito pouco comparado ao potencial que o etanol pode proporcionar ao país. A Resolução do CNPE é apenas uma medida emergencial – alguns diriam, eleitoreira - já que permite, coincidentemente, uma única prorrogação de outros 180 dias de E32. Depois, tudo volta ao normal. No entanto, por menor que seja, a medida é uma grande prova do valor do etanol para a independência energética brasileira. O que se questiona é o porquê de o biocombustível ter presença tão tímida no planejamento energético nacional, se o país é tão competitivo no agro, se desenvolveu tanta tecnologia acadêmica e industrial e se o etanol chega a mais de 40 mil postos (pontos de venda) no país a preços populares e acessíveis ao padrão do consumidor brasileiro. Não faltam projetos bem-sucedidos nas empresas, nos centros de pesquisa e universidades para múltiplos uso do etanol. Mas estes permanecem nas pranchetas há décadas. Por que? A começar do motor a combustão 100% etanol. Sabe-se que algumas montadoras já têm pronto este motor capaz de fazer 20km com 1 litro de etanol. Porém seu lançamento comercial fica no almoxarifado, talvez porque receiem um olá, leitor
4 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 fracasso comercial por conta do estigma da tecnologia deixada pelos primeiros carros do Proálcool, 50 anos atrás. De lá pra cá, entretanto, o motor a etanol puro evoluiu e alcançou o mesmo nível tecnológico que os motores a gasolina ou flex. E há especialistas até que afirmam ser o motor flex uma camisa de força para o etanol, calibrado para render como a gasolina, de menor octanagem. Falta, então, uma campanha de esclarecimento público? E essa campanha quem banca, Governo, produtores, montadoras? O etanol também pode ser a alternativa brasileira para o carro elétrico sustentável, movido a hidrogênio, extraído da fórmula do combustível (C2H5OH). A vantagem sobre os veículos elétricos importados é seu custo de opex e a logística de abastecimento. Veículos em teste há 10 anos alcançaram um percurso de 600km com 20 litros de etanol, convertido em H2, que por sua vez movimenta um carro elétrico por célula a combustível. A tecnologia do H2 veicular patina em outros países por conta do transporte do combustível. Mas aqui um simples reformador extrai H2 do etanol encontrável em qualquer posto de gasolina. No interior da Amazônia, o plantio da mandioca é amplamente disseminado como alimento. Quarenta anos atrás, a Petrobras chegou a produzir 10 mil litros/dia de etanol de mandioca em Curvelo (MG). Em 2013, um projeto no Amazonas, com a participação da Embrapa para o desenvolvimento de clones mais produtivos, demonstrou ser possível substituir o diesel pelo etanol na geração térmica de sistemas isolados, sem prejudicar a produção de alimentos e até gerando uma nova cadeia produtiva local. Por que titubeamos no desenvolvimento de um programa específico para essa tecnologia como um recurso tão sustentável na universalização da energia na Amazônia? O Rio Grande do Sul é altamente dependente do etanol importado de outros estados. Porém um programa do governo estadual já conta com duas usinas que irão aproveitar o trigo da entressafra, não comercializável, para suprir esse gap. Outras fontes produtoras de etanol também já foram testadas, como o sisal na Bahia, e algumas estão em uso, como o sorgo em Alagoas. Mas falta a mão federal. Será mesmo que o Brasil está condenado a acreditar apenas em tecnologias importadas ou projetos com transferência de tecnologia? O país é o 7º produtor de automóveis no mundo (OICA, 2026), mas nunca conseguiu ter uma marca global. A título de exemplo, a Tata Motors indiana tem produção maior do que qualquer montadora brasileira e ainda é a dona da prestigiada marca Jaguar Land Rover. O fato é que nossa tecnologia do etanol não prospera, como figuram como classe mundial a tecnologia brasileira aeronáutica, do próprio agro ou da exploração de petróleo em águas profundas. No etanol, continuamos 50 anos depois do Proalcool, meros produtores da matéria prima. A tecnologia do etanol não tem lobby que a defenda e que a promova, como tantos outros segmentos energéticos através de suas associações. O etanol é representado apenas por várias Uniões de Produtores, cujo interesse maior reside em comercializar safras, vendendo litros do combustível. Estamos atrasados para abraçar essa causa.
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6 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 edição 505 sumário NEGÓCIOS NO ONSHORE 16 Alta taxa de sucesso no onshore não anula riscos exploratórios 27 O “fino” equilíbrio do lifting cost no onshore 35 A inteligência por trás da busca de mais óleo ao menor custo TRANSMISSÃO 58 EPE prevê R$ 79 bilhões para expansão até 2040 62 Novo polo reduzirá curtailment no Norte de Minas ÓLEO E GÁS 84 Brasil tem recorde de produção no primeiro semestre ESPECIAL SERGIPE ÓLEO E GÁS 2026 86 SEAP recoloca Sergipe no alvo dos grandes negócios de OG AS LIDERANÇAS EMPRESARIAIS 08 AbraPCH quer linha de crédito do BNDES para agilizar novas usinas 44 IBP cobra previsibilidade regulatória e financiamento para o setor 50 Abraget propõe leilões anuais e mais térmicas 67 Absae defende leilões anuais para consolidar armazenamento
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 7 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, Ana Pinna, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Marcelo Furtado - 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$ 1.920; 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 COLUNISTAS 47 BRUNO ARMBRUST CP 13/2026, passo importante para a abertura do mercado de gás 55 EDMAR DE ALMEIDA Ruptura regulatória na revisão tarifária do transporte de gás 53 IEDA GOMES Guerras, volatilidade no mercado de gás e impactos para o Brasil 82 JOSÉ ALMEIDA Combustíveis fósseis começam a perder posição 14 OSMANI PONTES O interesse de fundos estrangeiros no petróleo brasileiro 12 WAGNER VICTER A Europa volta a olhar para o Petróleo e reabre o debate SÉRIE AMAZONAS & ENERGIA 70 Tecnologias de ação remota são indispensáveis para a Distribuição 76 Potenciais e avanços do small scale de gás
8 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 As Lideranças Empresariais Lucas Pimentel, AbraPCH Propostas para os candidatos das eleições majoritárias 2026
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 9 As hidrelétricas de pequeno porte, que após o apagão de 2001 entraram de vez no radar do SIN como alternativas limpas, baratas e energeticamente seguras aos cada vez maiores obstáculos socioambientais à construção de grandes usinas hídricas, além de enfrentarem essas mesmas dificuldades deparam-se agora com outra mais imediata, a falta de financiamento competitivo, agravada pelo aumento dos custos de construção, que reflete os efeitos da falta de continuidade de leilões sobre a cadeia produtiva do segmento. Em entrevista ao programa As Lideranças Empresariais, da Brasil Energia, o novo presidente da AbraPCH, Lucas Pimentel, reclama da falta de uma linha de crédito específica do BNDES para as PCHs e CGHs, à semelhança da existente para eólicas e solares. Segundo Pimentel, o encarecimento do capex e essa falta de crédito oficial explica hoje o porquê de aproximadamente 1 GW em pequenas hidrelétricas, de um total de 1,3 GW outorgados, aparecerem nas estatísticas da Aneel como “construção não iniciada”. Veja os principais destaques da entrevista: Capex e juros: O custo de uma PCH por megawatt construído, de acordo com o dirigente, está em torno de R$ 12 milhões. Isto representa um aumento de 62,5% sobre o custo médio de R$ 7,5 milhões que a EPE projetava no começo desta década e o triplo dos R$ 4 milhões que o mercado calculava no final da primeira década deste século. Com a taxa básica de juros (Selic) em 14,25%, Pimentel disse que “tem muita gente aguardando para ver o que acontece nas eleições, para ver se os juros ainda baixam esse ano, ou início do ano que vem, para, aí sim, contratar o seu financiamento”. Ele lembra que a grande maioria desse portfólio outorgado, mas sem obras, faz parte dos 815 MW contratados no leilão de energia nova exclusivo para hídricas de até 50 MW realizado em agosto do ano passado. AbraPCH quer linha de crédito do BNDES para agilizar novas usinas Presidente da entidade, Lucas Pimentel, lamenta a falta de isonomia no tratamento concedido a outras fontes renováveis e disse que obras paradas esperam financiamentos acessíveis | POR CHICO SANTOS |
10 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 As Lideranças Empresariais Lucas Pimentel, AbraPCH Na avaliação do executivo, como as contratações feitas em agosto passado foram no formado A-5, ou seja, para entrega a partir de janeiro de 2030, o prazo para início das obras ainda está relativamente confortável, mas o setor está pressionado pelos custos acima do esperado e trabalhando para que esse gargalo do financiamento seja superado logo, viabilizando o início das obras no próximo ano, antes que os cronogramas dos empreendedores fiquem apertados. Estoque de projetos e LRCAP: Além das obras outorgadas, iniciadas ou não, o segmento de PCHs tem nada menos do que 662 projetos, totalizando 17,3 MW, tramitando na Aneel. Desses, 16,4 MW são projetos com DRS-PCH, que é a aprovação pela agência do sumário executivo do projeto básico. É outro nó que precisa ser destravado, segundo Pimentel. É que a Lei 15.269, que introduziu profundas modificações no setor elétrico em novembro do ano passado, contemplou a área das PCHs com 4,9 GW de contratações compulsórias na modalidade reserva de capacidade (LRCAP), sendo 3 GW ainda este ano. É uma garantia de demanda para além dos 2 GW em leilões de energia nova previstos na Lei 14.182/2021, dos quais fazem parte os 815 MW contratados em agosto do ano passado, mas que têm poucas perspectivas futuras dada a sobrecontratação das distribuidoras. Ainda que o LRCAP/PCH possa ficar para 2027, como avalia Pimentel, dado o calendário regulatório apertado em ano eleitoral, as habilitações devem ocorrer ainda este ano e grande parte daqueles projetos com DRS-PCH pode caducar no dia 31/12 deste ano, por força das disposições previstas na Resolução Aneel 1.070/2023. O esforço da AbraPCH e seus pares é para que a agência prorrogue aquele vencimento, assegurando que haja projetos elegíveis à disputa em quantidade suficiente para absorver a totalidade dos 3 GW a serem ofertados. Baterias: Questionado sobre se a concorrência com as baterias, que têm o primeiro LRCAP previsto para dezembro deste ano, não representa um obstáculo para as PCHs na modalidade de reserva de capacidade, Pimental disse que as tecnologias de armazenamento são complementares e que há espaço para todos no esforço de garantir segurança energética. Reversíveis: O presidente da AbraPCH disse ainda que recebeu recentemente sinalização da EPE de que existem no país várias PCHs com potencial de receberem um reservatório superior para terem uma hidrelétrica reversível conjunta, outra forma de armazenamento para a qual o Brasil começa a despertar. O esforço agora, segundo ele, é mobilizar os associados da entidade a atentarem para a oportunidade. Assista a entrevista na íntegra aqui:
Educação que gera energia Desde a sua fundação, o IBP mantém um compromisso sólido com a formação e capacitação de profissionais para o setor de petróleo, gás e biocombustíveis. Esse histórico de dedicação à educação ganhou novo impulso com a criação da Universidade do Setor de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (UnIBP), em 2018, uma evolução estratégica que consolidou essa trajetória em uma plataforma robusta de aprendizagem continuada. Hoje, a UnIBP impulsiona o desenvolvimento da indústria no tempo do negócio, oferecendo trilhas de aprendizagem que incluem cursos regulares, InCompany e mentorias. Saiba mais em nosso site: unibp.com.br
12 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 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 Com as recentes mudanças no cenário global, a UE estabeleceu como meta estratégica eliminar a dependência dos combustíveis fósseis russos até 2027 e a discussão sobre a exploração no Ártico, na Guiana Francesa e na Costa Africana só aumentam A Europa volta a olhar para o Petróleo e reabre o debate A recente declaração de Fatih Birol, diretor executivo da Agência Internacional de Energia (IEA), sugerindo que a União Europeia (EU) deveria reconsiderar sua oposição à exploração de petróleo e gás em suas fronteiras, inclusive no Ártico, marca uma mudança de tom significativa no debate energético global. Durante um evento em Bruxelas, Birol não mediu palavras ao defender a importância de cada gota de combustível, em especial o norueguês, classificando o país como um parceiro indispensável, ou seja, um fornecedor estável que não utilizaria a energia como uma eventual moeda de chantagem geopolítica. Esta manifestação surge no momento em que a UE reavalia sua postura rígida contra novas perfurações em regiões como o Mar do Norte e no próprio Ártico. O que antes era uma questão fechada por imperativos ambientais, agora enfrenta o choque de realidade de um continente que precisa, acima de tudo, garantir que “suas luzes continuem acesas”. Nesse sentido, movimentos já começam a surgir com a possibilidade da autorização legal, pela França, para exploração de petróleo na Guiana Francesa e o aumento da atenção de empresas petrolíferas europeias em atividades exploratórias na Costa Africana. A estratégia europeia sobre restrições à região do Ártico foi desenhada em tempos mais tranquilos. Em 2021, quando a moratória foi defendida, o foco absoluto eram as metas climáticas e a descarbonização. Contudo, o cenário global mudou drasticamente de lá para cá o e o tabuleiro geopolítico sofreu fortes transformações, em especial com as fortes posições do Governo dos EUA. A invasão da Ucrânia pela Rússia em 2022 implodiu a confiança no mercado energético europeu e as tensões crescentes no Oriente Médio apenas elevaram a volatilidade e os custos. Frente a esse cenário, a Europa estabeleceu como meta estratégica eliminar a dependência dos combustíveis fósseis russos até 2027. Nesse jogo de xadrez, a Noruega, em especial, deixou de ser apenas um vizinho estratégico para se tornar o pilar central da segurança energética do continente, já que os movimentos pelo lado do Reino Unido, no mesmo Mar do Norte, não apontam a mesma dinâmica para a retomada, enquanto sua indústria do petróleo agoniza, depois de décadas sendo construída. Aliás essa decadência pude constatar em minha última visita a Aberdeen, em 2025, por ocasião do evento Europe Offshore. Embora não integre a União Europeia, a Noruega é hoje o maior fornecedor de gás natural do continente. Mas há um entrave técnico e econômico: muitos dos campos produtores noruegueses já atingiram o ápice e caminham para o declínio natural. Sem novos investimentos e novas fronteiras exploratórias, a produção do país corre o risco de cair significativamente na próxima década,
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 13 a própria alimentação do seu Fundo Soberano e os negócios. A própria indústria petrolífera norueguesa, com a Equinor sucessora da Statoil a frente, alerta que é preciso ir além das áreas maduras para sustentar a atividade. E o ministro das Finanças norueguês ecoou esse sentimento em Bruxelas, ao argumentar que, embora a consciência ambiental seja um dever, a proibição cega à exploração na Região do Ártico ignora as limitações físicas da oferta e a realidade estratégica do Continente Europeu. A fala de Faith Birol pela IEA não é, portanto isolada e reflete o pensamento atual da agência. Se antes a Transição Energética dominava todas as pautas, agora a Segurança de Suprimento divide o protagonismo. Em um mundo marcado por rupturas logísticas e conflitos, “ter energia disponível” voltou a ser um requisito básico de soberania e, portanto, estratégico. Além disso, há um dado frequentemente ignorado pelo público geral: o declínio natural dos campos existentes. A IEA aponta que uma fatia gigantesca do investimento global hoje serve apenas para “correr no mesmo lugar”, isto é, compensar a queda natural da produção dos campos que já operam. Assim, defender a retomada de exploração no Mar do Norte e em novas fronteiras no Ártico não é necessariamente uma declaração de guerra contra a Transição, mas um esforço pragmático para garantir uma ponte segura enquanto a economia de baixo carbono amadurece. Evidentemente a proposta não tem consenso na Europa. Organizações ambientais e grupos focados no clima veem a reabertura desse movimento como um retrocesso perigoso. O argumento principal é que projetos nessas regiões, em especial de novas fronteiras como o Ártico, são complexos e demorados, podendo levar uma década para produzir os primeiros barris. Portanto, ineficazes para resolver as crises de curto prazo. Além disso, o risco ambiental para um ecossistema tão sensível é visto por alguns como inaceitável. Independentemente do desfecho dessa recente discussão em Bruxelas, uma coisa é clara: o pensamento energético internacional mudou significativamente. A pergunta deixou de ser apenas “como acelerar a transição”? para incluir um desafio muito mais espinhoso: “como garantir estabilidade enquanto a transição acontece”? Para países produtores, inclusive o Brasil, o mercado está mudando o critério de valorização. Não basta ter recursos; é preciso oferecer confiabilidade institucional e estabilidade política. A fala de Fatih Birol é, em última análise, um convite ao realismo. Ela nos lembra que, nas próximas décadas, o maior sucesso dos governos não será apenas descarbonizar a matriz, mas equilibrar essa jornada com a necessidade vital de manter o mundo em movimento e em especial, acelerar a exploração de novas fronteiras como as Bacias da Margem Equatorial e a Bacia de Pelotas. A exploração em novas regiões, para garantir uma fonte de suprimento seguro e estável para o Brasil, é também percebida dessa forma por outros países não só da Europa, mas para a própria China. Investidores mantem nossa indústria de bens e serviços ativa, gerando renda, tecnologia e empregos no Brasil e ainda contribuindo para o clima. Afinal, a produção de petróleo no país tem carbono associado menor que em muitos países produtores. Infraestrutura OG Noruega - Europa Fonte: EIA (2024)
14 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Osmani Pontes é economista, com MBA em mercados de derivativos, opções e futuros pelo Insper e em gestão de portfólios cambiais pela EPGE/FGV. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Osmani Pontes A postura de maior interesse pela Petrobras chama a atenção por ocorrer em um momento de alta de preço do papel, ainda que carregado de volatilidade, e não de baixa, afastando a possibilidade de atuações de curto prazo O interesse de fundos estrangeiros no petróleo brasileiro No último dia 13 de julho, a Petrobras informou que a GQG Partners havia ajustado sua participação em ações ordinárias (ON) e ADR’s da companhia para 4,99% do total emitido, o que equivale a 185,87 milhões de ações. A atuação da gestora norte-americana foi uma redução da posição reportada em maio, quando informou à estatal que havia atingido 187,2 milhões de ações, o correspondente a 5,03% do total emitido. A sutileza confirma a intenção do fundo de investimentos de não ter cadeira no conselho de administração, prerrogativa dos acionistas que detém mais de 5% do total de ações em balanço. A informação foi tornada pública atendendo à determinação da CVM a respeito de flutuações em torno de 5% para garantir transparência e a simetria de informações, além de precaver o mercado sobre possíveis efeitos sobre os preços decorrentes de movimentos de grandes players. Por outro lado, sair da zona de notificação é um objetivo da gestora, já que ao não permanecer no alvo regulatório no âmbito das informações públicas, a GQG não fica sob escrutínio de suas decisões podendo orbitar em torno da zona que dá direito ao conselho, sem necessariamente expor suas movimentações em mercado. Isso leva ao ponto central a ser extraído da estratégia que é de estar Gerado com IA
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 15 próxima às decisões, acompanhar a definição de planejamentos de longo prazo e simultaneamente ter acesso a informações estratégicas. Tudo isso sem precisar tomar as decisões de fato. A postura de maior interesse pela Petrobras chama a atenção por ocorrer em um momento de alta de preço do papel, ainda que carregado de volatilidade, e não de baixa, afastando a possibilidade de atuações de curto prazo. Ao pagar um preço para ficar próximo dos 5% que não é o custo de oportunidade, a sinalização não é apenas de confiança na governança da companhia, mas de desejo de participar do futuro do setor no Brasil. Os fundamentos se dão pelas reservas em expansão até 2030, pelos custos de produção baixíssimos e pela capacidade elevada de geração de lucros. A maioria dos modelos de predição aponta que a companhia é capaz de gerar lucros com preço do barril a partir de 45 dólares, bem abaixo da maioria das companhias globais. O posicionamento da GQG na Petrobras tem início em 2021 atraída pela venda non core de ativos e retorno de caixa aos acionistas. Naquele momento, o P/L registrava uma grandeza de 3x, contra 6 a 10x das demais companhias estrangeiras. Em 2023, outro aumento de participação por acreditar que o papel estava subapreciado por ceticismo do investidor brasileiro que não percebia que mesmo com novo governo a diretoria manteria uma postura pró-mercado. O movimento recente mais forte, de maio deste ano, ocorreu, no entanto, fora da tese de preço descontado. Trata-se de um ajuste de balanço tendo como foco a possibilidade de extração de bons dividendos sustentados por um capex bastante voltado para E&P. Há que se notar que a decisão por um outro lado serve, não como um hedge, postura que não seria tomada por um grande fundo de investimento já que não se faz hedge com ações, mas como um posicionamento estratégico que 1) busca antecipar um movimento no setor que atrai cada vez mais investimentos na América do Sul e África, uma expansão da fronteira de produção de óleo e gás, sobretudo após a guerra contínua na Rússia e no Oriente Médio e 2) captar futuros retornos do setor já que as principais estatais árabes não são listadas em bolsa. Portanto ter na carteira uma empresa sólida que esteja imersa nos planos de expansão do setor na próxima década como a Petrobras é uma estratégia mais ampla que mera aposta.
16 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore Alta taxa de sucesso no onshore não anula riscos exploratórios Foto: Divulgação/Alvopetro
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 17 Empresas encaram que a exploração ainda tem riscos operacionais enquanto especialistas mostram que os desafios esbarram na segurança jurídica e na baixa atividade exploratória | POR FERNANDA LEGEY | Em um longo período de 28 anos, entre 1998 e 2025, os dados levantados nos sistemas da ANP indicam que a exploração onshore no Brasil registrou atividades em 14 bacias e teve 866 poços exploratórios perfurados. Considerando estes poços e as 502 descobertas já notificadas à agência, a Brasil Energia calculou uma taxa média de aproveitamento de 57,96%, índice muito próximo ao registrado no offshore, de 59,84%, com 929 poços e 556 descobertas. Com base nesses números e outros indicadores disponíveis no sistema da agência, a reportagem foi ao mercado para apurar os riscos e projeções de operadores e investidores. Cinco bacias têm destaque no aproveitamento das descobertas: a do Espírito Santo (74,14%), a do Amazonas (70,9%), Parnaíba (58,7%), Recôncavo (54,10%) e Potiguar (52,10%). No cômÁrea da Alvopetro na Bahia: empresa planejou perfurar cinco poços em Caburé em 2025 e um em Murucututu em 2026
18 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore puto geral, vale ressaltar que, das 502 descobertas notificadas, 345 foram de poços pioneiros, 102 em poços de extensão, 52 poços pioneiros adjacentes e 3 poços exploratórios para prospecto mais profundo. A Bacia do Parnaíba contém a descoberta mais recente, em dezembro de 2025. A Eneva opera o bloco que resultou nesta descoberta, o PN-T-102A. Uma taxa positiva também foi percebida no Amazonas, em que 10 dos 12 poços perfurados tiveram notificação. Contudo, essas taxas podem ser interpretadas como um baixo risco para a exploração nas regiões? A Eneva entende que, no caso de Amazonas, a taxa confirma o potencial exploratório e os resultados adquiridos ajudam ao aumentar o conhecimento geológico da bacia e para reduzir algumas incertezas “em algum elemento ou processo do sistema petrolífero”, respondeu a companhia à consulta feita pela Brasil Energia. Mas alerta que, por natureza, a atividade exploratória envolve risco geológico e cada prospecto possui uma chance de sucesso individual. Logo, o ideal é não extrapolar os resultados obtidos em determinado prospecto para toda a região. Na Bacia Potiguar, a Brava Energia, que opera nove blocos exploratórios, destacou que a taxa de aproveitamento na bacia comprova um sistema atestado e com um risco geológico “bastante mitigado”. Neste caso, segundo a companhia, os riscos são transferidos do campo geológico para o campo operacional e de engenharia. O desafio em solução na região é o “desenvolvimento de um modelo operacional que viabilize a Exploração da Eneva na Bacia do Parnaíba, onde está a descoberta mais recente da empresa Foto: Divulgação/Eneva
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 19 produção de forma eficiente, sustentável e com baixo custo de extração”, disse a assessoria da Brava, empresa também consultada. O gerente-executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), Lucas Mota de Lima, explicou que a taxa de 57,96% é positiva para o onshore, mas por si só entende que não indica avanços nas atividades exploratórias. Ele lembrou que as empresas adquiriram ativos maduros e marginais em terra já em produção e estão buscando, no momento, novas oportunidades exploratórias em torno desses ativos, ou dentro dos próprios campos em reservatórios e zonas ainda não exploradas. “Esse número bem elevado é, de uma certa forma, uma tradução de todo esse movimento que está acontecendo”, observou o gerente da Abpip. Em sua visão, expandir essa taxa de aproveitamento não depende só da subsuperfície, mas da superfície também. “Uma estabilidade regulatória, uma previsibilidade jurídica, processos de licenciamento ambientais mais eficientes, disponibilidade de dados, condições compatíveis com risco” são fatores que contribuem para o sucesso exploratório também. Bacias de São Francisco e Paraná: os recursos não convencionais no Brasil Com uma taxa de aproveitamento de 75%, a Bacia de São Francisco é uma região a ser observada. Sua última descoberta foi feita em 2013, peÁrea da Petrobras na Bacia do Solimões: empresa planeja perfurar 22 poços no campo de Urucu e outros 100 poços na Bahia Foto: Divulgação/Petrobras
OPERAÇÕES ONSHORE GANHAM CAMADA ADICIONAL DE SEGURANÇA COM INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL Com a produção onshore em expansão no Brasil, sondas cada vez mais automatizadas ainda dependem da observação humana para acompanhar parte das atividades no drill floor. É nesse contexto que a ALTAVE aplica visão computacional e inteligência artificial ao monitoramento em tempo real da perfuração terrestre. Depois de décadas de retração, a produção terrestre de petróleo e gás volta a crescer no Brasil. Segundo relatório da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a produção em campos terrestres deve saltar para até 300,3 mil barris de óleo equivalente por dia em 2028, uma alta de quase 29% considerando o período entre 2024 e 2028, puxada por mais de 50 operadoras independentes que assumiram campos maduros vendidos pela Petrobras desde 2019. Só no Nordeste, cerca de 2.300 poços terrestres, concentrados nas bacias Potiguar, Recôncavo, Parnaíba e Sergipe-Alagoas, já respondem por 41% da capacidade onshore do país. A própria Petrobras voltou a contratar sondas para operar em terra, em um plano que prevê até US$ 1,7 bilhão em desenvolvimento de campos na Bahia e no Amazonas. Ainda assim, do total de US$ 890 milhões previstos pela ANP para investimentos exploratórios em 2026, menos de 4% está reservado a bacias terrestres, o restante concentrado em blocos offshore. Nesse descompasso entre produção em expansão e investimento ainda voltado ao mar, sondas cada vez mais automatizadas seguem dependendo da observação humana para monitorar parte relevante das atividades no drill floor. Fundada há quinze anos e reconhecida pelo Ministério da Defesa como Empresa Estratégica de Defesa, a ALTAVE acumulou experiência em ambientes militares e de infraestrutura crítica e em operações industriais, que hoje se aplica ao setor de óleo e gás, atendendo clientes como TotalEnergies, Petrobras, Transocean e Valaris. Hoje a companhia soma mais de 210 funcionários no Brasil, possui possui cadastro CRC da Petrobras e atua também nos setores de energia, mineração, portos e agronegócio. Seu software proprietário, o ALTAVE HARPIA, transforma imagens de câmeras em dados estruturados, entre eventos, alertas e relatórios que apoiam tomadas de decisões mais assertivas e análises preditivas. É essa plataforma de vídeo analítico inteligente, amadurecida ao longo de anos em plataformas e embarcações offshore, que a companhia leva ao universo das sondas terrestres. Nesse ambiente, o principal desafio é a variação constante do risco: uma área do drill floor pode estar liberada em um momento e se tornar crítica minutos depois, quando entra em manobra de tubos (tripping) ou em perfuração propriamente dita. “Em vez de zonas fixas, o sistema reconhece automaticamente o modo operacional, seja geral, de manobra ou de perfuração, e ajusta as red zones e as regras de alerta conforme a atividade em curso”, explica Danielle Parra, Head de Produtos de Óleo e Gás da ALTAVE. A partir dessa leitura de contexto, câmeras de alta definição instaladas no drill floor e no pipe deck monitoram, simultaneamente, presença indevida em zonas de risco, exposição à linha de fogo de equipamentos como o Iron Roughneck e o Top Drive, pessoas sob carga suspensa durante a movimentação de tubos e o uso correto de equipamentos de proteção individual. Ao detectar um desvio, o sistema aciona não só um alerta na plataforma ALTAVE HARPIA, mas também um sinal físico imediato, caso do ALTAVE STROBE, que emite alerta sonoro e luminoso na própria área de risco, “A produção terrestre volta a crescer no Brasil, puxada por operadoras independentes e pela retomada dos investimentos nesses ativos. Esse avanço aumenta a necessidade de ampliar a segurança, a visibilidade e o controle operacional em terra. É nesse espaço que a visão computacional pode atuar”, afirma Bruno Avena, CEO e cofundador da ALTAVE. Da imagem ao dado operacional
projetado para operar nas condições industriais previstas para cada instalação. Todo o processamento acontece localmente, em unidades de edge computing instaladas na própria sonda, o que reduz a dependência de conectividade remota, frequentemente limitada em operações terrestres afastadas. “Em terra, ainda lidamos com poeira, calor e conectividade limitada, condições bem diferentes das de uma plataforma no mar, e o projeto já nasce considerando isso, do posicionamento das câmeras à especificação do hardware”, completa Danielle. Depois da instalação, os modelos passam por um período de calibração de 60 a 90 dias, para ajustar os algoritmos às condições reais e aos critérios operacionais definidos para cada cliente. A mesma lógica de monitoramento que a ALTAVE aplica hoje no ambiente onshore já sustenta resultados mensuráveis em dezenas de operações offshore. Na BRAM Offshore, do grupo Edison Chouest, o sistema instalado a bordo da embarcação Reedbuck reduziu em 77% os desvios de comportamento registrados no convés principal, ao cruzar detecção de EPI e invasões de zona de risco em tempo real, caso posteriormente apresentado no Journal of Petroleum Technology e no ATCE 2024, um dos principais eventos técnicos do setor de óleo e gás. “A visibilidade dos dados nos permitiu identificar onde precisamos atuar com precisão”, afirma Edinando Pessanha, coordenador de HSE da embarcação Brum Buck, da BRAM Offshore. Já na Asgaard Bourbon Navegação, a implantação partiu de uma exigência técnica da Petrobras para monitoramento de EPIs, mas ganhou papel estratégico depois que os relatórios passaram a orientar os briefings de pré-embarque das tripulações. “O serviço da ALTAVE é de primeira linha, com muita competência técnica e um suporte proativo”, afirma Thiago Andrade, gerente de TI da companhia. A ALTAVE mantém hoje mais de 160 sites ativos monitorados em países como Estados Unidos, Colômbia, Arábia Saudita, Emirados Árabes, Malásia, Brunei e Indonésia. A lista de clientes internacionais soma ainda nomes como Halliburton, ENI e Petronas, e a companhia já acumula mais de 3 milhões de horas de monitoramento e 14 patentes registradas. Somente em 2025, a companhia identificou mais de 145 mil situações de risco identificadas em sondas, refinarias, plataformas, embarcações, ferrovias e áreas de mineração ao redor do mundo. O movimento mais recente é a chegada à Argentina, onde a produção de petróleo pode fechar 2026 no maior patamar histórico, perto de 900 mil barris por dia, alta de 16% sobre 2025, puxada sobretudo pela Bacia de Vaca Muerta. “A experiência que construímos em operações offshore no Brasil e em mercados como o Oriente Médio nos dá a confiança para levar a mesma tecnologia à perfuração em terra, seja aqui, seja na Argentina”, completa Bruno. Para o executivo, esse acúmulo de experiência internacional é também um argumento de segurança para o cliente brasileiro que ainda avalia a tecnologia. “Não é uma tecnologia experimental, é uma tecnologia que já provou seu valor em escala, em diferentes geografias e tipos de ativo, e que se aplica à perfuração onshore no momento certo, quando o setor mais precisa dela”, finaliza. Tecnologia validada em escala global Onde a tecnologia já foi testada Apresenta A próxima etapa da digitalização das sondas terrestres não está apenas em conectar equipamentos, mas em interpretar continuamente o que acontece ao redor deles — transformando imagens em inteligência operacional para apoiar decisões em tempo real. Saiba mais em: altave.com.br
22 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore la Petra Energia, no bloco SF-T-124, já devolvido à ANP. Ainda existem três blocos em concessão em São Francisco e um deles é o SF-T-132, operado pela Cemes. É neste bloco que está o Projeto Poço Transparente, em que o objetivo é perfurar ao menos um poço horizontal em reservatório não convencional de baixa permeabilidade por meio do fracking. O projeto, e consequentemente o bloco, está suspenso até que o Supremo Tribunal de Justiça (STJ) decida sobre se é possível o uso de fracking no país ou não. O STJ instaurou o Incidente de Assunção de Competência (IAC) nº 21, e o processo faz parte deste IAC. A audiência pública para debater o assunto ocorreu em dezembro de 2025 e as últimas atualizações do caso foram em maio, quando o STJ encerrou o recebimento das réplicas finais e iniciou a fase de julgamento, e em julho, solicitando que o caso seja debatido no dia 9 de setembro. Segundo Lucas Mota de Lima, um “grande potencial” exploratório no Brasil poderia ser destravado com o uso de fracking. “Já existe arcabouço legal e regulatório, que dá a possibilidade de se fazer fracking no Brasil de forma segura, com os mais altos critérios de segurança operacional e critérios ambientais. Mas precisamos quebrar essa moratória jurídica que existe dentro do tema”. O superintendente de Exploração da ANP, Luciano Lobo, também comentou o tema, destacando a falta de perspectiva quanto à exploração destes recursos no Brasil por questões legais e ambientais. “Avançar na exploração e futura produção de recursos não convencionais em terra, além de diversificação, poderá trazer benefícios socioeconômicos, incluindo o aumento de empregos diretos e indiretos oriundos da indústria de petróleo e gás natural”, afirmou. Uma empresa que trabalha com recursos não convencionais é a Paraná Xisto, que opera o campo de Xisto São Mateus do Sul (adquirido da Petrobras em 2022), localizado na Bacia do Paraná. Em 2024, a ANP aprovou o Plano de Desenvolvimento (PD) do ativo, que não utiliza o fracking como método de extração, mas o strip mining, a mineração a céu aberto. O Paraná foi o primeiro estado a proibir as atividades do fracking no país, a partir da Lei Estadual nº 19.978/2019, e Santa Catarina aprovou também a proibição da atividade logo em seguida, com a Lei Estadual nº 17.766/2019. OPC No 6º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC) serão ofertados 36 blocos na Bacia de São Francisco, totalizando 98,3 mil km2 de área. A OPC irá ofertar 495 blocos exploratórios e cinco áreas de acumulações marginais. Novamente, a Bacia Potiguar aparece protagonizando, com 41 blocos exploratórios (1,2 mil km2 de área), mas é a Bacia do Recôncavo o destaque, com a maior quantidade de blocos (57) e área (1,6 mil km2). Somente no onshore, serão ofertados 182 blocos exploratórios, com área total de 160 mil km2. Além de Potiguar e Recôncavo, a Bacia de São Francisco terá 36 áreas, a de Parnaíba 24, em Tucano Sul serão 21 e Tacutu e Parecis terão duas e uma, respectivamente. Ao comparar com o total de área de todos
24 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore os blocos sob contrato atualmente, que é de 61,2 mil km2, a área a ser ofertada na OPC é mais que o dobro. Onshore e a exploração A exploração onshore no Brasil se concentra, hoje, em 11 bacias: Potiguar, Alagoas, Espírito Santo, Recôncavo, Tucano Sul, Parnaíba, Amazonas, Paraná, São Francisco, Mucuri e Parecis. As bacias de Solimões e Sergipe não têm blocos exploratórios em contratos no momento. Ao todo, segundo dados do painel dinâmico da ANP, são 253 blocos em contrato, e a Bacia Potiguar contém a maioria deles (150), como também a maior quantidade de poços perfurados. A Elysian é a empresa que detém mais blocos na bacia (99), mas até o momento não divulgou suas atividades nas áreas. Em entrevista publicada na última edição da Brasil Energia, o superintendente de exploração da ANP, Luciano Lobo, questionado se a agência tem conhecimento do plano exploratório da empresa novata, disse que a agência tem “o plano de trabalho exploratório, em que a operadora descreve o que vai fazer no ano seguinte. Mas, como não tem punição, é declaratório…a Elysian coloca lá que vai fazer poço, vai fazer sísmica, mas não existe hoje um instrumento para punir a empresa que falou que ia fazer um poço e não executou. O que tem é o programa exploratório de cinco a sete anos. E a empresa tem que realizar as atividades nesse período”. Bacias, blocos e descobertas onshore Bacias onshore Blocos em contrato Quantidade de poços (já perfurados) Última descoberta Quantas descobertas foram feitas Taxa de aproveitamento (%) Alagoas 27 31 2015 12 38,7 Amazonas 6 31 2023 22 70,9 Espírito Santo 20 147 2024 109 74,14 Mucuri 1 13 2009 4 30,7 Paraná 6 9 2001 6 66,6 Parecis 1 1 2014 1 100 Parnaíba 7 126 2025 74 58,7 Potiguar 150 255 2022 133 52,1 Recôncavo 24 133 2023 72 54,1 Rio do Peixe 0 5 0 0 0 Sergipe 0 33 2015 19 57,57 Solimões 0 43 2018 23 53,4 São Francisco 3 26 2013 27 75 Tucano Sul 8 3 0 0 0 Fonte: Elaboração própria com dados da ANP
Desde 2007, representamos, defendemos e fortalecemos as empresas independentes de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Atuamos junto ao Congresso Nacional, à ANP e aos principais órgãos reguladores para promover um ambiente mais seguro, competitivo e favorável ao desenvolvimento da indústria. Juntos, ampliamos a força de quem produz petróleo e gás no Brasil. Associe-se à ABPIP. ESCANEIE O QR CODE E DÊ O PRIMEIRO PASSO: A energia que move o Brasil é independente. A ABPIP é a voz que representa essa força.
26 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore A segunda bacia com mais blocos é a de Alagoas (27), seguida pela do Recôncavo (24), Espírito Santo (20), Tucano Sul (8), Parnaiba (7), Amazonas e Paraná (6 em cada), São Francisco (3) e Mucuri e Parecis (1 em cada). Em contraste, a Alvopetro, que planejou perfurar cinco poços em Caburé em 2025 e um em Murucututu em 2026, concluiu o plano de perfuração. No mais recente, o poço 183-D1, a companhia já relatou resultados: 47,7 metros de potencial de gás natural e 21,9 metros de net pay no Membro Caruaçu mais inferior (Sequência 6.1) da Formação Maracangalha, informaram o CEO, Corey Rutan, e o diretor geral, Frederico Oliveira, à Brasil Energia. Mesmo a companhia trabalhando em outras frentes além da exploração, e com foco no desenvolvimento das descobertas recentes, os executivos sublinharam que o plano é continuar explorando, com destaque para a perfuração do prospecto exploratório 183-C1 em 2027. Outra empresa que está em evidência na exploração é a Petrobras, com previsão de perfurar 100 poços na Bahia no quinquênio e 22 poços no campo de Urucu, na Bacia do Solimões. O primeiro poço do projeto na Bahia iniciou a perfuração em maio de 2025, enquanto o plano no Amazonas foi anunciado em março de 2026, ainda sem perspectiva de começar as atividades. A Petrobras não perfurava na Bahia desde 2019. Na região, a estatal produz 17 mil boe/d, por meio de 20 concessões e 2 mil poços terrestres, além da plataforma de Manati, na Bacia de Camamu. Em 2026, até o último mês levantado (janeiro), somente uma área teve declaração de comercialidade, a de Gaviãozinho pela Eneva na Bacia do Parnaíba. Em 2025, foram três declarações de comercialidade, em 2024 sete, mas o maior número de declarações ocorreu em 2010 (27). Ao comparar por ano e por bacia as descobertas notificadas, percebe-se que 2013 foi o último ano em que as notificações passaram de 10. Para a Brasil Energia, o superintendente da ANP constatou que, nos últimos anos, o baixo volume de atividade exploratória coloca em risco a apropriação de novas reservas. Foram 3 poços em 2024, 9 em 2025 e nenhum em 2026 até agora. “O ano de 2024 terminou com o maior número de blocos terrestres sob contrato (278) e em 2025, esse número se manteve bem próximo (267). Entretanto, os recordes registrados não têm resultado em estímulo para as atividades exploratórias”. Quem é fonte nesta matéria LUCAS MOTA DE LIMA, gerente-executivo da Abpip LUCIANO LOBO, superintendente de Exploração da ANP
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 27 O “fino” equilíbrio do lifting cost no onshore Aposta em manutenção preditiva e novos poços ajuda operadoras em terra a diluir custos fixos e prolongar a vida útil dos ativos | POR FERNANDA LEGEY | Para uma empresa de petróleo e gás, um dos desafios da produção é equilibrar o lifting cost, o custo médio operacional. No onshore a “briga” é diferente, já que, além da Petrobras, a maior parte das operadoras é de independentes que lidam com campos maduros. Para entender melhor a linha entre a produção e o custo operacional, a reportagem buscou operadores e analisou dados de produção da ANP. A Brasil Energia apurou os números de produção de algumas companhias no intervalo de dois anos, entre o primeiro trimestre de 2024 e o primeiro trimestre de 2026. Todas as empresas entrevistadas apontaram que o foco para balancear o lifting cost está no aumento da produção dos ativos e na sua manutenção. A diretora de Operações da Petroborn, Produção da PetroReconcavo na Bahia: empresa faz monitoramento remoto de mais de 700 poços ativos para reduzir paradas e maximizar produtividade Foto: Divulgação/PetroReconcavo
28 Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 Especial de Capa Negócios no Onshore Luisa Hurtado, explicou à Brasil Energia, que em campos maduros, a maior parte do custo é fixa, logo o crescimento da produção impacta na redução do lifting cost por unidade produzida. A estratégia da Petroborn tem sido, segundo Hurtado, atuar em diferentes frentes para que o crescimento aconteça, como otimização da infraestrutura existente, melhoria da confiabilidade operacional, reativação de poços, perfuração de novas oportunidades e desenvolvimento dos ativos do portfólio. A companhia utiliza estudos integrados de geologia, geofísica, petrofísica e engenharia de reservatórios para identificar oportunidades de incremento de produção e priorizar investimentos. Em relação a isto, a Petroborn está se preparando para uma campanha de perfuração de novos poços no campo de Iraí, na Bacia de Tucano Sul. Atualmente, essa campanha encontra-se em fase de licenciamento ambiental e regulatório. Perguntada sobre o lifting cost, a empresa preferiu não revelar o número. • A Petroborn registrou 23,7 mil m3/d de gás natural no primeiro trimestre de 2026 (149 boe/d, a empresa não produz óleo), a segunda queda consecutiva depois de alcançar o maior pico no 3T25 (32 mil m3/d). Antes disso, o 1T24 teve a maior produção (28,3 mil m3/d). Sobre a Brava Energia, por exemplo, dois dos desafios para equilibrar o custo, que está nos US$ 20,6/boe no onshore (dados do 1T26), são a otimização e revitalização dos campos maduros. Seu objetivo está em aumentar a curva de produção para compensar o declínio natural histórico das bacias, bem como realizar a manutenção da integridade física dos ativos em produção, ressaltou a empresa à Brasil Energia em resposta. Técnica de casing drilling, aplicada no campo de Alto do Rodrigues (RN), da Brava Energia, reduziu custos operacionais em 20% Foto: Divulgação/Brava Energia
Brasil Energia, nº 505, 31 de julho de 2026 29 Um dos investimentos que a companhia fez foi aplicar a técnica de casing drilling (perfuração com revestimento simultâneo) no campo de Alto do Rodrigues, reduzindo o tempo de perfuração em 50% e diminuindo os custos operacionais em 20%. No mesmo campo, a empresa realizou a injeção de nitrogênio associado a surfactante, para redirecionar o vapor na rocha reservatório – o projeto obteve sucesso e há pretensão de expandi-lo. Em Salina Cristal, a Brava também está estruturando testes de injeção de polímeros para melhorar a eficiência do varrido do óleo. Além disso, avançou com estudos para o piloto de Organic Recovery (bioestimulação de bactérias nativas por meio de nutrientes) em Canto do Amaro. • Na produção, a Brava manteve os números na casa dos 30 mil boe/d em quase todos os trimestres – o 1T25 foi de 27,4 mil boe/d. O primeiro trimestre deste ano alcançou 34,2 mil boe/d e o pico do período escolhido foi no 3T25, com 35 mil boe/d. A PetroReconcavo é outra companhia que enxerga que o principal desafio em campos maduros é se manter competitivo em um ambiente de declínio natural da produção. Para manter o equilíbrio do lifting cost (US$ 15,86/boe no 1T26), o vice-presidente de Operações, João Vitor Moreira, destacou os projetos de aumento de recuperação dos reservatórios, com injeção de água, intervenções em poços e campanhas seletivas de perfuração. Além disso, a empresa faz o monitoramento remoto de mais de 700 poços ativos, o que permite aumentar a assertividade na programação de workovers e well services, reduzir tempos de parada e maximizar a produtividade. • A PetroReconcavo apresentou uma recuperação da produção no 1T26 (27,2 mil boe/d), após ter registrado no terceiro e quarto trimestres de 2025 quedas consecutivas frente ao 1T25, que foi de 27,3 mil boe/d. Um outro exemplo de operador no onshore é a Alvopetro, que detém cinco campos de produção na Bacia do Recôncavo. Com lifting cost de US$ 5,46/boe, o CEO, Corey Rutan, e o diretor-geral, Frederico Oliveira, explicaram à Brasil Energia que sua vantagem está em ter uma produção de gás natural Quem é fonte nesta matéria LUISA HURTADO, diretora de Operações da Petroborn JOÃO VITOR MOREIRA vice-presidente de Operações da PetroReconcavo IVAN CARVALHO, CEO da Azevedo & Travassos Energia (ATE) LUNA VIANA, diretora de Operações da Origem Energia
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