Quem já saiu na frente nesta corrida bilionária DESCOMISSIONAMENTO Ano 45 - No 507 - brasilenergia.com Indústria age para desatar o nó do Repetro A situação nos estaleiros ante a nova demanda Rio de Janeiro se destaca como hub estratégico Atividade testará a capacidade industrial do país Estados do Nordeste preparam sua infraestrutura
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 3 edição 507 sumário CAPA - DESCOMISSIONAMENTO 26 Indústria se mobiliza para desatar o “nó do Repetro” 31 Estaleiros avaliam demanda antes de ampliar investimentos 34 Estado do RJ se destaca como hub estratégico 38 O teste da capacidade industrial brasileira 45 Nova cadeia offshore abre disputa por investimentos no Nordeste ÓLEO E GÁS 52 Eficiência em Buzios amplia a oferta de gás e reduz a reinjeção HIDRELÉTRICAS 70 Chuvas mantem reservatórios cheios à espera do El Niño 72 Um financiamento reembolsável para destravar as Reversíveis NEGÓCIOS 79 Estrangeiros responderam por 30,7% das aquisições em energia TRANSIÇÃO ENERGÉTICA 82 Perspectivas para a cadeia sustentável de terras raras e ímãs AS LIDERANÇAS EMPRESARIAIS 20 Abpip quer dobrar recuperação de óleo em campos maduros 62 Absolar afirma que solar e baterias podem reduzir a conta de energia
4 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 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 – Reportagem: Ana Pinna, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Isa Morena VIsta, 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 57 BRUNA MORAES O desafio tecnológico para a expansão do mercado de biometano 23 BRUNO ARMBRUST Multiplicadores tarifários e o futuro da competição no gás 74 JERSON KELMAN Lastros necessários à estabilidade do sistema elétrico 77 LUIZ BARATA A energia elétrica precisa entrar na campanha eleitoral 65 MARCOS MADUREIRA Mudanças climáticas exigem uma política para redes subterrâneas 59 OSMANI PONTES Ciclos do petróleo e o desenvolvimento econômico 67 RUBEM SOUZA Oportunidades com o mercado livre de energia na Amazônia 15 TELMO GHI0RZI Potenciais de desenvolvimento na Margem Equatorial 17 WAGNER VICTER O que o momento da Noruega traz de relevante para o Brasil ENTREVISTA 08 Miro Arantes, CEO do Estaleiro Mauá
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 5 Prossumidor, o Consumidor liberto como pagador de última instância Tem sido cada vez mais frequentes as manifestações de especialistas convencidos de que reside na MMGD - Micro e Minigeração Distribuída, uma das principais fontes dos desajustes que afligem distribuidores e geradores de energia renovável. De fato, a MMGD continua crescendo ano a ano em ritmo muito mais acelerado do que qualquer outro segmento do Setor Elétrico. E até 2045 será assim, a menos que haja uma virada de mesa nas regras estabelecidas até aqui. Ao escapar do controle do ONS, esse desequilíbrio joga para a Distribuição um volume crescente de geração que ela não contratou, mas tem que receber. Com isso, a Distribuição defende ter o controle dessa oferta, assumindo o poder de estabelecer a ordem dos despachos dos micro e mini geradores. Já para os geradores centralizados solares e eólicos, é mortal a competição com a MMGD, que fechou agosto com 53 dos quase 77 GW (quase 69%) da potência solar total instalada e 50% mais que toda a capacidade eólica do país. Os milhões de sistemas distribuídos no país são uma realidade com que é preciso conviver e difícil de manobrar. Dito isso e para pautar o que será discutido no mérito, uma pergunta se impõe; a Geração Distribuída dos prossumidores - chamados assim por serem produtores da energia que consomem - é causa ou consequência dos desajustes no setor? Uma análise isenta deste questionamento poderá apontar dois caminhos. Se a GD for a causa, que se corrijam seus benefícios. Mas se for uma consequência de um equívoco do modelo, que se corrijam os equívocos. Então será que a MMGD existiria na magnitude que existe se a conta do Senhor Consumidor não viesse tão carregada de tantos penduricalhos? Que fatores causam o crescimento tão acelerado da autoprodução no mercado de varejo? O Subsidiômetro da Aneel exposto neste artigo indica que encargos e subsídios já ultrapassam 20% da conta de energia. Mas nessa conta entram ainda Pis, Cofins, IRPJ, encargos trabalhistas e, especialmente, o ICMS. Todos vão para as mãos ávidas dos governos. O resultado é uma tarifa absurdamente desproporcional ao que deveria ser, caso fosse praticado, de fato, o modelo cost plus pricing (custo + taxa de remuneração), justificável por ser um serviço essencial ao Consumidor, além de essencial ao desenvolvimento do País. Sem um reset, a tarifa não baixa. A conta que chega ao Consumidor remunera menos os agentes que geram, transmitem, distribuem e comercializam e mais os governos, cuja única atividade, além de regular, se resume a recolher impostos, taxas e contribuições. ideias “O Brasil é o país da energia abundante e da tarifa cara” “No final, é o Consumidor quem sempre paga a conta”
6 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 Voltando aos Prossumidores, é fato que são isentos de cobranças na tarifa que os demais consumidores não conseguem evitar. Mas não faz sentido corrigir essa situação criando mecanismos para obrigá-los a voltar ao sistema cooperado. O exército liliputiano vai resistir com as armas que tem. Quando um Consumidor se transforma em Investidor de um sistema próprio, o sinal é claro: o serviço não vale o preço que paga. É simples assim; a tarifa justifica o retorno do investimento no painel e no inversor. Há ainda neste caldo uma componente de natureza técnica. A energia produzida por uma residência circula primordialmente no ambiente do gerador. Sendo assim, se os montantes gerado e consumido se equivalem, nada vai para a rede. Consequentemente, nada poderá ser cobrado pela autoprodução, da mesma forma que não se cobra imposto sobre o feijão plantado, colhido e cozinhado no seu próprio quintal. Por outro lado, se houver excedente de geração, que a Concessionária cobre o uso da rede por receber e redistribuir a energia de dia e devolvê-la à noite, dentro de um contrato de serviço entre gerador e distribuidor. Harmoniza-se assim a atuação do Prossumidor no sistema. Em consequência, a Distribuição terá um segundo polo supridor de energia e uma segunda receita com os recursos excedentes da MMGD. Para regular a oferta, terá liberdade de estabelecer o preço pelo serviço que presta. Na troca, o Prossumidor, eventualmente insatisfeito com os preços oferecidos pela Concessionária, poderá avaliar aumentar sua aposta, vestir de novo a camisa de Investidor, incorporar um sistema de baterias e ficar off grid. E o Sistema? Controlada a geração nas duas pontas, o sistema terá menor instabilidade e maior previsibilidade. ideias (continuação) Setembro 2026 Valores para 2026
8 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 entrevista Miro Arantes Mauá começa a sair da UTI e já negocia parcerias com asiáticos Em entrevista à Brasil Energia, o CEO Miro Arantes falou sobre a retomada do estaleiro, após quase uma década de paralisação. Um acordo com a coreana Hanwha Ocean pode acelerar o crescimento | POR FERNANDA NUNES | Prestes a fechar um acordo com o grupo coreano Hanwha Ocean, o estaleiro Mauá está saindo da UTI, como afirmou o CEO da tradicional empresa do setor naval brasileiro, Miro Arantes, em entrevista à Brasil Energia. Segundo o executivo, foi assinado um memorando de entendimento entre as duas, que prevê o uso do espaço e a possibilidade de construção de estruturas demandadas pelo Hanwha. O estaleiro ainda está em discussão com um grupo chinês, que não teve o nome revelado. O Mauá tem mais 15 anos pela frente para cumprir as obrigações previstas no plano de recuperação judicial. Mas, antes disso, pretende voltar a construir navios e atender, até mesmo, à Petrobras, por meio de terceiros. “O futuro dos estaleiros, inclusive do Mauá, não é para ficar fazendo reparozinho. É para fazer construção naval”, disse Arantes, que está à frente do Mauá desde 2024. Hoje, no entanto, a empresa sofre com o desconhecimento do que é uma recuperação judicial, de acordo com o CEO do Mauá. Ele afirmou que há um receio de alguns entes do mercado de se contaminarem com qualquer dificuldade de cumprimento da recuperação judicial. “Tudo o que está aqui dentro hoje, ao contrário, está protegido, porque o que está na recuperação é o passado, então não se confundem essas coisas. Mas é um desafio de convencimento”, afirmou o executivo. Veja a seguir, os principais trechos da entrevista:
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10 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 entrevista Miro Arantes O que é o Mauá hoje? O Mauá é um estaleiro com uma tradição enorme, um ícone na indústria naval brasileira. No entanto, como todos os estaleiros no Brasil, entrou em crise. Todos. Uns mais, outros menos. Com a questão lá atrás da Lava Jato, da queda do petróleo, do abandono da política de conteúdo local, todos os estaleiros que vieram num crescente, que investiram, que fizeram diversas coisas contando que iam ter uma perenidade, entraram numa onda descendente. E isso não aconteceu só com o Mauá. O Estaleiro Mauá, desde 2013, 2014, culminando em 2015 praticamente com uma paralisação das suas atividades, ficou na UTI. Foram mais de dez anos. Nesse período, na UTI, ele sobreviveu fazendo reparos e subatividades. Com dificuldade, porque não tinha caixa. Até que o estaleiro entrou com uma solicitação de recuperação judicial que foi aprovada. Levou quase dez anos para ser aprovada. Entrou em 2016, quando todos os contratos da Transpetro que estavam sendo realizados aqui foram paralisados. O plano, depois de nove anos de discussão, foi finalmente aprovado em abril de 2024. Eu fui contratado em agosto de 2024 para reconstruir esse estaleiro. Não é uma atividade simples arrumar um estaleiro, uma empresa em recuperação judicial precisa seguir alguns padrões. Mesmo com a recuperação, a gente enfrentou alguns desafios, porque com quatro meses, cinco meses do plano aprovado e em vigência, ele foi questionado e suspenso na Justiça. E, na outra ponta, a gente tinha o compromisso de pagar os trabalhadores. A gente teve que ir para a Justiça. Teve um imbróglio muito grande. Como o estaleiro está, atualmente, após esse longo processo? Hoje, o estaleiro tem um outro funcionamento. Ele passou nesses últimos dois anos por diversas modificações, a começar pela infraestrutura. A gente trocou, fez uma infraestrutura de energia elétrica, de subestações. Eram uns equipamentos muito antigos. Então a gente tomou a decisão de fazer um investimento grande. Os guindastes todos precisaram passar por certificações, reformas. Isso tudo para que o estaleiro pudesse, em paralelo, aumentar a sua capacidade de venda, já que a gente não estava participando (de licitações), porque a gente não tinha as CNDs (certidões de nada consta), porque a gente ainda tem uma disputa com a Transpetro por conta dos navios que saíram. Então, a gente não podia participar dos bids de construção dos navios da Transpetro. Qual foi a alternativa? A gente criou um outro segmento, que é um segmento de fabricação de estruturas offshore. Com isso, a gente se qualificou junto à Seatrium, a antiga BrasFels, junto à Subsea7, junto à Technip, para fabricar grandes estruturas, e a gente fabricou, da P-73 e da P-84, 4 mil toneladas de estruturas, em 2025 e neste ano. A gente mudou o nosso portfólio. Continuamos fazendo reforma e reparo. Isso tudo faz parte de um projeto de cinco anos de reestruturação, reorganização, para que a gente possa voltar a construir. Porque o estaleiro só com a atividade que a gente tem, de reparo, de fabricação, a gente entende que é pouco, ou que não é suficiente para enfrentar os desafios que a gente tem.
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 11 Você diria que o Mauá já saiu da UTI? Já saímos. Estamos saindo. O que isso significa? Primeiro, a gente já tem as nossas CNDs, ou seja, todo o passivo tributário com a prefeitura, com o estado e com o governo federal foi renegociado.A gente está em dia. Toda a parte tributária, fiscal, toda a parte de funcionários, suprimentos, fornecedores, nós estamos 100% em dia. A organização da empresa, a forma de planejar. A gente criou os nossos sistemas. A parte de infraestrutura do estaleiro está terminando. A última fase é a carreira, onde tinha metade do navio 514 da Petrobras abandonado, da Transpetro. A gente teve que cortar ele todo, sucatear ele todo. A carreira já está limpa, mas ainda temos quase 4 mil toneladas de aço para sair daqui. Vai sair, está saindo. De forma que a gente tenha todo o nosso fluxo industrial pronto se a gente for começar a construir um navio. Esse fluxo está pronto, a gente fez reforma. Claro que tem ainda alguns investimentos para serem feitos se a gente for construir um navio do início ao fim. Mas esses investimentos a gente não tem como fazer se a gente não tiver um contrato. Até agora, a gente investiu e preparou o estaleiro para estar pronto para cotar, e isso a gente já está fazendo. O Mauá vai participar de licitações? Hoje, a gente está fazendo o orçamento de algumas embarcações que não são para Petrobras, que não são para Transpetro, mas são para clientes que trabalham para a Petrobras. Nós estamos terminando também um treinamento para voltar a construir, terminando dois PSVs para o Poseidon. Estamos fazendo toda a parte de acabamento e de renovação das tubulações. É um treinamento grande para toda a parte de construção. De meados de 2024 para cá, o nosso planejamento está rigorosamente dentro dessa linha. Como o estaleiro se vê no futuro? A gente espera, primeiro, que a gente cumpra o plano de recuperação e a gente está cumprindo. Segundo, que a gente tenha condições de atuar, se não diretamente para Petrobras — e a nossa busca é essa —, mas atuar sendo terceirizado por alguém que tenha contratos com a Petrobras ou com a Transpetro, fazendo parcerias ou construindo direto para empresas que queiram vir. Para isso, tem um trabalho muito grande de convencimento, porque as empresas que entram em recuperação judicial sofrem de uma questão, que é o desconhecimento do que é uma recuperação judicial. O que acontece por estar em recuperação judicial? A empresa que está em recuperação judicial e que está cumprindo com o seu plano de recuperação judicial, se ela fecha um contrato, mais do que nunca, ela precisa cumprir aquele contrato, porque se você não cumprir, pode perder todo o acordo que você fez na sua recuperação. Quando as obrigações do plano de recuperação se encerram? Ah, são 15 anos. Mas isso não impede vocês de participar de concorrências?
12 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 entrevista Miro Arantes Não, não impede. Mas é como eu te disse. Existe ainda muito desconhecimento sobre isso. Claro que uma empresa que está em recuperação judicial não tem o balanço bonito. Mas o balanço consegue demonstrar que o estaleiro está pagando tudo que é corrente e está reduzindo a sua dívida passada. Porque, o que acontece com a gente hoje é que a gente tem que trabalhar, ter recurso para pagar o passado. Numa empresa em recuperação judicial não há distribuição de lucro. E o estaleiro tem que pagar, não pode se dar ao luxo de não pagar o corrente. Existe uma sensação de risco do mercado? Quando a empresa vai assinar um contrato de construção, são contratos de três anos. É diferente de um contrato de manutenção, de reparo, que o contratante vai ficar aqui um mês, dois meses, no máximo. Num contrato de construção, o contratante pensa assim: ‘Não, o estaleiro está em recuperação judicial. Quais são os meus riscos? Ele pode não cumprir com o plano, aí o meu o meu navio que tá lá vai ser arrestado por conta do plano’. Não é assim. Tudo o que está aqui dentro hoje, ao contrário, está protegido, porque o que está na recuperação é o passado, então não se confundem essas coisas. Mas é um desafio de convencimento. Eu tenho clientes que já entendem isso, e clientes estrangeiros, inclusive. Tem um acordo com a Hanwha, que é uma empresa coreana. Como é esse acordo com a Hanwha? A gente tem um acordo com eles. Temos um memorando assinado. Eles entendem que têm proteção. Porque a gente, além de ter a obrigação de cumprir com o plano, a gente tem uma fiscalização muito maior do que uma empresa que não está em recuperação. Nós somos fiscalizados pelo administrador judicial. O senhor vê o Mauá vivendo um período de pujança novamente? Não é o Mauá, são os estaleiros no Brasil. Depende muito de uma política de governo. Não de governo, de Estado. Nós estamos agora num período de eleição. Se o governo que entrar entender que a indústria naval não é importante para a soberania nacional, não tem estaleiro. Aí o Mauá, o Atlântico Sul, o ERG, o Mac Laren, todos eles... De novo, a gente volta. O futuro dos estaleiros, inclusive do Mauá, não é para ficar fazendo reparozinho. É para fazer construção naval, para ter soberania de construir a frota naval, da Marinha de Guerra, como a gente está fazendo agora lá em Santa Catarina. É para construir os navios de apoio da Petrobras e de todas as oil companies que estão atuando aqui. Para fazer a cabotagem. Se a gente entender que a indústria naval é uma política de Estado, eu não tenho a menor dúvida de que o Mauá vai levar um pouco mais tempo do que outros que já se organizaram mais rápido. É possível retomar as grandes obras do passado? Eu não acredito que repetiremos o passado. Isso vai ser difícil. Porque a gente teve um programa, o Promef (Programa de Modernização e Expansão da Frota), que tinha 50 e tantos navios. Tinha o Prorefam (Programa de Renovação da Frota de Apoio Marítimo), que
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 13 tinha outros cem navios. Além dos FPSOs. Então eu acho muito, muito difícil a indústria naval brasileira voltar a esse apogeu. Mas acho que se a gente continuar com uma política de conteúdo local, se a gente continuar com uma política de Estado, o estaleiro Mauá vai voltar a empregar. Não vai empregar 8 mil funcionários, mas 4 mil. O estaleiro tem toda condição para isso. A Transpetro deve lançar novas licitações. Vocês vão participar? Ela lançando mais, eu vou participar. De que forma vou participar? Mesmo não atendendo a alguns requisitos. O nosso objetivo é o mercado de offshore, dos navios offshore. O armador ganha o bid e ele precisa construir no Brasil. Aí eu construo diretamente para o armador e não para a Petrobras. Nós estamos nos preparando. Até o primeiro trimestre do ano que vem, o estaleiro vai estar com a sua linha de produção toda desimpedida, toda preparada para iniciar uma construção. Tem ainda alguns investimentos para serem feitos, não vou fazer agora porque eu não tenho o contrato. Eu assinei o contrato, eu faço o investimento que eu tenho que fazer. Mas toda a infraestrutura do estaleiro, como a parte de energia, a parte de local, a parte de cais, a parte de carreiras, oficinas, está ficando pronto. Existia um entusiasmo muito grande, tanto do governo quanto da própria Petrobras, de promover uma associação dos estaleiros brasileiros com estaleiros chineses. Isso chegou a acontecer, de fato? Vocês tiveram conversas? Avançou algo? Nós estamos tendo conversas. Não na velocidade que foi divulgada. Eu tive visita de vários estaleiros chineses aqui. De fato, o único estaleiro com o qual a gente assinou um memorando de entendimento e que está em vigor foi um coreano, não foi chinês. Foi com a Hanwha. Ainda na próxima semana, nós vamos ter a visita de um estaleiro, um grupo chinês. Ele vai fazer um due diligence. Digo para você o seguinte: está acontecendo, mas não naquela velocidade. O Mauá está aberto a uma sociedade? Sim. Aberto a vender participação acionária mesmo? É uma discussão que depende muito. Eu não sou acionista. O Estaleiro Mauá pertence a um fundo de investimento e a uma família brasileira, a Efromovich. A participação acionária é uma discussão. O estaleiro estará em 2027 com sua linha de produção toda desimpedida para iniciar uma construção.
14 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 entrevista Miro Arantes Eles não estão fechados. Mas eu acho que o melhor caminho é um consórcio, para depois evoluir. É igual a um casamento. Mas estamos abertos. Como eu sou o responsável, eu estou aberto para discutir, para ouvir. Como está o acesso a financiamento? Os bancos privados não olham a indústria naval com bons olhos, porque a indústria naval vive de ciclos e a gente teve alguns problemas. A maior dívida do Mauá é a garantia que ele prestou para o BNDES no financiamento dos navios da Transpetro. Então, banco privado não tem. O que sobra para a gente é o financiamento por meio do Fundo da Marinha Mercante. A obtenção da prioridade no Fundo da Marinha Mercante é trabalhosa, mas se você tem um bom projeto, se você tem boas justificativas, você consegue aprovar. O grande problema é você transformar essa aprovação num financiamento de fato. Nós temos quatro bancos só que podem fazer isso: o BNDES, Banco do Brasil, Caixa Econômica e Banco da Amazônia. Hoje, o Banco do Brasil não está aberto. A Caixa Econômica, talvez. O Banco da Amazônia, lá para cima, talvez. Mas quem sobra é o BNDES. Só que as garantias que o BNDES está colocando hoje são muito pesadas. O Mauá tem acessado o Fundo de Marinha Mercante? Não justifica para a gente. As nossas obras têm um fluxo positivo. Tudo que a gente tem investido no estaleiro é com recurso próprio. Hoje o que tem de obra? Nós temos uma carteira de reparo. Temos esse acordo, esse memorando com a Hanwha. Se ele entrar em eficácia, várias outras coisas vão acontecer. Nós temos os dois navios da Poseidon, que estão terminando a construção deles. Um é para o início do ano que vem, e o outro é para meados do ano que vem. Basicamente é essa a carteira que a gente tem. O que envolve o acordo com os coreanos? Ele envolve o arrendamento, o aluguel de um cais para eles atracarem um FPSO; ele envolve uma área para armazenarem os equipamentos deles; envolve um andar aqui do prédio para eles montarem a equipe técnica; e envolve a fabricação de estruturas e tubulações. Então seria basicamente de uso do espaço? O uso do espaço, com a possibilidade de fabricação por nós de coisas que eles precisam. Existe alguma perspectiva de contratação de mão de obra? A gente não trabalha com terceirizados, pouquíssimo. A gente deve ter 2%, 3% de terceirizados. Em 2024 a gente tinha 600 funcionários. Hoje, a gente tem na casa de 1,2 mil, 1,3 mil funcionários. E a contratação para o dia de hoje, para a carteira que eu tenho daqui até o início do ano que vem é suficiente. Se fechar o acordo com os coreanos, pode ser que precise. Aí já é uma outra história. n
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 15 Potenciais de desenvolvimento na Margem Equatorial Não se trata de replicar no Amapá o parque industrial do Rio de Janeiro, mas identificar quais elos da cadeia fazem sentido econômico no Norte. Além de atender à nova área exploratória brasileira, o estado está próximo às novas fronteiras petrolíferas da Guiana e do Suriname Em agosto de 2026, cerca de 13 anos após o leilão de 2013, a Petrobras anunciou ter encontrado indícios de hidrocarbonetos em bloco exploratório na Margem Equatorial. Esta notícia era precisamente o que se esperava após a licença ambiental obtida em 2025. Os passos subsequentes são perfurar mais poços, para confirmar se a descoberta é técnica e economicamente viável. O primeiro resultado reduz substancialmente o risco geológico, mas ainda são necessários mais poços para delimitar e avaliar a descoberta. Por outro lado, o risco de não transformar esta descoberta em avanços econômicos expressivos para o Brasil permanece. O Brasil tem histórico irregular na transformação de vantagens em recursos naturais em capacidades industriais competitivas e exportadoras. A licença obtida em 2025, cerca de 10 anos após o esperado, foi manchete na imprensa local. Um fato até então corriqueiro e trivial virou manchete em razão do prazo e do embate político que, para além de critérios técnicos, permearam o processo. O caso inspira dúvidas e, por conseguinte, postergações em decisões de investimentos. Foi uma vitória para o Brasil e para a indústria do petróleo, mas está longe de trazer estabilidade e tranquilidade ao setor. Temos as competências para superar os riscos técnicos. Mas os riscos regulatórios permanecem como ameaça importante. Há um impasse cuja resolução é imperativa ao Brasil. O Amapá se destaca como região para instalação de parque industrial regional. Primeiramente pela própria proximidade do bloco sendo explorado agora. Mas há outros fatores geográficos sugestivos de vantagens deste estado. O Amapá está na extremidade norte da Margem Equatorial brasileira e em posição geográfica próxima às novas fronteiras petrolíferas da Guiana e do Suriname, países que já estão mais avançados na exploração e produção de petróleo. Segundo dados do Mdic, o Brasil foi de quase zero em 2019, para um total de US$1,8 bilhão de exportações para a Guiana de 2020 até junho/2026. A expansão acelerada das atividades petrolíferas no país motivou este espantoso avanço nas nossas exportaNão se trata de replicar no Amapá o parque industrial do Rio de Janeiro. Trata-se de identificar quais elos da cadeia fazem sentido econômico no Norte Telmo Ghiorzi é presidente executivo da ABESPetro, doutor em políticas públicas e mestre em engenharia. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Telmo Ghiorzi
16 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 ções. Os dados são agregados, mas permitem inferir que equipamentos para o setor de petróleo respondem por parcela bastante expressiva deste crescimento. Além da Guiana, há potencial a ser explorado no Suriname e até na Guiana Francesa, se o parlamento reverter decisão de 2017 impedindo exploração de petróleo em território francês. Se incluirmos em nossa pauta exportadora para esta região outros equipamentos submarinos e módulos utilizados nos conveses das FPSO, segmento em que o Brasil também reúne grandes competências, podemos avançar de produtor de petróleo para a condição de exportador relevante de bens e serviços desta indústria. Um resultado em que o Brasil permanece com números muito aquém de seu potencial e de suas necessidades socioeconômicas. É claro que estados das Regiões Sul e Sudeste do Brasil, sobretudo Rio de Janeiro e São Paulo, mas também os demais, serão mais intensa e rapidamente afetados, pois seu parque industrial no setor de petróleo já é maduro. Mas o potencial e as vantagens iniciais do Amapá são suficientemente expressivos para justificar uma estratégia específica. Não se trata de replicar no Amapá o parque industrial do Rio de Janeiro. Trata-se de identificar quais elos da cadeia fazem sentido econômico no Norte - bases logísticas, manutenção, integração, montagem, apoio offshore, armazenagem, serviços técnicos e, progressivamente, atividades industriais de maior complexidade. Para materialização destas possibilidades, tão realistas quanto desejáveis, o Brasil precisa avançar em instrumentos de política industrial, para a indústria em geral, e para a de petróleo, em particular, e construir acordos comerciais com estes países. Eis um desafio quase intransponível. O entusiasmo com as descobertas pode atrapalhar os esforços na direção de mais adensamento industrial e de mais exportação de bens e serviços. É preciso resiliência e insistência para industrializar um país com nossa história de foco em extrativismo e bens primários. O fim da Margem Equatorial vai muito além de extrair petróleo. O fim é usar o petróleo como alavanca de industrialização. continuação do artigo Potenciais de desenvolvimento na Margem Equatorial Na Região Metropolitana de Macapá reside mais de meio milhão de habitantes. A cidade é a maior cidade do Norte depois de Manaus e Belém.
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 17 O que o momento da Noruega traz de relevante para o Brasil Entre os destaques observados em um país com produção declinante e aumento de custos, o Conteúdo Local se internalizou de tal forma que a obrigação regulatória do passado se transformou em um elemento permanente na cultura de empresas e profissionais Estive recentemente participando da ONS 2026, na Noruega, pude acompanhar conferências e visitar a exposição de mais de mil empresas. Um evento extremamente prestigiado, com os CEOs das principais oil companies que operam no Mar do Norte e nas novas fronteiras da África. Para minha grata surpresa, o antigo prefeito de Stavanger, Leif Sevland, que ocupou este mandato durante 16 anos, atualmente é o presidente da Fundação ONS, organizadora brilhante do evento de quatro dias. O evento, que acontece a cada dois anos em Stavanger, certamente já pode ser considerado o maior evento de petróleo da Europa, superando, em muito, o que também acontece em anos alternados em Aberdeen na Escócia. Nos eventos da indústria offshore mundial, possivelmente a ONS só será superada, em área e número de visitantes, pela nossa antiga Rio Oil Gas, atualmente chamada de ROG.e, que neste ano retornará ao Riocentro. A tradicional OTC em Houston perdeu muitos visitantes e expositores e tem pouca participação das majors do setor de O&G. A ONS 2026 recebeu cerca de 65 mil visitantes e a exposição foi organizada em imensos galpões alinhados, com cerca de 1 km de extensão, separados em diversos halls temáticos e com diversas arenas de debates e palestras. A participação de executivos de oil companies foi relevante e, também seguindo a tendência de outros eventos, de muitas empresas chinesas. Brasileiros participaram em mesas redondas e palestras, tanto na conferência quanto em eventos paralelos, como o Brasil Energy Meeting in Norway, promovido pela Norwep, em conjunto com a Brazilian Norwegian Chamber of Commerce (BNCC), ZoomOut e a Brasca. Destaque para a participação da diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, em uma concorrida mesa onde debateu o futuro da energia fóssil com os CEOs da Total, Shell e da Equinor. Aliás, o trabalho da Norwep, organização com representação em diversos países, funcionando como uma Apex para a indústria de óleo, gás e energia, foi muito ativo. Em eventos no exterior, costumo entender as tendências, como opera a produção local e comparar com situações no passado. Desde a década de 1990, tenho visitado a Noruega, em especial Stavanger, onde assinamos em 2000, pelo Governo do Estado do RJ e o Condado de Rogaland, um acordo entre Estados Irmãos. O Condado de Rogaland, onde se situa Stavanger, é a principal base petrolífera do país. Ao contrário do que acontece no lado do Reino Unido, é notável a efervescência do lado norueguês do Mar do Norte, sob a forte liderança e protagonismo da Equinor. Ainda assim, o Mar do Norte está em franco declínio, a ponto de descobertas de 400 milhões de boe sejam consideradas bastante relevantes para uma região que viveu grande prosperidade e em contraste com as gigantescas descobertas do pré-sal brasileiro. O evento e os debates, sob o provocante tema “Courage”, se concentraram nos desafios do declínio da produção e na Transição Energética. As 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
18 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 fontes renováveis não são vistas como solução de “substituição energética” no curto prazo, mas como fontes que se somam ao que já existe. Outros dois temas também muito debatidos envolveram segurança energética e os impactos geopolíticos. A concorrida palestra do presidente da Agência Internacional de Energia (IEA), o economista turco Fatih Birol, focou bastante esse contexto, à semelhança do que temos adotado no Brasil, onde a adição energética já é considerada palavra de ordem para um caminho em que o petróleo e o gás natural ainda terão bastante futuro. Observei que o conceito de Conteúdo Local, que aflorou na Noruega no final da década de 1960, se internalizou de tal forma que a obrigação regulatória do passado se transformou em um elemento permanente na cultura de empresas e profissionais. O conceito é tão forte que os sindicatos de trabalhadores muitas vezes inviabilizam a contratação de trabalhadores de fora se não falam o Norueguês, língua oficial em todas as plataformas e não o Inglês. Os noruegueses, conceitualmente, não consideram a hipótese de fazer, fora do seu país, algo que tecnicamente possa lá ser feito. A presença histórica e indutora do governo norueguês nessa questão também é muito forte. Ao contrário do que acontece no Mar do Norte inglês, o governo norueguês continua apoiando as atividades exploratórias, chegando a subsidiar 78 % dos custos dos poços sem sucesso. Isso traz intensidade à atividade exploratória. É o caso de uma certa empresa com previsão de perfurar 25 novos poços exploratórios por ano, totalizando 250 nos próximos 10 anos, para garantir à Noruega a posição de maior produtor da região e principal exportador de gás para o Reino Unido e países da Comunidade Econômica Europeia, em especial a Alemanha. No Mar do Norte norueguês a produção continua declinante, associada ao aumento de custos que chegam, às vezes, a 90%, na área de subsea. Por isso, cortar custos é uma obsessão. É o caso da adoção de especificações próprias mais alinhadas às do mercado – que chamam de Standartization -, do aumento de tiebacks para interligação de poços e recuperação de campos maduros e de novas técnicas que reduzam os custos de descomissionamento. Como pauta permanente, a Indústria de óleo e gás norueguesa sempre valoriza a redução de custos, a otimização de processos e a extensão de vida produtiva dos campos. Uma das grandes empresas estabeleceu como meta reduzir à metade o número de reuniões com o objetivo de imprimir mais foco e agilidade ao corpo técnico. O Brasil continua atraindo respeito e interesse da indústria do petróleo internacional. A apresentação que fizemos, como Petrobras, sobre o Projeto Búzios 12 lotou o auditório, inclusive com os principais executivos das empresas de engenharia participantes das últimas licitações da empresa. A contratação de novas plataformas pelo modelo BOT, com a execução do chamado “Early Engagement” para otimização dos projetos, buscando a redução de peso dos topsides e menores custos, foi bastante elogiada pelas empresas que lá compareceram. Além da Petrobras, a comitiva brasileira incluiu representantes da ANP, PPSA, MME, IBP, SPE Macaé, SindaRio e Soamar, da indústria, profissionais e prefeituras fluminenses. Aliás, foi notável constatar o número de brasileiros atuando em posições relevantes em empresas norueguesas. A informação circulante de que está em fase de finalização um potencial acordo de livre comércio entre Brasil e Noruega não tira o ânimo da formação de parcerias visando o cumprimento das exigências de conteúdo local, previstos nos contratos brasileiros. Decididamente, a ONS merece entrar no calendário de quem atua na indústria de O&G. A experiência norueguesa deve ser acompanhada, em especial nas estratégias adotadas para o enfrentamento ao declínio da produção da sua costa. continuação do artigo O que o momento da Noruega traz de relevante para o Brasil A possibilidade de um potencial acordo de livre comércio entre Brasil e Noruega não tira o ânimo da formação de parcerias
20 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 As Lideranças Empresariais Márcio Félix, Abpip Propostas para os candidatos das eleições majoritárias 2026
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 21 Presidente da associação, Márcio Félix, propõe unificar em lei os incentivos a campos maduros e áreas marginais, defende avanço da atividade em reservatórios não convencionais e pede regras proporcionais para áreas de baixa produção | POR ROSELY MAXIMO | Abpip quer dobrar recuperação de óleo em campos maduros A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip) defende a criação de uma política pública permanente, consolidada em lei, para viabilizar a revitalização de campos maduros e áreas de economicidade marginal no Brasil. Para o presidente da entidade, Márcio Félix, estimular o aumento do fator de recuperação dos reservatórios, dos atuais 20% para 40%, embora desafiador, poderia representar a extração de um volume equivalente a tudo o que já foi produzido sem a necessidade de novas descobertas. Em entrevista ao programa As Lideranças Empresariais, da Brasil Energia, Félix afirmou que a proposta busca unificar os incentivos hoje dispersos para campos maduros e acumulações marginais. Segundo ele, o PL 3652/2026, em tramitação no Senado, cria essa política e ainda inclui o conceito de microcampo. O executivo também abordou a exploração de recursos não convencionais, atividade que, se autorizada, pode repetir nas bacias terrestres brasileiras o movimento que devolveu aos Estados Unidos a liderança mundial na produção de petróleo, com as bacias do Parnaíba e do Recôncavo entre as candidatas a projetos-piloto. A entrevista tratou ainda da regulação do pré-sal, da nova lei do gás, do licenciamento ambiental, do descomissionamento e da reforma tributária. Félix defendeu a revisão do polígono do pré- -sal para permitir que áreas sem viabilidade no regime de partilha migrem para concessão, criticou o imposto seletivo sobre a produção de petróleo e pediu equilíbrio na regulamentação do acesso à infraestrutura de gás. Para Félix, revitalizar a atividade em campos maduros ganhou urgência diante do risco de queda da produção brasileira a partir de meados da próxima década. “A hora de reagir é agora”, resume o executivo, ao defender que petróleo e gás sejam tratados como parte da solução
22 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 As Lideranças Empresariais Márcio Félix, Abpip energética brasileira, e não apenas como um problema na transição energética. Veja os principais destaques da entrevista: Política permanente para campos maduros A Abpip propõe consolidar em lei um programa nacional de revitalização de campos maduros e áreas de economicidade marginal, unificando incentivos hoje dispersos em diferentes normas. Segundo Márcio Félix, exigências regulatórias e royalties hoje são os mesmos para um poço do pré-sal e para um poço de cinco barris por dia em terra, o que reduz a competitividade dos pequenos produtores. Recursos não convencionais podem mudar o onshore A associação defende que o Brasil permita a avaliação e eventual exploração de recursos não convencionais conforme a legislação e o licenciamento ambiental, sem uma proibição prévia. Félix vê potencial especialmente nas bacias do Parnaíba e do Recôncavo e sugere a realização de projetos-piloto para avaliar as condições brasileiras. Revisão do polígono do pré-sal A Abpip defende rever a legislação do pré-sal para que acumulações sem viabilidade econômica no regime de partilha possam ser desenvolvidas sob o regime de concessão, mantendo a partilha apenas para áreas consideradas estratégicas pelo CNPE. Tie-back deve ter tratamento regulatório específico A associação propõe incluir explicitamente o tie-back — conexão de poços a plataformas já existentes, como fez a Prio no campo de Wahoo — entre os critérios de redução de royalty para produção incremental, hoje restritos a casos de renovação de concessão. Descomissionamento deve privilegiar a extensão da vida útil Para os produtores independentes, a agenda de descomissionamento tem características diferentes das grandes operações offshore. A Abpip defende que parte das instalações possa continuar sendo utilizada quando houver potencial econômico para isso e aponta o alto custo das garantias financeiras como uma barreira para empresas menores. A entidade trabalha com a ANP para simplificar procedimentos e tornar essas garantias mais sustentáveis financeiramente. Nova lei do gás exige equilíbrio no acesso à infraestrutura A regulamentação do acesso não discriminatório a instalações de processamento de gás precisa, segundo Félix, equilibrar os interesses de quem detém infraestrutura e de quem busca acesso a ela, sem gerar insegurança para investimentos já feitos. Assista a entrevista na íntegra aqui:
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 23 Multiplicadores tarifários e o futuro da competição no gás A escolha dos multiplicadores da tarifa de curto prazo não é apenas uma questão de cálculo. Seus efeitos sobre o acesso à infraestrutura, a entrada de novos agentes e a liquidez do mercado exigem transparência e uma avaliação regulatória mais ampla A definição dos multiplicadores da tarifa de curto prazo pode parecer, à primeira vista, uma questão essencialmente tarifária, como calcular quanto vale a flexibilidade oferecida aos usuários e traduzir esse valor em parâmetros aplicáveis aos diferentes produtos de capacidade. Mas a escolha desses números terá consequências muito maiores. Os multiplicadores podem influenciar o custo de acesso à infraestrutura, a contratação de capacidade, a entrada de novos agentes e a própria liquidez do mercado. Em um setor que ainda atravessa um processo de abertura e diversificação, a estrutura tarifária pode funcionar tanto como indutora quanto como barreira à competição. Por isso, a discussão não deveria se limitar a definir se determinado multiplicador é alto ou baixo. A questão central é saber que sinais econômicos a tarifa de transporte deve produzir para o mercado brasileiro de gás. A formulação de uma proposta para a metodologia de cálculo dos multiplicadores está prevista no art. 36 da Resolução ANP nº 991/2026. A proposta deverá ser apresentada conjuntamente pela ATGas (Associação das Transportadoras) e pelo Conselho de Usuários (CDU) e remetida à ANP, conforme comunicado pela Agência Infra em 4 de setembro de 2026. A partir daí, o desafio será transformar uma lógica econômica relativamente simples em uma metodologia capaz de refletir os custos efetivos da prestação do serviço sem criar sinais que dificultem a abertura e a competição. É por isso que metodologia clara e dados acessíveis são tão importantes. Não basta saber qual multiplicador foi escolhido. É preciso compreender como ele foi calculado, quais dados sustentam o resultado e quais efeitos econômicos se espera produzir. A lógica econômica é relativamente simples: quanto menor o período de contratação e maior a flexibilidade oferecida ao usuário, maior tende a ser o custo relativo desse serviço; trimestral < mensal < diário < intradiário. O problema começa quando essa lógica precisa ser transformada em números. Um multiplicador não existe no vácuo. Ele está associado ao comportamento dos usuários, à utilização da rede, à disponibilidade de capacidade e às características físicas e comerciais da infraestrutura. Por isso, não basta estabelecer multiplicadores porque parecem razoáveis ou porque são utilizados em outros mercados. É necessário demonstrar como foram calculados, quais dados foram considerados e quais premissas justificam os resultados. A pergunta relevante não é apenas quanto custa a flexibilidade, mas também quanto desse custo deve ser atribuído ao usuário de curto prazo e quais efeitos essa escolha produzirá sobre os demais usuários e sobre o mercado como um todo. Bruno Armbrust é pesquisador associado da FGV Ceri e é sócio fundador da ARM Consultoria. Escreve mensalmente na Brasil Energia Bruno Armbrust
24 Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 continuação do artigo Multiplicadores tarifários e o futuro da competição no gás A lógica é importante porque procura transformar o comportamento físico e comercial dos usuários em um componente da estrutura tarifária. Em uma representação simplificada, essa cadeia pode ser descrita como: dados de utilização —> perfil de capacidade —> pico e média —> cálculo por produto—> média histórica —> ajustes metodológicos —> multiplicador final. Outro elemento relevante é a eventual utilização de dados históricos. Na Espanha, por exemplo, o regulador local, a CNMC considera na metodologia de definição dos multiplicadores, os quatro anos anteriores. A utilização de uma série histórica procura reduzir o peso de eventos excepcionais que poderiam distorcer o resultado de um único exercício. Mais importante do que simplesmente importar uma metodologia, entretanto, é compreender o princípio por trás dela: o multiplicador precisa estar apoiado em dados que permitam relacionar a cobrança pela flexibilidade às características efetivas da utilização da infraestrutura. A experiência europeia também reforça a necessidade de avaliar os efeitos econômicos da estrutura tarifária. A norma estabelece, entre outros aspectos, que sejam considerados os impactos sobre as receitas dos serviços de transporte e sua recuperação, além da necessidade de evitar subsídios cruzados e situações de seleção adversa entre comercializadores que contratam produtos de capacidade de longo e de curto prazo. O problema, no entanto, não é simplesmente escolher tecnicamente entre multiplicadores altos ou baixos. Multiplicadores mais baixos reduzem o custo de acesso à rede e podem facilitar a entrada de novos participantes. Em um mercado em processo de abertura, esse efeito pode ser positivo, sobretudo quando ainda existem barreiras à entrada e baixa liquidez. Mas isso não significa que quanto menor o multiplicador, melhor. Um multiplicador excessivamente baixo pode produzir uma sub-remuneração da infraestrutura, subsídios cruzados, sinais locacionais inadequados e estímulos artificiais à utilização de determinados trechos da rede. No extremo oposto, multiplicadores elevados podem tornar os produtos de curto prazo excessivamente caros, reduzindo sua atratividade e dificultando o acesso de agentes que não possuem condições de assumir compromissos de longo prazo. O resultado pode ser particularmente problemático em um mercado como o nosso, onde se busca ampliar a participação de novos agentes. O desafio regulatório está, portanto, em encontrar um ponto de equilíbrio: remunerar adequadamente a flexibilidade sem transformar seu preço em uma barreira à competição. Essa discussão abre espaço para uma questão mais ampla: a tarifa de transporte deve apenas recuperar custos ou também produzir sinais econômicos capazes de orientar o comportamento dos usuários? Uma abordagem possível seria combinar multiplicadores menores em pontos estratégicos, onde o estímulo à liquidez e à competição seja desejável, com multiplicadores maiores em locais nos quais existam custos efetivamente superiores, congestionamentos ou restrições de capacidade. Essa diferenciação poderia fazer com que a tarifa cumprisMultiplicadores mais baixos reduzem o custo de acesso à rede e podem facilitar a entrada de novos participantes. Mas isso não significa que quanto menor o multiplicador, melhor
Brasil Energia, nº 507, 21 de setembro de 2026 25 se uma função adicional à recuperação de custos: sinalizar aos usuários o valor econômico da capacidade e da flexibilidade disponíveis na rede. É importante, porém, que qualquer diferenciação desse tipo seja sustentada por critérios objetivos e dados verificáveis. Caso contrário, o instrumento tarifário corre o risco de deixar de ser um mecanismo econômico transparente para se transformar em uma escolha discricionária. Uma vez incorporados à estrutura tarifária, os multiplicadores influenciarão o comportamento dos usuários, a contratação de capacidade, a utilização da malha e a própria dinâmica de desenvolvimento do mercado. Se forem muito elevados, podem reduzir a atratividade dos produtos de curto prazo e dificultar a entrada de agentes que dependem de maior flexibilidade. Se forem muito baixos, podem gerar distorções na recuperação dos custos, criar subsídios cruzados e produzir sinais inadequados para a utilização da infraestrutura. Se o objetivo da abertura é ampliar a competição, atrair novos agentes e aumentar a utilização eficiente da infraestrutura, os sinais tarifários precisam estar alinhados com esses objetivos. Uma tarifa que dificulte a entrada de novos agentes pode ser tecnicamente consistente e, ainda assim, produzir um resultado regulatório incompatível com os objetivos de abertura do mercado. A definição dos multiplicadores deve, portanto, ser acompanhada de uma discussão transparente sobre metodologia, dados e premissas. Não se trata apenas de permitir que os agentes conheçam o resultado. É preciso permitir que eles possam reproduzir, testar e questionar a lógica que levou ao resultado. Isso é especialmente importante porque os impactos da decisão não serão distribuídos de maneira uniforme. Um determinado nível de multiplicador pode beneficiar alguns usuários, prejudicar outros e alterar os incentivos para contratação e utilização da rede. Por essa razão, a discussão deveria envolver não apenas transportadores e usuários diretamente interessados nos produtos de capacidade, mas também considerar os efeitos sobre a dinâmica concorrencial do mercado. A definição dos multiplicadores é, em última análise, uma escolha regulatória. Ela terá efeitos sobre preços, acesso à infraestrutura, competição, investimentos e recuperação dos custos da rede. Por isso, o debate não deveria ser apenas sobre quanto vale a flexibilidade, mas também sobre quanto o Brasil está disposto a cobrar por ela sem comprometer a construção de um mercado mais aberto e competitivo. O preço da flexibilidade, portanto, não é apenas uma questão tarifária. Pode ser também uma escolha sobre o futuro da competição no mercado brasileiro de gás. A infraestrutura de transporte é essencial para o processo de abertura do mercado de gás. O desafio regulatório, portanto, consiste em encontrar uma regulação em que, tanto no caso dos multiplicadores, como na remuneração das tarifas, seja suficiente para garantir a sustentabilidade da infraestrutura sem transferir ao consumidor custos que não encontram justificativa econômica. A definição dos multiplicadores é, em última análise, uma escolha regulatória, que gera efeitos sobre preços, acesso à infraestrutura, competição, investimentos e recuperação dos custos da rede.
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