A vocação do gás no Nordeste Ano 45 - No 508 - brasilenergia.com Independentes e distribuidoras em parcerias Produção deverá dobrar de tamanho até 2035 Interior: pequenos mercados que valem a pena Projeto SEAP: na incerteza com o Gas Release
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Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 3 edição 508 sumário CAPA | GÁS NO NORDESTE 22 Nordeste prepara o terreno para uma nova era do gás 26 Produção de gás no Nordeste deve quase dobrar até 2035 33 Interiorização redefine negócio de distribuidoras no Nordeste 38 Do sal nasce oportunidade no RN 40 Gás Sudoeste enfrenta atrasos. A Bahiagás aposta em soluções ÓLEO E GÁS 46 SEAP: Incerteza que pode custar R$ 60 bilhões SÉRIE AMAZÔNIA & ENERGIA 56 Projetos nucleares cabem na vastidão da Amazônia? COBERTURA ROG.E 2026 62 Edição recorde tem projeção de R$ 100 mi em contratos ETANOL 84 Milho domina expansão prevista para novas usinas BIOMETANO 88 Pouca folga para meta indicativa de 2028 TERMELÉTRICAS 90 Usinas WTE entram em nova fase de expansão e modernização no mundo
4 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro 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 60 BENTO ALBUQUERQUE A “conta de luz” da inteligência artificial 86 BRUNA MORAES Na Suécia, o destino do biometano vai além da energia 95 BRUNO ARMBRUST No mercado de gás, todos os caminhos conduzem à ANP 18 JERSON KELMAN Prorrogar ou relicitar as concessões de usinas hidrelétricas? 97 JOSÉ ALMEIDA O status da retomada da atividade petrolífera na Venezuela 43 MARCIO FELIX Produtores independentes transformam o mercado de GN do Nordeste 82 OSMANI PONTES Retomada da atratividade dos investimentos em O&G 09 PAULO PEDROSA Nove preocupações e uma boa notícia no setor de energia 53 RUBEM SOUZA O desafio de criar valor com os minerais críticos na Amazônia 11 TULIO CHIPOLETTI Pequenas e médias empresas estão preparadas para o Mercado Livre? 50 WAGNER VICTER Consulta Pública do PDE 2036: um chamado à colaboração 20 ZILMAR SOUZA Bioenergia como resposta à instabilidade global GERAÇÃO HÍDRICA 14 PDE 2036 já conta com 12 GW de hidrelétricas e reversíveis
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 5 As barreiras da eletrificação na frota brasileira Por Celso Knoedt Em setembro, a ABVE anunciou e vários sites reproduziram a notícia de que o Brasil já contava com mais de 1 milhão de veículos leves eletrificados (VE), sendo que os últimos 500 mil foram vendidos em apenas 14 meses. Outra façanha dos eletrificados que também ganhou manchetes foi o trunfo do mini Dolphin ter alcançado o terceiro lugar entre os 10 veículos leves mais vendidos no país. Foi a primeira vez que um veículo elétrico figurou nesta lista dos 10 mais. Os marcos são consideráveis e suscitam logo na nossa imaginação que, mais cedo ou mais tarde, a mobilidade elétrica irá substituir a dos veículos movidos a motores a combustão que queimam derivados de petróleo, GNV, biodiesel ou etanol. Não é muito difícil de entender que a velocidade da eletrificação da frota de 5,6 milhões de noruegueses é bem diferente da velocidade da substituição da frota dos 215 milhões de brasileiros. O Brasil é 38 vezes maior em população e 22 vezes em área do que a Noruega, que por sua vez ostenta um pib per capita 9 vezes maior que o do Brasil (FMI). Este artigo procura levantar condicionantes que possibilitem melhor avaliação sobre o quanto os elétricos podem avançar e tomar mercado dos veículos a combustão no Brasil, tanto os com motorização flex quanto os movidos a diesel, gasolina, GNV, etanol ou biodiesel. A dimensão do desafio Comecemos mapeando o tamanho do desafio. A marca de 1 milhão de veículos leves eletrificados ainda representa apenas 1,5% do total de 66 milhões de automóveis que rodam nos mais de 5.500 municípios brasileiros. Os dados são do Renavam, o banco de dados que registra a vida de todos os veículos no país, controlado pelo Senatran, órgão do Ministério dos Transportes. Relativizando ainda mais, constatamos que os 66 milhões de leves representam pouco mais da metade da frota total do país, de 129 milhões de veículos de todo tipo, após a exclusão dos reboques e semirreboques que, não sendo autopropulsionáveis, fogem a nosso objetivo aqui. ideias
6 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 Na lista do Renavam o segundo grupo maior é de motocicletas, motonetas e ciclomotores (39,5 milhões), que isoladamente já seria um enorme desafio a ser eletrificado. Depois vem o grupo das caminhonetes, caminhonetas e utilitários (19 milhões), também um grupamento numeroso, e o grupo de caminhões e caminhão- -trator (4 milhões), que tem optado por GNV, biodiesel, biogás e GNL, a depender da logística que cada um desses combustíveis oferece. Por sua vez, a Fenabrave, entidade que acompanha o ritmo da comercialização através dos emplacamentos de novos e usados, informa que 2026 poderá ser o ano de recorde de vendas de todos os tempos. A previsão é de que o país encerre o ano com 5,3 milhões de unidades comercializadas, crescimento de 8,3% sobre 2025. Desse grande total, os elétricos serão menos de 10%. Novos e usados: dois mercados Como toda novidade, o crescimento das vendas dos elétricos anda a frente dos tradicionais veículos a combustão. Não só pela motorização mas também pelas novidades tecnológicas que os VE trazem e os outros não. Mas a primeira questão que aflora é se essa tendência seguirá crescente, na medida em que aumentem os postos de recarga, a eficiência e caiam os preços das baterias, e por quanto tempo. Afinal, entre o primeiro milhão e a frota existente de 66 milhões vai uma grande distância. Diversos fatores surgem na análise da tendência e o primeiro deles é a relação entre a comercialização de novos e usados, considerando que os elétricos novos de hoje precisarão disputar o mercado de usados amanhã. Nos dois mercados, o público, sua capacidade de compra e até seus valores são bem diferentes. E quanto ao tamanho, a diferença também é acentuada. Enquanto a Fenabrave contabilizou 4,2 milhões de unidades de novos emplacados entre janeiro e setembro deste ano, a Fenauto – Federação Nacional das Associações dos Revendedores de Veículos Automotores registrava no mesmo período 14,2 milhões de unidades vendidas de usados, ou seja, um mercado 3,5 vezes maior. VE no mercado de usados Dito isso, a penetração dos VE no mercado de usados dependerá em muito de dois fatores: a rede de carregadores e a evolução das baterias. No primeiro caso, a rede está crescendo bem rápido tanto no aumento de eletropostos de atendimento ao público quanto na miniaturização dos carregadores individuais que abastecem o VE numa simples tomada de 220V em casa. Levantamento feito pela ABVE e divulgado no final de setembro informa que o Brasil contava com 29.866 pontos públicos e semipúblicos de recarga, crescimento de 77% em um ano. Já o capítulo das baterias precisa evoluir em duas direções. A primeira diz respeito a eficiência: rapidez na recarga e capacidade de acumulação, compatíveis com o abastecimento dos veículos a combustão. Essa evolução está caminhando também a passos largos. Ainda segundo ideias (continuação) FROTA CIRCULANTE POR CIDADE Cidade UF Frota São Paulo SP 10.165.045 Rio de Janeiro RJ 3.403.768 Belo Horizonte MG 2.926.861 Brasília DF 2.314.160 Curitiba PR 2.178.069 Goiânia GO 1.451.108 Fortaleza CE 1.368.036 Salvador BA 1.155.662 Manaus AM 1.054.990 Campinas SP 1.037.057 Fonte: Renavam 27.054.756 Fonte: ABVEData VENDAS DE VE POR MUNICÍPIO
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 7 a ABVE, a recarga rápida já está presente em 38% da rede. Davi Bertoncello, diretor de Comunicação da associação, afirma que “quase 2 mil municípios brasileiros já têm onde carregar um carro elétrico, e mais de mil deles já têm carga rápida”. Mas existe outro gargalo mais difícil de superar, que diz respeito à vida útil das baterias. No mercado de usados, um carro simples, com um mínimo de acessórios, muitas vezes tem maior demanda do que um carro completo, onde cada acessório pode se tornar um problema caro para o comprador de menor renda. O que fazer com a bateria quando acaba? Soluções de reciclagem já estão aparecendo, mas esse não é o ponto. A solução ambiental para o descarte das baterias não é considerada por quem compra um usado. Mas a reposição por uma nova, por menor que seja o preço das baterias, esse é um ítem desconsiderado em um mercado de baixo valor. Para o comprador de alto poder aquisitivo, a dor da desvalorização será sentida não agora, mas na hora de se desfazer de um VE com mais de 6 anos que ele comprou de primeira ou segunda mão. É de se supor, portanto, que salvo outras variáveis os VE teriam potencial de penetração parcial em 23% do mercado total, ou 4,2 dos 18,4 milhões de vendas de novos e usados. A Renovação da Frota Outro fator que poderá abrir espaço aos VE no mercado de usados é a velocidade da renovação da frota. Um estudo da entidade sem fins lucrativos ONSV - Observatório Nacional de Segurança Viária, realizado em 2023, revelou que a renovação da frota em geral pode não acontecer apenas em decorrência de maior ou menor poder aquisitivo do consumidor e que o sinal de preço não é tudo. Partindo dos dados do Renavam disponíveis à época e de outras bases de dados, o estudo detectou que a idade média da frota brasileira oscila entre 11 e 15 anos, a depender dos critérios de análise. No estudo, a Região Norte apareceu com a frota mais nova do país, com média de 12,62 anos, um paradoxo ante o fato do Norte ser a região brasileira com menor pib per capita. Na sequência aparecem o Nordeste (14,48 anos), Centro-Oeste (16,16 anos), Sudeste (18,37 anos) e o Sul, que detém a frota mais antiga, com média de 19,7 anos. Que fatores seriam então determinantes para gerar discrepância tão grande, superior a 50% e com sinais invertidos entre regiões mais ricas e mais pobres? Entender esses fatores é crucial para esta análise. Os autores do estudo - Louise Fuhrmann e Jorge Tiago Bastos – avaliam que “um dos motivos para a idade média da frota ser baixa nos estados do Norte e Nordeste pode estar relacionado ao processo mais recente de aumento do índice de motorização experimentado nestas regiões”, onde a população entrou no mercado automotivo mais tarde do que em outras regiões. Ou seja, no entender dos autores, esta discrepância tenderia a diminuir ou desaparecer no médio e longo prazos com o desenvolvimento socioeconômico desses mercados. Mas para que isso aconteça, é de se esperar que a renda média do brasileiro no Norte-Nordeste alcance o nível de renda do brasileiro do Sul-Sudeste. Para o Centro Oeste a análise é outra. Fonte: ABVEData
8 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 ideias (continuação) Mercados urbanos x rurais E o que dizer de fatores como as reais diferenças entre as demandas da mobilidade urbana e a mobilidade em um país de 8,5 milhões de km2? E a diferença entre os mercados S-SE é explicada apenas pelo diferencial de renda ou um fator cultural anti-automóvel, mais presente nas cidades e especialmente nas novas gerações, pode influenciar resultados? A urbanização também gera outros fatores que influenciam a maior penetração dos VE, como ilustra por exemplo o ABVEData, publicado pela associação dos veículos elétricos. Na cidade de São Paulo, com 11,5 milhões de habitantes, circulam 115 mil eletrificados, enquanto no município paulista de Zacarias um solitário VE circula entre seus 2.300 habitantes. Assim, na capital, com PIB per capita de R$ 93 mil (IBGE), 1% da população da cidade mais rica do país tem VE. Na distante cidade do oeste paulista, com um PIB per capita não tão menor assim, de R$ 66 mil (IBGE), apenas 0,04% da população precisou trocar seu veículo tradicional por um elétrico. Cidades com oferta de transporte coletivo tendem a ter um contingente populacional sem carro, maior do que o interiorzão, onde o transporte coletivo é precário e as distâncias mais longas. Neste vasto interior brasileiro, imperam ainda fuscas, brasílias, palios, vectras e unos, muitos deles adquiridos ao custo de R$ 10 mil e equipados com um cilindro de GNV, que também tem um opex baixo comparado à gasolina e ao etanol. Ainda assim, os mercados urbanos são muito mais ativos que os mercados rurais para vendas de novos. As frotas de apenas 10 dos 5.500 municípios brasileiros respondem por 20% da frota circulante brasileira. Assim, os elétricos que são vistos com maior frequência nas grandes cidades parecem exóticos no ambiente rural. A Europa é exemplo? Outro fator que pode pesar na balança são os valores culturais nos estados do Sul, de forte ascendência europeia. Na Europa, a renovação da frota de idade média de 12,3 anos é semelhante à do Brasil, mas deveria ser mais frequente a se considerar a diferença socioeconômica de europeus e brasileiros, os recentes incentivos aos VE por razões climáticas e à legislação mais restritiva a veículos mais antigos e mais poluentes. E mesmo assim não é. Na rica Alemanha, por exemplo, ainda segundo os dados da Acea – Associação Europeia de Fabricantes de Automóveis, a idade média da frota é de 10 anos, mas esse número aumenta progressivamente na Holanda (11,7), Itália (12,5), Espanha (13,9), Polônia e Romênia (14,9) e Grécia (17,3). No Japão, a idade média da frota de leves em 2024 era de 13,3 anos, de caminhões era de 16 anos e de ônibus 19,2 anos, conforme a Associação Japonesa de Fabricantes de Automóveis. Dito isso, de volta ao Brasil e usando o estudo da ONSV citado anteriormente, outra pergunta surge ao se comparar a idade média da frota na Região Sul (19,7 anos) e da Região Norte (12,6 anos). Será que gaúchos, catarinenses e paranaenses dão para o carro novo o mesmo valor que paraenses, matogrossenses e acreanos, a ponto de investir em mobilidade tanto quanto seus conterrâneos? Fica a dúvida. VEÍCULOS AUTOMOTIVOS - PRODUÇÃO - 2026 Q1 Fonte: Oica - Organisation Internationale des Constructeurs Automobiles
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 9 Paulo Pedrosa Paulo Pedrosa é engenheiro mecânico (UnB), com MBA da Fia-USP e cursos de especialização pela Fundação Dom Cabral. Atualmente preside a Abrace Energia e participa dos Conselhos do ONS, CCEE, EPE, Equatorial Energia e dos Conselhos de Infraestrutura da CNI e Fiesp. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses. Nove preocupações e uma boa notícia no setor de energia O início do novo governo é uma janela real. Não porque haja solução mágica na gaveta, mas porque pela primeira vez existe base compartilhada para agir e as conversas com as campanhas indicam que o tema não chegará como novidade Em julho escrevi nestas páginas que o Brasil tem muita energia para perder tantas oportunidades. Aquele artigo nasceu de um episódio — mais uma leva de jabutis aprovada às pressas — e tratou do sintoma. Quero agora aprofundar os pontos que levantei lá, organizando o que os estudos da Abrace Energia vêm apontando sobre o rumo do setor elétrico. E o momento eleitoral pede isso: em breve estará em construção um novo ciclo, sendo um presidente novo ou se o atual presidente for reeleito. E a agenda que ele herdar definirá se o Brasil aproveita ou desperdiça o que tem de melhor, seu potencial de produzir energia limpa e barata. Deixo a boa notícia para o fim. Antes dela, nove razões de preocupação: 1. A CDE não foi contida — foi contida pela metade. O teto aprovado foi um avanço real, mas alcança apenas parte da conta: a outra metade segue crescendo. E a base de pagadores está encolhendo. Quando o numerador cresce e o denominador diminui, o resultado é aritmético; em reais por MWh, para quem paga, a CDE continuará explodindo. 2. O leilão de reserva de capacidade é a próxima CDE — só que maior. Esse encargo caminha para superar a própria CDE. A cobrança vem sendo feita de maneira equivocada e contrata-se solução de quem não resolve o problema. Explosão de custo e mais distorção. Estamos criando, com nome novo, o passivo que levamos duas décadas para admitir que existia. 3. A transmissão vai custar muito mais. A rede fica cada vez mais complexa, as fontes estão distantes da carga e seu planejamento é extremamente conservador. Teremos mais rede, porém mais ociosa. O custo por unidade de energia entregue sobe. 4. A distribuição também. Modernizar as redes e prepará-las para a resiliência climática é necessário. Mas amplia a base de investimentos remunerada das distribuidoras, que chega ao consumidor como custo de energia. 5. Seguem as imposições de energia cara. O exemplo mais eloquente é a eventual retomada de Angra 3, com energia que pode passar de R$ 800 por MWh, rateada entre todos. Não é escolha do mercado nem do consumidor, é imposição cujo custo é socializado e cuja conta chega em um lugar só. 6. O próprio custo da energia sobe. Poderia ser muito barata, mas não está sendo. Além do custo de capital de um país de juro alto, os geradores passaram a precificar a modulação, a diferença entre submercados e o corte de geração. Riscos legítimos, mas, em boa medida, produto das nossas próprias regras, que voltam ao consumidor no preço de longo prazo. 7. O setor está desorganizado. O mercado está quebrado em pedaços que quase não conversam: geração distribuída, mercado regulado, energia incentivada, autoprodução, autoprodução incentivada e mercado livre. Cada um paga uma parcela diferente dos custos do sistema. Toda diferença artificial de custo entre compartimentos é convite à arbitragem e o resultado é ineficiência crescente e menos liquidez. A geração distribuída é o caso mais eloquente e por isso volto a ela. Sua expansão deixou de guardar relação com qualquer política pública e passou a ser puxada pelo subsídio implícito. Ao lado dela cresce a GD gato, a instalação que se veste da moldura regulatória para capturar o benefício sem entregar o
10 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 continuação do artigo Nove preocupações e uma boa notícia no setor de energia que a regra pretendia. É preciso conter as duas: a explosão da GD subsidiada e a fraude que prospera à sua sombra. Os cortes de geração são a face mais cara dessa fragmentação. Já argumentei aqui que o curtailment é sintoma e não causa. O que ficou mais claro desde então é a sua dimensão distributiva. O país despreza energia limpa já contratada e já paga. O prejuízo recai sobre quem investiu, inclusive a indústria que foi para a autoprodução renovável para cumprir metas climáticas. E o risco retorna precificado no contrato de quem compra. Cortar não tem efeito neutro, é transferência de valor entre compartimentos que ninguém decidiu e ninguém controla. 8. Há indícios de exercício de poder de mercado. O tema precisa sair do sussurro das conversas do setor para a análise. Fala-se em contenção da oferta e em atuação sobre a regulação para elevar o custo da energia, como a consideração exagerada de fatores de risco na operação. Não se trata de acusar ninguém e sim de reconhecer que mercado opaco e segmentado é terreno fértil para isso. Faltam instrumentos de monitoramento à altura. 9. A desorganização produz comportamentos oportunistas. Muitos deles legítimos. Quando o sistema cobra de forma assimétrica, cada agente busca a rota de menor custo. Mas a fuga individual não faz o custo desaparecer e sim transfere, concentra e amplia. O somatório de decisões racionais produz um resultado coletivamente ineficiente. O caminho: sinais econômicos corretos A solução não é mais um remendo. É reorganizar o setor a partir de sinais econômicos corretos, sob um princípio simples e exigente: cada agente ganha conforme o benefício que traz ao sistema e paga pelo custo que aporta a ele. Isso muda a natureza do jogo. Hoje o esforço dos agentes é gasto em arbitrar contra o sistema — migrar de compartimento, buscar o enquadramento que paga menos encargo, fugir de custos que continuarão existindo depois que se vai. Com sinais corretos, a competitividade passa a arbitrar a favor do sistema. Para a indústria, é concreto consumir mais quando a energia tem custo marginal próximo de zero, nas horas em que o país estaria simplesmente cortando geração limpa, e reduzir consumo, ofertando a sobra, quando essa energia compete com a térmica. O consumidor industrial deixa de ser custo a ratear e passa a ser fonte de flexibilidade, remunerado pelo valor que entrega, isto é, a forma mais barata de obter o que hoje tentamos comprar com leilões emergenciais e encargos. A boa notícia Existe hoje uma convergência inédita em torno do diagnóstico no governo, no mercado e no Congresso, onde já há percepção de que certas distorções custam caro ao país. Nestas mesmas páginas, Jerson Kelman tem descrito um setor que, de remendo em remendo, virou um “Frankenstein”, e tem sistematizado os pilares de uma reforma. Mais importante ainda é a convergência dentro do setor. As lideranças das grandes empresas, por meio de suas associações, estão dialogando e nesse diálogo se dissolve a lógica que nos travou por tanto tempo, a de resolver o problema de casa exportando o custo para o vizinho. Já não se sustenta defender o próprio jabuti e condenar o do outro. Esse amadurecimento já produziu movimentos concretos: o teto da CDE, ainda que parcial, e as discussões sobre a contenção dos custos da geração distribuída. Por isso o início do próximo governo é uma janela real. Não porque haja solução mágica na gaveta, mas porque pela primeira vez existe base compartilhada para agir e as conversas com as campanhas indicam que o tema não chegará como novidade. Um Plano Real da energia E qual é a resposta? Crescer. Repito de propósito o que escrevi em julho: o Brasil precisa estimular o consumo de energia - e não o conter -, eletrificar processos hoje movidos a fósseis, recuperar a capacidade ociosa pela qual já estamos pagando e devolver competitividade à indústria. É o crescimento do consumo que dilui os custos fixos sobre uma base maior, que reduz o custo unitário para todos e faz girar as engrenagens da economia. Seria, no sentido mais literal, um Plano Real da energia, um choque de ordenamento que estabiliza custos, restabelece sinais de preço e devolve previsibilidade a quem investe e a quem consome. Este é o caminho de recuperação não só do setor elétrico, mas de toda a sua cadeia. Temos a matriz. Temos o potencial. Temos, agora, o diagnóstico compartilhado. Falta a decisão de enfrentar as distorções antes que elas consumam a nossa maior vantagem competitiva.
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 11 Pequenas e médias empresas estão preparadas para o Mercado Livre? A abertura do mercado livre de energia para consumidores de baixa tensão produzirá importante mudança na relação entre pequenas e médias empresas brasileiras e seu suprimento de eletricidade. A energia deixará de ser apenas uma conta a pagar para ser uma conta a administrar A partir de 25 de novembro de 2027, consumidores industriais e comerciais atendidos em tensão inferior a 2,3 kV poderão escolher o fornecedor com quem contratarão sua energia. Um ano depois, o direito será estendido aos demais consumidores de baixa tensão. Para milhões de empresas, energia elétrica sempre foi essencialmente uma conta a pagar. A empresa consumia, recebia a fatura da distribuidora e pagava uma tarifa regulada. Com a abertura, a energia passa também a ser uma compra que precisa ser administrada. Segundo estudo recente da McKinsey, aproximadamente 4 milhões de unidades consumidoras industriais e comerciais de baixa tensão poderão participar dessa nova etapa. O número não corresponde exclusivamente a pequenas e médias empresas — o critério regulatório considera a tensão de atendimento, e não o porte empresarial —, mas inclui grande contingente de estabelecimentos comerciais e indústrias de menor porte, tais como pequenas indústrias, hospitais, supermercados etc. O tamanho da oportunidade é evidente. Menos evidente é o grau de preparação desses consumidores. A mesma pesquisa mostra que apenas entre 5% e 10% dos entrevistados afirmam conhecer bem o mercado livre e considerar uma migração. Mesmo entre empresas com contas superiores a R$ 10 mil mensais, 35% declaram não conhecer suficientemente o modelo. Essa assimetria de informação talvez seja um dos principais desafios da abertura. O primeiro risco é acreditar que migrar para o mercado livre significa, automaticamente, reduzir a conta de energia em determinado percentual. Não necessariamente. No Ambiente de Contratação Livre, o consumidor negocia a compra da energia, mas continua utilizando a infraestrutura da distribuidora local e pagando pelos custos associados às redes, além de encargos e tributos. A distribuidora continua responsável pela infraestrutura e pela qualidade física do fornecimento. Portanto, uma oferta afirmando que a “energia” será 20% ou 30% mais barata não significa que a conta total cairá na mesma proporção. Um exemplo ajuda a mostrar essa diferença. Tomemos uma indústria atendida pela EDP São Paulo, enquadrada no grupo B3 convencional e consumindo 30 MWh por mês. Pelas tarifas atualmente homologadas pela Aneel, são aproximadamente R$ 456,67/MWh de TUSD e R$ 330,03/MWh de TE, totalizando R$ 786,70/MWh antes de tributos e bandeiras. O custo tarifário mensal seria, portanto, de aproximadamente R$ 23,6 mil. No processo tarifário da EDP São Paulo, a Aneel calculou que a estrutura econômica da receita se distribui aproximadamente em 32,4% para energia, 27,8% para distribuição, 28,0% para Tulio Chipoletti é engenheiro Mecânico pela FEI, pós graduado em Financas pelo Ibmec e MBA pelo Insead/França com a Fundação Dom Cabral. É consultor independente em Energia, Petróleo e Gás e conselheiro associado a Board Academy. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Tulio Chipoletti
continuação do artigo Pequenas e médias empresas estão preparadas para o Mercado Livre? encargos setoriais e 11,7% para transmissão e transporte. O quadro mostra por que é necessário cuidado ao avaliar propostas. Não existe um único “desconto do mercado livre”. O preço dependerá do momento da contratação, prazo, perfil de consumo, fonte da energia, flexibilidade e demais condições comerciais. No caso dessa indústria, se a parcela associada à compra de energia fosse contratada com redução de 10%, 20% ou 30%, o impacto aproximado sobre o custo tarifário total seria: Em um cenário intermediário de redução de 25% sobre a parcela de energia, a economia seria próxima de R$ 1,9 mil por mês, ou cerca de R$ 23 mil por ano. Sobre o custo tarifário total, entretanto, a redução seria de aproximadamente 8,1%, e não 25%. O exercício é simplificado e não pretende reproduzir uma proposta comercial concreta. Custos de representação varejista, tributos e particularidades contratuais também precisam ser considerados. Seu objetivo é mostrar a diferença entre desconto sobre o preço da energia e redução efetiva da conta. Para empresas que não possuem uma área especializada em gestão energética, essa distinção será fundamental. Grandes consumidores industriais normalmente dispõem de profissionais habituados a acompanhar preços, contratos e exposição a riscos. Para uma pequena metalúrgica, indústria de alimentos, loja ou empresa de serviços, essa competência dificilmente faz parte do negócio principal. A abertura, portanto, transfere ao consumidor uma nova responsabilidade: ele ganha liberdade para escolher, mas 12 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026
precisa compreender melhor aquilo que está contratando. Nesse processo surge a figura do comercializador varejista. Consumidores de baixa tensão que migrarem serão representados perante a CCEE por um agente varejista. Isso simplifica a operação, mas cria outra decisão: como escolher esse representante? Preço será importante, mas não suficiente. Solidez financeira, transparência contratual, atendimento, regras de reajuste, prazo e condições de rescisão também deverão ser avaliados. A experiência atual mostra que o modelo já vem ganhando relevância. Em abril de 2026, cerca de 75% das novas migrações para o mercado livre ocorreram por meio de representação varejista, segundo a CCEE. Há ainda outra questão: economia e previsibilidade não são exatamente a mesma coisa. Para uma empresa industrial, energia é componente do custo de produção. Por isso, um contrato que não apresente o menor preço inicial pode ser interessante se proporcionar maior previsibilidade durante dois, três ou cinco anos. O melhor contrato não será necessariamente aquele que oferecer o menor preço no primeiro momento, mas o que combinar preço, previsibilidade, flexibilidade e risco de forma adequada ao perfil do consumidor. Também é importante compreender que mudar de fornecedor não significa mudar a rede elétrica. A distribuidora continuará responsável pela infraestrutura que leva a energia até a instalação. Essa distinção ainda não parece clara para todos. Cerca de metade dos entrevistados pela McKinsey associou a troca de fornecedor à expectativa de redução das interrupções de energia. Uma empresa poderá, portanto, migrar para o mercado livre, sofrer posteriormente uma interrupção causada pela rede e atribuí-la equivocadamente ao novo fornecedor. Por isso, informação e transparência serão fundamentais para a abertura. A regulamentação prevê instrumentos como um produto padrão e um preço de referência para facilitar a comparação entre propostas. Essa comparação precisa responder perguntas bastante objetivas. Quando uma oferta promete “25% de economia”, 25% sobre o quê? Sobre a parcela de energia? Sobre a tarifa regulada? Sobre a conta completa? Durante quanto tempo? Quais custos estão incluídos? O consumidor passará a fazer perguntas que antes não faziam parte de sua relação com a conta de luz. Também não existe um único perfil de consumidor de baixa tensão. Uma pequena loja, uma indústria média e um hospital poderão ter o mesmo direito de escolher o fornecedor, mas têm necessidades, padrões de consumo e tolerâncias a risco diferentes. Por isso, a abertura não deverá significar uma migração imediata de milhões de consumidores. E talvez nem /deva. A decisão racional dependerá da economia efetivamente disponível, do perfil de consumo, das condições contratuais e da capacidade da empresa de compreender os riscos envolvidos. O sucesso da abertura do mercado livre não deveria ser medido apenas pelo número de consumidores que deixarem o ambiente regulado. Um indicador igualmente importante será a capacidade dessas empresas de entender o que estão comprando, quanto efetivamente economizarão e quais compromissos assumirão. Durante décadas, empresas brasileiras aprenderam a negociar matérias-primas, financiamento, seguros, logística e outros insumos essenciais. Energia elétrica, entretanto, permaneceu para muitas delas como uma tarifa definida externamente. A partir de 2027, isso começa a mudar. A liberdade de escolha poderá estimular concorrência e oportunidades de redução de custos. Mas liberdade sem informação suficiente também pode levar a decisões inadequadas. Para pequenas e médias empresas brasileiras, o mercado livre abre uma oportunidade relevante e, ao mesmo tempo, um novo desafio empresarial. Energia deixa de ser apenas uma conta a pagar. Passa a ser uma compra a administrar. Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 13
14 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 geração hídrica PDE 2036 já conta com 12 GW de hidrelétricas e reversíveis As mudanças do cenário com o crescimento acelerado das renováveis intermitentes acelerou a reentrada da fonte hídrica com seus atributos para a segurança no suprimento e estabilidade para a operação do sistema interligado | POR CHICO SANTOS | Foto: Divulgação/Axia
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 15 O Painel Ralie, da Aneel, registra que em 2019 entraram no mercado 4.573 MW em usinas hidrelétricas. Era uma espécie de canto do cisne da expansão hidrelétrica de grande porte no Brasil. Naquele ano começaram a operar comercialmente as seis últimas das 18 unidades geradoras (UGs) de Belo Monte e entraram também as usinas de Sinop e Colíder, ambas no rio Teles Pires, MT, respectivamente, com 402 e 300 MW de capacidade. Dali em diante, o Sistema Interligado Nacional (SIN) só iria incorporar ao seu acervo mais uma UHE com capacidade superior a 100 MW, a UHE São Roque, de 142 MW, que entrou em operação na metade de 2022 no rio Canoas, SC. A última hídrica com mais de 30 MW a entrar no SIN foi a Juruena, no rio do mesmo nome (MT), com 50 MW, no ano passado. Vista pela maioria dos especialistas em energia como a mais versátil entre as fontes limpas, a geração hidrelétrica dá sinais de que o cisne pode estar ressuscitando, ainda que a perspectiva da construção de uma nova usina de grande porte continue sendo apenas uma intenção expressa na Resolução nº 7 do CNPE, de abril deste ano, determinando que a EPE priorize estudos de inventários com capacidade de armazenamento de água e energia. Ainda assim, outras possibilidades começam a se materializar ou a crescer e já se refletem no planejamento setorial expresso no Plano Decenal de Energia 2036 (PDE 2036). A síntese do plano colocada este mês em consulta pública pelo MME (CP 235/2026) projeta que de 2027 a 2036 a geração centralizada vai incorporar 12 GW em hidrelétricas em diversos formatos. O dado representa 11,3% dos 106 GW projetados no PDE para todas as fontes, incluindo MMGD. Pela projeção, a matriz passará de 268 para 374 GW de dezembro deste ano para dezembro de 2036. UHE Luiz Gonzaga, no rio São Francisco (PE), de 1.479 MW, está entre as cinco vencedoras do leilão de capacidade que serão ampliadas
16 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 geração hídrica Entre as referências às hídricas figuram 3.951 MW em projetos para entrada até 2031 no painel da Aneel, ou seja, concretizadas as projeções da EPE, entrarão no mercado outros 8 GW em hídricas até 2036. Outra grande novidade trazida pelo PDE 2036 é a projeção de que naquele ano o país alcançará 2 GW de capacidade instalada em usinas hidrelétricas reversíveis (UHRs) ou Sistemas de Armazenamento Hidráulicos (SAHs), na linguagem adotada pelo CNPE na sua resolução nº 8/2026. O Conselho já determinou à EPE estudos para viabilizar leilões de armazenamento incluindo UHRs, além do leilão exclusivo de baterias previsto para este ano. No início desta década, especialistas avaliavam que as primeiras UHRs começariam a entrar no final da próxima década, seja pelo alto capex, seja pelo tempo necessário à construção, incluindo o processo de licenciamento. Mas a pressão das mudanças de cenário com o desenvolvimento vertiginoso das fontes renováveis intermitentes tem sido o principal fator a impulsionar a antecipação nas projeções. Na sua agenda entre 2027 e 2029, o MME já inclui a possível presença de reversíveis no LRCap previsto para o segundo semestre do próximo ano. Em sintonia com essas mudanças, o texto do PDE posto em consulta lembra que agora “as diferentes tecnologias contribuem de formas distintas e complementares para o sistema. Enquanto algumas fontes se destacam pelo provimento de energia a custos competitivos, outras oferecem atributos como flexibilidade operativa e capacidade de resposta rápida”. Ou seja, a demanda não é mais só por energia. As UHRs no PDE 2036 aparecem na categoria da “expansão indicativa”, que engloba a percepção do que deve acontecer pelos rumos que o mercado está tomando, mas que pode até não acontecer ou acontecer antes do previsto. No caso das UHRs, a EPE prevê a preUHE Jaguará, localizada no Rio Grande, na divisa entre Minas Gerais e São Paulo, prevê investimento total de cerca de R$ 1,2 bilhão para a ampliação em 232 MW da capacidade instalada da usina, de 424 MW Foto: Divulgação/Engie Brasil
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 17 sença de 1 GW na matriz em 2035 e 2 GW em 2036. Mas a Aneel já registrou o primeiro requerimento de outorga para uma pequena reversível, a UHR Salto Timbé do Sul, projeto em circuito fechado de 5,2 MW em Santa Catarina. Embora pequeno, o projeto indica que o apetite do mercado pode alterar as projeções do planejador, a depender das condições legais, regulatórias e do próprio jogo de forças do mercado. Os 12 GW de acréscimo hidrelétricos projetados pela EPE até 2036 incluem contratações já realizadas, como é o caso dos 3 GW das ampliações das cinco UHEs vencedoras do leilão de capacidade realizado neste ano (Foz do Areia, Segredo, Jaguara, Luiz Gonzaga e São Simão). Outros 4,9 GW virão de uma política pública, a contratação de PCHs, CGHs e UHEs de até 50 MW definida na Lei 15.269, responsável pela mais recente reforma setorial. Embora, pela lei, os primeiros 3 GW devessem ser contratados ainda neste ano, o MME definiu três leilões para 2027, 2028 e 2029. Entre as UHEs de grande porte, o PDE estima que até 2036 entrarão no mercado cerca de 820 MW provenientes de modernização e repotenciação de usinas, vertente que até o momento praticamente não tem dado resposta positiva às previsões da EPE. Mas o cenário também não conta com possíveis ampliações de usinas fora do escopo dos LRCaps, como pode acontecer com as UHEs Salto Santiago (mais 710 MW) e Cachoeira Dourada (mais 98 MW), a depender de decisões regulatórias da Aneel. Entre as UHEs com mais de 100 MW, o PDE 2036 prevê apenas duas novas - Telêmaco Borba (PR), de 140 MW, e Bem Querer (RR), de 650 MW – com operação prevista pela EPE para 2035 e 2036, respectivamente. Até o ano passado elas tinham a companhia da UHE Tabajara, de 400 MW, em Rondônia, mas a usina acabou saindo do texto final do PDE 2035. Questionada sobre o destino do projeto, a EPE respondeu que Tabajara segue em análise para além do horizonte do atual PDE porque as informações disponíveis dão conta de que o licenciamento foi arquivado por falta de movimentação por parte do empreendedor. n Foto: Divulgação/Sinop Energia UHE Sinop, no rio Teles Pires (MT), de 402 MW, foi uma das últimas usinas a entrar em operação em 2019
18 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 Jerson Kelman é engenheiro civil e M.Sc. pela UFRJ e Ph.D. pela Colorado State University. Participa dos conselhos de administração Evoltz, Iguá e Orizon. É professor aposentado da Coppe-UFRJ. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Jerson Kelman Prorrogar ou relicitar as concessões de usinas hidrelétricas? Renegociar a prorrogação é complexo. A relicitação não apenas revela o real custo de oportunidade do ativo, como também direciona o benefício econômico para a sociedade — seja via arrecadação ao Tesouro, seja pela redução de encargos setoriais na conta de luz Tratei do destino das UHEs (usinas hidrelétricas) com outorgas (contratos de concessão para uso do potencial hidráulico, um bem público) vincendas no capítulo 12 do livro Desafios do Regulador, que escrevi em 2009 ao deixar o cargo de diretor-geral da Aneel. Na época, a discussão sobre a renovação da outorga da UHE Emborcação dividiu a diretoria em duas correntes. A primeira sustentava que a manutenção da concessionária original (Cemig) preservaria a estabilidade operacional e evitaria custos de transição ou descontinuidade administrativa. A segunda defendia que a realização de leilão para a concessão de uma nova outorga devolveria à sociedade o valor da usina amortizado ao longo de décadas, via conta de luz, além de revelar o real valor econômico do novo período de concessão. Era a minha posição. Passados 20 anos, o tema volta ao debate. Há cerca de 80 UHEs com outorgas vencendo até 2032, somando 16,1 GW de capacidade instalada. A Lei nº 15.269/2025 autorizou o Governo a prorrogar ou relicitar essas concessões. O Ministério de Minas e Energia (MME) colocou recentemente em consulta pública a competente Nota Técnica 39/2026/ SAER/SE comparando as vantagens e desvantagens de cada caminho. A Nota Técnica destaca a necessidade de avaliação dos investimentos necessários à modernização das UHEs. Penso que será no mínimo necessário examinar, caso a caso, a conveniência tanto de substituir o equipamento eletromecânico quanto de reforçar o vertedor para aumentar a segurança da barragem frente às mudanças climáticas. O dilema atual já não é entre prorrogação gratuita e leilão, mas entre fixar administrativamente o valor da outorga ou submeter a concessão à disputa direta no mercado, com a eventual participação da atual concessionária. Na hipótese de prorrogação negociada, o valor a ser pago pelo atual concessionário decorrerá de um processo administrativo complexo, dependente de projeções de fluxo de caixa difíceis de escrutinar. No atual ambiente de politização de decisões técnicas, há risco de que interferências casuísticas resultem na subavaliação dos ativos e “Há cerca de 80 UHEs com outorgas vencendo até 2032, somando 16,1 GW”
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 19 na apropriação do excedente econômico para outras finalidades, em detrimento dos contribuintes e dos consumidores de energia. Por essa razão, me inclino favoravelmente à relicitação. O leilão não apenas revela o real custo de oportunidade do ativo, como também direciona o benefício econômico para a sociedade — seja via arrecadação ao Tesouro, seja pela redução de encargos setoriais na conta de luz. Entre 2014 e 2017 diversas usinas foram relicitadas (total de 9,8 GW), resultando em arrecadação de R$ 30 bilhões à União, sem registro de que tenha ocorrido algum sério problema operacional na substituição dos antigos concessionários. Ou seja, minha posição é a mesma de duas décadas atrás. Há, contudo, uma preocupação legítima, também abordada na Nota Técnica: o risco de concentração de mercado. É indispensável que o edital estabeleça limites rígidos para o acúmulo de capacidade de geração por um mesmo grupo econômico. Penso que a regra do jogo deveria ser isonômica: a mesma escolha (seja ela licitação ou prorrogação) deve ser aplicada em bloco a todas as concessões vincendas, e não analisada “caso a caso”. Porém, se o MME optar pela prorrogação de algumas concessões, sobretudo as já vencidas ou prestes a vencer, é recomendável que as condições negociadas com a atual concessionária (valor de outorga e investimentos em infraestrutura) sejam submetidas a um mecanismo de contestação. Ou seja, deve-se abrir espaço para que outros agentes qualificados possam ofertar um valor maior pela outorga, mantendo idênticas as demais obrigações contratuais. UHE Balbina, de 250MW, da Axia, foi construída em 1989 e abastece cerca de 10% da demanda de Manaus. Sua outorga vence em março de 2027 Divulgação/Axia Energia
20 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 Zilmar Souza é doutor em Engenharia de Produção, pósdoutor em Economia e gerente de Bioeletricidade na Unica. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Zilmar Souza Bioenergia como resposta à instabilidade global Como aproximadamente 20% do GNL comercializado no mundo transita pelo Estreito de Ormuz, a EPE avalia que esse contexto “pode ampliar o interesse por alternativas de suprimento, como o biogás e o biometano”, diante da necessidade de diversificar fontes e reduzir a exposição a choques externos de preço e de oferta O Caderno de Contexto, Perspectivas e Premissas do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2036), divulgado em julho último pela EPE, descreve um cenário internacional mais complexo e incerto, marcado por tensões geopolíticas, protecionismo comercial e choques nos mercados de petróleo e gás. Nesse retrato, a bioenergia brasileira aparece como fator de resiliência, diversificação e redução da exposição do sistema energético nacional a choques externos. O documento destaca, por exemplo, que o conflito envolvendo Irã, Israel e Estados Unidos elevou os riscos para o mercado global de GNL, cuja oferta é altamente concentrada regionalmente. Ataques à infraestrutura no Golfo Pérsico, incluindo danos à planta de Ras Laffan, no Catar (a maior instalação de liquefação de gás natural do mundo), afetaram cerca de 12,8 milhões de toneladas anuais de capacidade, com recuperação estimada entre três e cinco anos. Como aproximadamente 20% do GNL comercializado globalmente transita pelo Estreito de Ormuz, a EPE avalia que esse contexto “pode ampliar o interesse por alternativas de suprimento, como o biogás e o biometano”, diante da necessidade de diversificar fontes e reduzir a exposição a choques externos de preço e de oferta. Outro vetor relevante é o crescimento acelerado da inteligência artificial e dos data centers, que já responderam por aproximadamente 1,5% do consumo mundial de eletricidade em 2024. O avanço desse segmento também contribuiu para a forte expansão dos pedidos por turbinas a gás natural, que cresceram em torno de 70% em 2025 (o maior crescimento dos últimos 25 anos), pressionando custos e prazos de entrega. No Brasil, a elevada participação de renováveis na matriz é apontada como diferencial competitivo para atrair data centers; ainda assim, o caderno reconhece que a geração própria desses empreendimentos pode ampliar o uso de gás natural, cenário em que “o biometano também surge como alternativa para ampliar a renovabilidade do suprimento energético” (EPE, 2026). O caderno também mostra a transformação da matriz energética brasileira: entre 2015 e 2025, a participação das fontes renováveis na Oferta Interna de Energia subiu de 42% para 50%. No mesmo período, a participação específica da biomassa da cana recuou ligeiramente, de 16,9% para 15,8%, enquanto eólica, solar e outras fontes renováveis avançaram de 5,0% para 14,7%. Mais do que uma perda de espaço da bioenergia, esses números mostram uma matriz em processo de diversificação, na qual diferentes fontes renováveis intermitentes passam a desempenhar papéis significativos. Por fim, o caderno reforça o papel histórico do etanol e do biodiesel na segurança energética do
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 21 País. O Brasil responde por cerca de 22% da produção mundial de biocombustíveis. Sem a mistura obrigatória de etanol à gasolina, as importações brasileiras de gasolina A seriam dez vezes maiores; sem o biodiesel misturado ao diesel, as importações de óleo diesel A seriam cerca de 60% superiores às observadas em 2025. São números que ilustram que a bioenergia não é apenas uma alternativa de descarbonização: ela já funciona como mecanismo de redução da vulnerabilidade externa brasileira. O PDE 2036 também aponta para os biocombustíveis avançados, foco estratégico em combustíveis sustentáveis de aviação (SAF) e diesel verde em setores de difícil descarbonização, ao mesmo tempo em que identifica o biometano como uma nova fronteira de expansão. As projeções demográficas e econômicas que integram o caderno também criam condições favoráveis para a expansão da bioenergia pelo lado da oferta de biomassa e resíduos. Entre 2026 e 2036, a agropecuária deve crescer em ritmo médio de 3,2% ao ano, o maior entre os grandes setores da economia. Esse dinamismo tende a ampliar as oportunidades de aproveitamento de resíduos agroindustriais para bioeletricidade, biogás e biometano. Ao situar biogás, biometano, bioeletricidade e biocombustíveis dentro desse panorama geopolítico, tecnológico e econômico, o PDE 2036 oferece elementos para interpretar a bioenergia como uma dimensão estratégica da resiliência energética brasileira. O recado é relevante: em um mundo mais fragmentado e sujeito a choques de oferta, preços internacionais e infraestrutura, ampliar o aproveitamento do potencial técnico da bioenergia pode contribuir simultaneamente para diversificar a matriz, reduzir vulnerabilidades externas e avançar na transição energética. Cabe, portanto, que esse potencial seja considerado de forma cada vez mais consistente nas políticas públicas e nas decisões de investimento para o horizonte decenal. Entre 2015 e 2025, a participação específica da biomassa da cana recuou de 16,9% para 15,8%, enquanto eólica, solar e outras fontes renováveis avançaram de 5,0% para 14,7%. Imagem gerada por IA
22 Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 Capa Gás no Nordeste Nordeste prepara o terreno para uma nova era do gás Área portuária da Braskem na Bahia: indústria consome quase 1 milhão de m3/ dia de gás natural
Brasil Energia, nº 508, 30 de outubro de 2026 23 Entrada de ofertas massivas com o projeto SEAP, da Petrobras, e o aprofundamento de investimentos pelas independentes traz a perspectiva de novas possibilidades para a região. Avanço na interiorização deve criar novas fronteiras de demanda e ajudar a acomodar nova produção | POR ISA MORENA | O mercado de gás natural do Nordeste vive um momento de transformação, impulsionado pela perspectiva de aumento da produção, pela expansão das redes de distribuição e pela diversificação dos agentes que atuam na cadeia. Com novos projetos de exploração, investimentos em campos maduros e iniciativas para levar o combustível a regiões ainda não atendidas, a região busca ampliar sua participação no setor e aproveitar oportunidades ligadas à indústria, à geração termelétrica e a novos segmentos de consumo. Na produção, projetos como Sergipe Águas Profundas (SEAP), da Petrobras, devem ampliar significativamente a oferta nos próximos anos, enquanto produtoras independentes apostam na recuperação de campos e em ganhos de eficiência para Foto: Divulgação/Braskem
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