Bruno Armbrust • Claudio Sales • Heitor Paiva • Jerson Kelman • Osmani Pontes • Paula Kovarsky • Victor Venâncio • Wagner Victer • Zilmar Souza ANÁLISES BIOCOMBUSTÍVEIS O avanço dos biocombustíveis, em particular do biometano energiahoje.com / petroleohoje.com Ano 42 - No 482 - brasilenergia.com PETRÓLEO Produção nova para revitalizar Bacia de Campos Investimentos no refino geram produtos mais limpos ESPECIAL O cenário pós 2027 na exploração de petróleo TECNOLOGIA E INOVAÇÃO Os protótipos de baterias de água ou de rochas e as solares rotativas SEGURANÇA OPERACIONAL As ameaças de ciberataques e as precauções no GTD do setor elétrico HIDRELÉTRICAS A remotorização de algumas hidrelétricas que querem entrar no jogo GÁS O progresso em curso do mercado livre de gás TRANSMISSÃO Leilões bem-sucedidos atraem investimentos em linhas DISTRIBUIÇÃO Como a digitalização está avançando nas distribuidoras de energia EMPRESAS Aquisições, joint ventures e lançamentos: veja os negócios de destaque no segmento de energia ENTREVISTAS Suzana Kahn, da Coppe/UFRJ Rodrigo Riella, do Lactec Evgenia Golysheva, da Onyx Insight
Nós somos a Alleima. Líder mundial na produção de tubos para umbilicais submarinos. Nos projetos mais desafiadores, simplifique. Conte com a confiabilidade impecável dos tubos sem costura na liga SAF™ 2507. Produzidos em uma cadeia de valor totalmente integrada para a máxima qualidade. Mais de 100 milhões de metros entregues, e continuamos aumentando. Quais são seus objetivos? Nós ajudamos você a alcançá-los. Atinja águas ultraprofundas com confiança. Avançando juntos alleima.com Forjada no passado, Projetada para o Futuro Nós somos a Alleima. Líder mundial na produção de tubos para umbilicais submarinos. Nos projetos mais desafiadores, simplifique. Conte com a confiabilidade impecável dos tubos sem costura na liga SAF™ 2507. Produzidos em uma cadeia de valor totalmente integrada para a máxima qualidade. Mais de 100 milhões de metros entregues, e continuamos aumentando. Quais são seus objetivos? Nós ajudamos você a alcançá-los. Atinja águas ultraprofundas com confiança. Avançando juntos alleima.com Forjada no passado, Projetada para o Futuro
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 3 Diretor Presidente Celso Knoedt Diretores Patrícia Quintão Rosely Máximo Editor Executivo Rosely Máximo Redatores Ana Luisa Egues Celso Chagas Chico Santos Esther Obriem Felipe Salgado Fernanda Legey Fernanda Nunes Laren Aniceto Marcelo Furtado Nelson Valencio Sabrina Lorenzi Colunistas Bruno Armbrust, Cid Tomanik, Claudio Sales, Edmar Almeida, Eduardo Tobias, Heitor Paiva, Ieda Gomes, Jerson Kelman, Luis Eduardo Dutra, Magda Chambriard, Marcus D’Elia, Mariana Mattos, Osmani Pontes, Paula Kovarsky, Paulo Cunha, Telmo Ghiorzi, Victor Venancio, Wagner Victer, Zilmar Souza Tratamento de Dados Mauricio Fagundes Programação Visual Ana Beatriz Leta Rafael Quintão ASSINATURAS Assinaturas Alessandra Alves assinaturas@brasilenergia.com.br Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 A e-revista Brasil Energia é uma publicação aberta, suportada unicamente por seus patrocinadores e anunciantes. Publicada desde março de 1982, disponibiliza um acervo, a maior parte digital, de mais de 40 anos registrando os principais fatos e cenários do setor energético brasileiro Você também pode querer assinar uma das nossas publicações especializadas e receber como bônus acesso antecipado ao conteúdo da revista Brasil Energia: • Brasil Energy: Anual, R$ 1.575; Mensal, R$ 150 • Cenarios Eólica: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Gás: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Petróleo: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Solar: Anual, R$ 1.390 • EnergiaHoje: Anual, R$ 1.220; Mensal, R$ 120 • PetroleoHoje: Anual R$ 1.220; Mensal R$ 120 Atendimento ao assinante Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE Paula Amorim publicidade@brasilenergia.com.br Rio de Janeiro Bianca Bandeira - (21) 99698-0274 Elia Carvalho - (21) 97918-3539 Lúcia Ribeiro - (21) 97015-4654 São Paulo Fernando Polastro - tel/fax: (11) 5081-6681 EDITORA BRASIL ENERGIA LTDA RUA CONSELHEIRO SARAIVA, 28 SALA 601 20091-030 - RIO DE JANEIRO Tel (21) 3503-0303 Caro Leitor, Nesta edição, a e-Revista Brasil Energia traz 48 matérias e 9 artigos minuciosamente selecionados a partir das nossas publicações diárias, EnergiaHoje e PetróleoHoje. O resultado é um panorama abrangente que captura os acontecimentos mais relevantes nos diversos segmentos do cenário energético. A curadoria do conteúdo considera não apenas a sua relevância, mas também a perenidade dos temas, oferecendo uma visão ampla de todos os âmbitos da indústria energética, abarcando desde petróleo e gás natural até todas as vertentes da energia, incluindo bioenergia, transmissão e distribuição. Projetos em desenvolvimento, tecnologia e inovação, comercialização e mercado consumidor estarão sempre presentes, bem como entrevistas e os artigos dos nossos colunistas. Assim, você vai poder ler nesta edição, por exemplo, sobre: • o cenário pós 2027 na exploração de petróleo • a remotorização de algumas hidrelétricas que querem entrar no jogo • como a digitalização está avançando nas distribuidoras de energia • o progresso em curso do mercado livre de gás • as ameaças de ciberataques e as precauções no GTD do setor elétrico • o avanço dos biocombustíveis, em particular do biometano • os protótipos de baterias de água ou de rochas e as solares rotativas • as falhas nos aerogeradores eólicos que podem afetar qualquer fabricante Tem muito mais. Basta navegar no Sumário das páginas 4 e 5 para rapidamente acessar todo o conteúdo desta edição. Com acesso livre, a revista dá uma boa ideia do que você pode esperar se tornando Assinante de PetróleoHoje e EnergiaHoje. E com sua assinatura, caro Leitor, você apoia o Jornalismo independente que, por sua vez, abre espaço para você compreender e chegar mais perto dos negócios que lhe interessam. Boa leitura. Celso Knoedt celso@brasilenergia.com.br
4 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 acesse nossas redes sociais Editora Brasil Energia BrasilEnergiaEditora editorabrasilenergia @brasilenergia @brasilenergia edição 482 sumário biocombustíveis 06 Pernambuco adere ao biometano em larga escala 10 IPT desenvolve H2V pela gaseificação do bagaço de cana petróleo 16 Exploração em um momento crítico 40 Produção nova para revitalizar a Bacia de Campos 80 Investimentos no refino geram produtos mais limpos gás 72 Novos contratos de fornecimento serão “divisor de águas” para o mercado livre tecnologia e inovação 48 Projeto nacional visa usina solar flutuante giratória 86 Sistema de armazenamento de energia usa troca térmica com blocos de rochas trituradas segurança operacional 54 Ataques cibernéticos no Brasil estão escalando para a área operacional das elétricas empresas 111 Equinor adquire a Rio Energy
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 5 colunistas entrevistas 45 BRUNO ARMBRUST Se faz urgente implantar o Mercado Livre de gás no Rio 99 CLAUDIO SALES Tarifa de eletricidade: percepções e fatos 71 HEITOR PAIVA A silenciosa ascensão chinesa na indústria renovável 85 JERSON KELMAN Apagão das canetas e papel do TCU na busca de consenso 79 OSMANI PONTES Além da nova estratégia comercial da Petrobras 34 Suzana Kahn: Debate sobre Margem Equatorial é sintoma da falta de planejamento 61 Rodrigo Riella: Invasão cibernética a usinas seria catastrófica 66 Evgenia Golysheva: Eólicas precisam antecipar falhas de componentes das turbinas hidrelétricas 94 Engie decide que vale a pena modernizar Jaguara 96 Itaipu avança com plano de atualização tecnológica conservação de energia 100 Procel contribui para economia de 22,10 bilhões de kWh distribuição 106 Concessionárias investem em mais transformação digital transmissão 102 MME reforça sucesso dos leilões para atração de capital 83 PAULA KOVARSKY Cbios – Em time que está ganhando... 93 WAGNER VICTER Hidrogênio nos EUA: uma análise do Infrastructure Investiment and Jobs Act e do Inflation Reduction Act 110 VICTOR VENÂNCIO Unindo a Inteligência Artificial à Inteligência Humana: o engenheiro digital 15 ZILMAR SOUZA Sandboxes regulatórios para a cadeia de valor no setor elétrico
6 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 biocombustíveis Pernambuco adere ao biometano em larga escala Projeto da Orizon promete produção de 130 mil m3/dia em Jaboatão dos Guararapes e metade deve ser injetada na rede da Copergás | POR ESTHER OBRIEM | Ecoparque Jaboatão dos Guararpes. Orizon/Divulgação
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 7 A Orizon Valorização de Resíduos vai investir R$ 300 milhões no ecoparque Jaboatão dos Guararapes (PE) para construção de uma unidade de produção de biometano. O empreendimento recebeu autorização de licença de instalação em julho e tem previsão de iniciar as atividades no último trimestre de 2024. O estimado é que a planta produza 130 mil m3/dia e quase metade deste volume já está comprometido em contrato com a Copergás, pelo qual o biometano será injetado na rede de distribuição por meio de um ramal distante cerca de 5 km. A negociação ocorreu por uma chamada pública da concessionária, a primeira de suprimento de gás natural renovável no estado. À Brasil Energia o diretor de Engenharia e Implantação da Orizon Valorização de Resíduos, Jorge Elias, destacou que a empresa tem interesse em participar de outras chamadas públicas. De acordo com ele, a ideia é tentar negociar o suprimento nos locais em que os ecoparques do grupo estão instalados. Atualmente, são 15 empreendimentos espalhados em dez estados. Segundo Elias, o interesse em fornecer gás renovável para a Copergás surgiu a partir da combinação estratégica do negócio, como volume proposto e proximidade com o gasoduto da concessionária. “Estamos sempre olhando para o que existe no mercado e no que podemos contribuir. Não ficamos fechados a apenas uma possibilidade, então, também vamos atrás de quem tem expertise de distribuição desse combustível renovável por meio de caminhões”, comentou. O ecoparque recebe entre 105 e 110 mil toneladas/mês de RSU de mais de 20 municípios de Pernambuco. Atualmente os resíduos são usados para geração de energia a partir do biogás. Uma parte do material é enviada para uma unidade de triagem mecanizada para separar o material reciclado e a matéria orgânica. O ecoparque tem um sistema de tratamento de chorume. O biogás é obtido através da decomposição anaeróbica do material orgânico. “O gás da decomposição da matéria orgânica (o biogás) vai para uma grande central de aspiração e pode ser direcionado para geração de energia ou, como vai acontecer a partir do próximo ano, enviado para uma estação de pré-tratamento e purificação para geração do biometano”, completou. O biogás hoje é utilizado na usina termoelétrica Asja Jaboatão, com capacidade instalada de 28,52 MW, uma parceria entre a Orizon e a Asja Brasil. JORGE ELIAS, Diretor de Engenharia e Implantação da Orizon: Foto: Divulgação
8 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 biocombustíveis A NTS e a Urca Gás, subsidiária de comercialização de gás do Grupo Urca Energia, assinaram um memorando de entendimento para injetar biometano na rede de transporte a partir de 2024. A Gás Verde, do mesmo Grupo, vai produzir o gás renovável na usina de Seropédica (RJ) e fornecer até 120 mil m3/dia para o gasoduto de Japeri (RJ). Será o primeiro caso de injeção de biometano no sistema de transporte brasileiro, tema de crescente interesse entre as empresas com os debates de descarbonização. O gás renovável é resultado do processamento do biogás obtido em tratamento de RSUs e pode substituir o gás natural se estiver dentro das normas da ANP. A principal dificuldade, hoje, para a implementação de projetos é a pulverização da produção, comentou o diretor comercial da NTS, Hélder Ferraz. O executivo informou à Brasil Energia que a NTS já estudava potenciais pontos de injeção tanto no Rio de Janeiro quanto em São Paulo. “Isso [a pulverização] dificulta a logística associada à movimentação do biometano desde o polo produtor até à rede de transporte. Contudo, uma vez ultrapassado esse obstáculo, não vislumbramos impedimentos materiais do ponto de vista técnico ou regulatório que impeçam a injeção no sistema de transporte”, destacou. De acordo com o CEO da Gás Verde, Marcel Jorand, o acordo quebra barreiras geográficas ao possibilitar que o biometano chegue a diversos estados sem depender do modal rodoviário. Ele explicou que as indústrias podem reduzir em 99% as emissões de gases de efeito estufa com a adoção do biocombustível no processo produtivo. n NTS e Urca Gás assinam memorando para injeção de biometano na rede de transportes de GN Previsto para 2024, projeto prevê o fornecimento de 120 mil m3/dia de gás renovável para o gasoduto de Japeri (RJ) Usina de Seropédica (RJ), pertencente à Gás Verde. (Foto: Gás Verde/ Divulgação)
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10 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 biocombustíveis O Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT), do governo paulista, está desenvolvendo um processo de produção de hidrogênio verde por meio da gaseificação de biomassa e da reforma térmica de gases. A pesquisa, em execução desde janeiro, é feita em conjunto com o Instituto Tecnológico de Karlsruhe (KIT), da Alemanha. O projeto coordenado pelo laboratório de bioenergia e eficiência energética do IPT tem duração de doze meses e, segundo o pesquisador Ademar Ushima, combina dois tópicos: o primeiro é a geração de hidrogênio via gaseificação de bagaço de cana-de- -açúcar e a reforma térmica do gás. O segundo tópico é o armazenamento de hidrogênio via hidrogenação catalítica de bio-óleo (hidrodesoxigenação), gerado a partir da pirólise rápida (processo a altas temperaturas isento de oxigênio) do bagaço de cana. As atividades experimentais do projeto estão sendo executadas simultaneamente nas duas instituições: a etapa de gaseificação do bagaço de cana-de-açúcar em IPT desenvolve H2V pela gaseificação do bagaço da cana Projeto em parceria com pesquisadores alemães utilizará ainda a reforma térmica do gás de síntese para gerar o hidrogênio verde | POR MARCELO FURTADO | Etapa de preparação do bagaço de cana-de-açúcar no IPT
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 11 um reator de leito fluidizado, seguida da reforma térmica do gás de síntese gerado, por exemplo, é realizada pelo IPT. A segunda fase é feita pelo instituto alemão e consiste em realizar a pirólise rápida do bagaço de cana-de-açúcar para a obtenção do bio-óleo, que será então melhorado para precursores de combustível com maior teor de energia do que o óleo de pirólise original via hidrogenação catalítica. Os produtos serão 100 % renováveis e adequados para refino adicional em plantas comerciais. O acordo de cooperação técnica entre o IPT e o KIT foi firmado em 2020, com vigência até julho de 2024. Além desse projeto, há outra linha de pesquisa para estudar duas biomassas de cana-de-açúcar (bagaço e palha) via pirólise rápida e utilizando uma linha de by-pass com um sistema denominado quenching medium. Trata- -se de sistema de resfriamento circulante, utilizando etanol. Os pesquisadores também trabalham no bio-óleo de pirólise via hidrogenação catalítica, com o uso de novos catalisadores. O projeto está sendo executado desde 2020 e tem previsão de finalização em 2024. Programa de aceleração de H2V tem oito vencedoras Terceiro ciclo de inovação do iH2brasil da Cooperação BrasilAlemanha para o Desenvolvimento Sustentável selecionou startups que se destacam em projetos de energia renovável | POR CELSO CHAGAS | A Cooperação Brasil-Alemanha para o Desenvolvimento Sustentável, por meio do programa de inovação iH2brasil, anunciou em julho as oito selecionadas para o seu terceiro ciclo de aceleração, dedicado a startups que se destacam no desenvolvimento da energia renovável. Foram selecionadas as startups Delphys Partners, Protium Dynamics, NovoCell Sistemas de Energia, Aquapower, Rio Petróleo, Tecnoagro, Eidee Inova e Pix Force. O processo seletivo incluiu um pitch day, em que as startups tiveram a oportunidade de apresentar suas propostas e soluções inovadoras para um painel de especialistas. Com o suporte técnico e regulatório oferecido pelo programa, elas têm agora a oportunidade de acelerar o desenvolvimento e a comercialização de suas soluções. As empresas receberão apoio para impulsionar seus negócios e promover a inovação aberta. Será desenvolvido um projeto-piloto focado na cadeia de H2V, proporcionando acesso ao mercado e suporte em todas as etapas do desenvolvimento. O objetivo é fortalecer o ecossistema brasileiro de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação, por meio do apoio a soluções que abranjam toda a cadeia produtiva do hidrogênio verde.
12 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 biocombustíveis O iH2brasil é uma iniciativa do projeto H2Brasil, que integra a Cooperação Brasil-Alemanha para o Desenvolvimento Sustentável. É implementado pela Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH (GIZ Brasil) e pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e financiado pelo Ministério Federal da Cooperação Econômica e do Desenvolvimento da Alemanha (BMZ). Já a realização da iniciativa fica por conta da Aliança Brasil-Alemanha para o Hidrogênio Verde, composta pelas Câmaras Brasil-Alemanha do Rio de Janeiro e São Paulo. Desde sua criação, o programa tem promovido edições dedicadas a diferentes categorias, como startups, entusiastas e P&D. A iniciativa já promoveu três diferentes ciclos de aceleração, com oito startups selecionadas em cada edição, totalizando 24 empresas beneficiadas ao fim do processo. As startups selecionadas recebem uma série de serviços voltados para o desenvolvimento profissional e mercadológico de seus integrantes, com diversos mecanismos e recursos para fortalecer seus negócios. Abaixo, as soluções apresentadas pelas oito empresas selecionadas do terceiro ciclo: Delphys Partners Desenvolver dispositivos para produção de H2V através da reforma catalítica do etanol para aplicações na logística e em geração distribuída de energia. Aprimorar a utilização do H2V de biomassa obtidos em grandes volumes para as indústrias de cimentos e siderúrgicas. Produzir hidrogênio verde partindo da reforma a vapor do etanol, aperfeiçoar aplicações industriais do H2 para trade off industriais dos combustíveis fósseis. Labmater da UFPR, selecionado entre instituições sem fins lucrativos: equipamentos serão usados no projeto para produção de hidrogênio verde a partir do biogás rural e seu uso em célula a combustível.
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 13 Protium Dynamics Utilização de hidrogênio verde produzido in-loco e sob demanda para processos industriais como por exemplo: fornos, caldeiras ou como matéria prima em processo produtivo. Reduzir o consumo de combustíveis fósseis, a emissão de gases de efeito estufa e aumentar a eficiência energética de processos industriais por meio da utilização de hidrogênio verde. NovoCell Sistemas de Energia Armazenamento de energia e operação em condições de back-up e em emergências, por sistemas eletroquímicos, em substituição aos geradores diesel e às baterias estacionárias. Vai desenvolver um gerador de energia para back-up em unidades Industriais & Comerciais & Fabris, com zero Impacto ambiental, por ser isento de poluição sonora e atmosférica, a partir do gás hidrogênio verde, isento de monóxidos de carbono. Aquapower A proposta é gerar eletricidade renovável a partir de excedentes de pressão em redes hidráulicas existentes. A eletricidade renovável produzida pela Aquapower é não intermitente. O principal objetivo é integrar um módulo de eletrólise à turbina atual, para poder gerar hidrogênio de maneira distribuída e em pequena escala. Rio Petróleo Projeto de sistemas de produção e armazenamento de hidrogênio em campos de petróleo depletados e distribuição deste utilizando a infraestrutura atual de gasodutos. Processo patenteado da Rio Petróleo permite usar o hidrogênio para aumentar a recuperação de petróleo. Redução significativa dos custos de produção de hidrogênio. Ganho com recuperação de petróleo. Tecnoagro Utilização de amônia verde para desativação de deoxinivalenol (DON) em grãos de trigo. Tem como objetivo desativar a micotoxina DON presente nos grãos de trigo e que são tóxicas quando consumidas por humanos e animais. Eidee Inova A startup tem o objetivo de tornar o hidrogênio verde acessível a todos, reduzindo o custo da eletrólise da água para que o hidrogênio seja competitivo em relação aos combustíveis fósseis. Para isso, vai oferecer soluções modulares, flexíveis e escalonáveis para a produção de Hidrogênio Verde com módulos hidrolisadores AEM (Anion Exchange Membrane) de 2,4 kW a 1 MW. Pix Force A companhia propõe o desenvolvimento de uma plataforma inteligente para automatizar a inspeção de tanques de armazenamento de hidrogênio verde usando Inteligência Artificial (IA). O projeto consiste em três etapas: Plataformas de captura (Câmeras Hiperespectrais e Termográficas), Desenvolvimento de IA para análise e organização de dados; plataforma de gerenciamento de dados. Com as etapas combinadas, para resultar no monitoramento contínuo e eficiente da área de interesse. n
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 15 Zilmar Souza é doutor em engenharia de produção e pós-doutor em economia. Atua principalmente em temas relacionados ao setor elétrico, Agroenergia e Economia Ambiental. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Zilmar Souza A aplicação do conceito de sandbox regulatório é relativamente nova. Em 2015, foi aplicado pelo regulador financeiro do Reino Unido para acelerar as inovações naquele mercado. No Brasil, a Lei Complementar nº 182/21, que instituiu o marco legal das startups e do empreendedorismo inovador, definiu o ambiente regulatório experimental (ou sandbox regulatório) como sendo elaborado com a finalidade de suspender temporariamente a obrigatoriedade de cumprimento de normas exigidas para atuação em determinados setores, permitindo que empresas possam usufruir de um regime diferenciado para lançar novos produtos e serviços inovadores, com menos burocracia e mais flexibilidade, mas com o monitoramento e a orientação dos órgãos reguladores (TCU, 2023). Contudo, a ideia de um sandbox regulatório vai além de se estimular apenas o desenvolvimento de um produto ou serviço regulado, tratando também de soluções regulatórias inovadoras. Em 2022, a ANTT, citando o Centro de Inovação Regulatória do Canadá – CRI (2021), sumarizou esses experimentos de sandbox regulatório a essas duas funções principais: •Teste de produto ou serviço, correspondente ao tipo de experimento de um produto ou serviço regulado; e •Teste de solução regulatória inovadora, correspondente aos experimentos de uma nova abordagem para regular e ao experimento de uma política ou processo regulatório. Desde setembro de 2020, quando a Aneel autorizou a Copel a realizar projeto-piloto de Chamada Pública para contratar energia proveniente de geração distribuída e formar micro redes, o conceito de sandbox regulatório começou a se materializar no setor elétrico. Em 14 de dezembro de 2021, a Aneel publicou o regulamento para o desenvolvimento e aplicação de projetos-pilotos que envolvam faturamento diferenciado pelas distribuidoras de energia elétrica, conhecidos como sandboxes tarifários. A iniciativa resultou na 1ª Chamada Pública para Sandbox Tarifário, com a autorização pela Aneel, em 18 de abril de 2023, da execução de seis projetos de sandbox tarifário, com prazos para a conclusão variando de 22 a 44 meses. Paralelamente, também está em curso a implementação de sandboxes com foco na prestação de serviços ancilares, sendo que o ONS poderá dispor, mediante autorização específica da Aneel, de produtos alternativos para prestação de serviços ancilares em ambiente regulatório experimental. No início de julho deste ano, a Aneel instaurou a Tomada de Subsídios 009/2023, buscando obter subsídios para o estabelecimento de diretrizes para programas abrangentes de ambiente regulatório experimental no setor (e não apenas sandbox tarifário). A cadeia de valor no setor elétrico é ampla, compreendendo a produção, o transporte, a distribuição, a comercialização e o consumo de energia elétrica. A possibilidade de extensão de sandbox regulatório para toda a cadeia de valor será um importante avanço, com geração de resultados para investidores e consumidores finais. Além do desenvolvimento de tecnologias, um brainstorming rápido nos informa que testes de solução regulatória serão úteis para prover regulamentação inovadora e ágil em temas como: atributos ambientais no setor elétrico; permissão da venda bilateral de excedentes às garantias físicas das usinas de fonte renovável e dos créditos de GD no mercado livre; tornar a liquidação financeira no mercado de curto prazo eficiente – ainda judicializada; armazenamento de energia; simplificação do processo de Liquidação Financeira dos Encargos de Uso da Transmissão etc. São muitos os desafios temáticos e, certamente, sandboxes regulatórios ajudarão a acelerar o aprimoramento da regulamentação, sob supervisão dos entes reguladores, melhorando o ambiente de negócios e beneficiando os consumidores finais no setor elétrico brasileiro. Sandboxes regulatórios para a cadeia de valor no setor elétrico
16 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo Exploração em um momento crítico
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 17 Os R$ 20,5 bilhões estimados para investimentos até 2027 precisam ser renovados para o Brasil continuar exportador no mapa global | POR ANA LUISA EGUES E FERNANDA NUNES | A ANP projeta que R$ 20,5 bilhões serão investidos na fase de exploração até 2027, de acordo com o Plano de Trabalho Exploratório previsto para 2023. Esse número inclui a previsão para levantamentos geofísicos (sísmica 2D, sísmica 3D, gravimetria e magnetometria), dados exclusivos e não exclusivos (compra de dados) e para a perfuração de poços exploratórios. A maior parte deste montante será destinada para a perfuração de poços (R$ 19,25 bilhões) no ambiente marítimo. O investimento previsto para 2023 é de R$ 5,9 bilhões, o que representa 29% do montante, tendo em vista que muitas das atividades até 2027 são contingentes às atividades relacionadas aos anos anteriores, de acordo com o coordenador geral de Regulação e Gestão da Informação da ANP, Edson Montez, durante apresentação do Relatório Anual de Exploração 2022. Para a Margem Equatorial Brasileira (MEQ), os investimentos previstos totalizam R$ 11 bilhões. No mar, a Bacia de Foz do Sonda Valaris Renaissance (DS-15), em contrato com a TotalEnergies
18 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo Amazonas concentra o maior volume de investimentos, seguida de Campos e Santos, enquanto em terra a Bacia do Amazonas concentra o maior volume de investimentos, seguida por Parnaíba e Paraná. A previsão é que 32 poços exploratórios sejam perfurados neste ano e 36 poços exploratórios sejam perfurados em 2024. A Bacia da Foz do Amazonas lidera entre as marítimas para toda a fase de exploração (8 poços), e 11 dos 28 poços previstos em bacias marítimas até 2027 devem ser perfurados na MEQ. No onshore, as bacias do Parnaíba e Amazonas lideram para toda a fase de exploração (com 15 e 14 poços, respectivamente). Ameaças à expansão do E&P A competição do Brasil com a África, Suriname, Guiana, Oriente Médio e Estados Unidos é uma ameaça para a expansão da exploração e produção no país, segundo a diretora da ANP, Symone Araújo. Ela ainda aponta a disciplina de capital e a redução dos investimentos em óleo e gás como riscos para o futuro do mercado interno. No Brasil, o cenário já é de retração das aquisições de novas áreas. Existem, atualmente, 295 blocos sob contrato, e a tendência é de queda, embora a indústria tenha experimentado uma recuperação de 24% em 2022, comparado ao ano anterior (238 blocos), por conta, principalPerfuração de poços exploratórios e preço médio do barril de petróleo (US$/bbl) Fonte: Relatório Anual de Exploração 2022 da ANP com dados oriundos da US Energy Information Administration (EIA) Obs: De forma a isolar o impacto da variação do quantitativo de blocos sob contrato ao longo do tempo, as barras do gráfico representam a divisão entre o número de poços perfurados e o número de blocos sob contrato no respectivo ano.
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 19 mente, das assinaturas dos contratos da terceira rodada de oferta permanente, de acordo com o órgão regulador. “A produção de petróleo dos campos marítimos em produção, com base nas reservas 2P, atingirão o pico antes de 2030, com declínio significativo se não houver novas incorporações de reservas, por meio de novas descobertas comerciais. O número de poços exploratórios perfurados anualmente continua baixo”, afirmou Araújo no Primeiro Simpósio Estadual de Geografia, destacando a necessidade de que novas aquisições e explorações sejam feitas. Há quatro anos, o panorama dos contratos firmados com a ANP em início da fase de exploração no polígono do pré- -sal é de queda. Em 2018, eram 12. Em 2019, 1. E, desde então, nenhuma área começou a ser explorada na região. Considerando o cenário de todas as áreas contratadas, o ano de 2022 foi o terceiro consecutivo sem a realização de levantamento exclusivo, outra comprovação da desaceleração da atividade. As estatísticas ainda revelam que, em 2011 e 2012, 269 poços exploratórios foram perfurados no Brasil. Enquanto, em 2022, foram 23. Em menos de uma década, o desempenho do segmento passou de um poço perfurado a cada dois blocos sob contrato para um poço perfurado a cada dez. Na Margem Equatorial, um único poço foi perfurado, na Bacia Potiguar. “Esse talvez seja o número mais evidente e acessível do que foi o desempenho do segmento. A gente passou por um período pandêmico, tem blocos suspensos associados a questões ambientais. Tudo isso influenciou o desempenho do segmento nos últimos anos”, explicou Montez. Ele acrescentou ainda que as bacias de Campos e Santos lideram os dados de poços perfurados. Bacias de nova fronteira “Destaca-se também o número expressivo de blocos nas bacias de nova fronteira da margem equatorial: Barreirinhas, Potiguar, Foz do Amazonas e Pará-Maranhão. Eram 41 blocos, aproximadamente 30% do número de blocos marítimos sob contrato, e mais de 27.000 km2 de área, indicando que a indústria está atenta ao elevado potencial exploratório da margem equatorial”, segundo o texto do relatório anual. Esse número expressivo de blocos na Margem Equatorial Brasileira, somado aos 43 blocos sob contrato nas bacias de nova fronteira terrestres e aos 14 blocos atualmente suspensos na Bacia de Barreirinhas sinalizam, de acordo com Montez, a necessidade de o país vencer os entraves associados às questões ambientais de forma que a exploração de petróleo e gás na MEQ possa avançar. SYMONE ARAÚJO, diretora da ANP: declínio significativo se não houver novas incorporações de reservas
20 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo “Nós estamos vivendo um momento muito grave. Se a exploração na MEQ não avançar, nós estaremos fadados a não estar mais na balança comercial. E, tecnicamente, não há razões para que isso aconteça”, afirmou Allan Kardec Duailibe, ex-diretor da ANP, durante o seminário. Luciano Lobo, Superintendente de Exploração da ANP, chegou a sugerir se não seria o momento da ANP “entrar nesse processo”, uma vez que a agência reguladora já perfurou poços de fomento por meio do financiamento via cláusula de PD&I. No curto prazo, existem 17 Planos de Avaliação de Descoberta (PADs) ativos, sendo que nove estão com postergação da declaração de comercialidade e sete estão suspensos. Dos sete suspensos, três (de um total de quatro) estão localizados na MEQ. “Ou seja, em outras palavras, qualquer incorporação de reservas nessa área depende, hoje, de apenas um PAD que não está suspenso”, explicou Montez. Avanços necessários Estudo do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás (Ineep) revela ainda que, a partir de 2018, na Petrobras, o volume de perfurações marítimas se estabilizou em um nível quatro vezes menor do que no auge, de 2009 a 2013. Os menores níveis de perfuração de novos poços foram registrados em 2019 e 2020. Segundo o diretor técnico do Ineep, Mahatma dos Santos, esses números refletem uma queda dos investimentos da empresa nos últimos anos, em gestões passadas. Para comprovar a tese de que é preciso avançar no setor, a diretora da ANP, Symone Araújo, destacou, em sua palestra, a existência de um único campo do pré-sal leiloado desde 2017 com Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) em análise pela agência, o de Aram, localizado na Bacia de Santos. “Nem toda estrutura mapeada (no pré-sal) significa a certeza de uma acumulação petrolífera. Muitos prospectos tidos como promissores se mostraram secos”, afirmou o geólogo João Clark. Na tentativa de aumentar o apetite das empresas pelo setor petrolífero no Brasil, a ANP tem tomado uma série de resoluções e outras estão em estudo. A agência prorrogou a fase exploratória por 18 meses e reduziu royalties relativos a produções incrementais, novos contratos para bacias maduras e novas fronteiras. Em estudo, o destaque é a possibilidade de redimensionamento de blocos. Os blocos offshore brasileiros têm, em média, 650 km2 de extensão, enquanto os do Uruguai têm 13 mil km2. A projeção é de que o primeiro redimensionamento aconteça no segundo semestre deste ano. No pré-sal, “muitos propectos tidos como promissores se mostraram secos”, João Clark
22 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo | POR ANA LUISA EGUES | A ANP prorrogou a fase de exploração de 12 blocos exploratórios – sendo seis operados pela ExxonMobil, três pela Murphy Brasil, dois da Ubuntu Engenharia e um da Petrobras – por meio das Resoluções ANP nº 815/2020 e nº 878/2022. As resoluções concedem prazo adicional de nove meses e 18 meses, respectivamente. Começando pelos blocos da ExxonMobil, as áreas SEAL-M-503, C-M-37 e C-M-67, adquiridas na 14ª Rodada de Licitações da ANP e localizadas nas Bacias de Sergipe-Alagoas e Campos, nesta ordem, tiveram a fase exploratória adiada para 29 de outubro de 2025. Já os blocos SEAL-M-505, SEAL-M-575 e SEAL-M-637, adquiridos no 1º Ciclo da Oferta Permanente, tiveram o período único adiado para 14 de novembro de 2027. Os blocos de Sergipe-Alagoas são operados pelo consórcio formado por ExxonMobil (50%), Enauta (30%) e Murphy (20%), enquanto os blocos da bacia de Campos são operados pela Exxon com 100% de participação. Por sua vez, a Murphy conseguiu a aprovação para adiar a fase exploratória dos blocos POT-M-857, POT-M-863 e POT-M-865, localizados na Bacia Potiguar e adquiridos pela companhia com 100% de participação na 15ª Rodada de Licitações da ANP. O período único foi prorrogado até 7 de fevereiro de 2028. Ainda na Bacia Potiguar, a Petrobras conseguiu o adiamento da fase de exploração do bloco POT-M-952, até 11 de dezembro de 2027. O bloco também foi adquirido na 15ª Rodada de Licitações da ANP e é operado pela estatal (60%) em parceria com a Shell (40%). Por fim, a Ubuntu obteve a prorrogação do 1º e 2º período exploratórios dos blocos PAR-T-198 e PAR-T-218, ANP prorroga a fase de exploração de 12 blocos exploratórios As áreas, operadas por quatro companhias (ExxonMobil, Murphy, Ubuntu e Petrobras), estão localizadas nas bacias de Sergipe-Alagoas, Potiguar, Campos e Paraná Continua intensa a atividade de perfuração em áreas concedidas e mapeadas
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 23 | POR ANA LUISA EGUES | A sonda Valaris DS-17 teve a sua reativação concluída no segundo trimestre deste ano e deverá iniciar o seu contrato com a Equinor neste mês de agosto. A unidade de águas ultraprofundas foi contratada pela norueguesa para perfurar um poço de avaliação, fechar um antigo poço de exploração e conduzir escopo adicional de perfuração no campo de Bacalhau, no pré-sal da Bacia de Santos. O contrato da sonda, com término previsto para fevereiro de 2025, foi avaliado em US$ 327 milhões, e inclui um pagamento adiantado de aproximadamente US$ 86 milhões para mobilização, atualizações de capital e uma contribuição para os custos de reativação, segundo a atualização do Fleet Status Report da Valaris. Além da DS-17, a Equinor vai alocar o navio-sonda West Saturn, da Seadrill, que já está sendo submetido a adaptações no estaleiro Jurong, no Espírito Santo, para atender às exigências contratuais da companhia. localizados na Bacia do Paraná e adquiridos com 100% de participação na 12ª Rodada de Licitações da ANP. Os prazos foram adiados para 3 de fevereiro de 2026 e 3 de fevereiro de 2028, respectivamente. Não há nenhum poço exploratório perfurado nos 12 blocos citados, segundo dados da ANP. Portfólio A ExxonMobil possui participação em 26 blocos no Brasil, nas Bacias de Campos (13, sendo oito não operados e cinco operados), Sergipe (oito, todos operados), Santos (quatro, sendo três operados e um não-operado) e Alagoas (um, operado), e a participação não-operada de 50% nos campos de Bacalhau e Bacalhau Norte, em desenvolvimento na Bacia de Santos. Já a Murphy possui participação em 12 blocos no Brasil, sendo oito em Sergipe (não operados), os três citados da Bacia Potiguar (operados) e um não operado em Alagoas. O portfólio da Ubuntu é formado pelos dois blocos no Paraná e o campo em desenvolvimento de Dó-Ré-Mi, na Bacia de Sergipe (operado com 50% de participação, em parceria com a Centro Oeste O&G). Sondas da Valaris em Campos e Santos Companhia fecha contratos com Equinor para Bacalhau e com TotalEnergies para Lapa e bloco C-M-541
24 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo TotalEnergies contrata DS-15 O relatório mais recente da frota da Valaris, divulgado no início de agosto, também informa que o contrato da Valaris DS-15 com a TotalEnergies, iniciado em junho de 2021, teve o seu término estendido de fevereiro de 2024 até maio do mesmo ano, a uma taxa diária de operação de US$ 254 mil. A unidade foi afretada pela Total com o objetivo de executar campanha no bloco C-M-541, na Bacia de Campos, e no campo de Lapa, em Santos. Posteriormente, a sonda será utilizada pela Petronas, para a campanha exploratória da companhia malaia em Campos, que está prevista para ser iniciada no final deste ano. Outras sondas no país A Valaris possui outras duas sondas afretadas no país: a Valaris DS-8, de fevereiro de 2024 até janeiro de 2027, e a Valaris DS-4, de julho de 2022 até dezembro de 2023, ambas com a Petrobras. Os novos contratos e as extensões firmadas no 2T23 renderam à companhia cerca de US$ 180 milhões durante o trimestre. A receita da companhia no segundo trimestre do ano totalizou US$ 415 milhões, representando uma redução de 3% ante o trimestre anterior (US$ 430 milhões). Segundo a Valaris, a queda está relacionada ao menor número de dias de operação da frota de jackups e às menores receitas de mobilização e desmobilização, que foram parcialmente compensadas por um aumento na média da taxa diária para floaters e jackups. A Valaris teve um prejuízo de US$ 27,3 milhões no período, ante o lucro reportado de US$ 48,6 milhões no 1T23. Sonda Valaris DS-17, contratada pela Equinor para Bacalhau
Inovação na indústria do petróleo Uma plataforma marítima pode ter em média 300m de comprimento, 60m de largura, 2 mil m de profundidade e ficar a mais de 300km da costa. A solução inclui painel de gestão para acompanhar o volume de processamento de cada Workstation Virtual, habilitar ou desabilitar acesso a programas e softwares por usuário e ainda fazer upgrades de configuração. A alta capacidade de processamento é viabilizada por vGPUs da NVIDIA. “Nossa tecnologia permite, mesmo em alto mar, renderizar imagens e gráficos com alta velocidade e resolução. Com ampla capacidade de processar dados, os engenheiros conseguem monitorar as instalações com agilidade e precisão”, esclarece o Gerente Geral de Vendas da divisão Enterprise da NVIDIA no Brasil, Marcel Saraiva. Avançadas inovações tecnológicas como as Workstations as a Service da Arlequim contribuem com a indústria de Óleo e Gás ao incrementar a gestão por meio do monitoramento e da tomada de decisão baseada em dados. A solução também faz a diferença em ESG ao reduzir a troca de equipamentos e, em consequência, a produção de lixo eletrônico. Clique aqui para saber mais. “Usar tecnologia é um desafio, pois requer equipamentos robustos e internet ultrarrápida, quase sempre indisponível nestes locais”, analisa o Diretor Comercial da Arlequim Technologies, Marcio Gerbovic. A empresa cria Workstations as a Service para diferentes negócios. Na indústria de petróleo, o serviço permite acessar com alta disponibilidade aplicações com Terabytes de dados, gráficos e imagens de qualquer lugar, inclusive nos navios em movimento. A solução tem parceria com a Cirion, provedora de infraestrutura que viabiliza a comunicação entre os servidores de dados das empresas petrolíferas e as Workstations Virtuais Arlequim. Com altíssima configuração e poder de processamento, os equipamentos utilizam unidades de processamento gráfico (vGPUs) para renderizar arquivos super pesados. Eles permitem acessar softwares de geociência em tempo real para consulta e atualização de dados com assertividade. Arquitetura única A Cirion integra a solução em rede privada, que segue rígidos requisitos de segurança e apresenta desempenho superior ao de redes locais. “Seria inviável resolver essa dor do ramo de óleo e gás sem uma infraestrutura robusta na retaguarda, envolvendo servidores e armazenamento, trocando informações com o mínimo de delay”, explica o Diretor de Produtos Data Center & Hybrid Cloud da Cirion Brasil, Rodrigo Oliveira. Basta utilizar qualquer dispositivo conectado a um wi-fi com internet mínima de 10Mbps para acessar a Workstation Virtual na nuvem. Depois de logar no ambiente Arlequim, a velocidade de internet passa a ter escala de Gigabytes.
26 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo | POR ANA LUISA EGUES | A Shell encontrou fluidos de gás no poço 1-SHEL-35A-RJS, perfurado no bloco C-M-659, na Bacia de Campos, em agosto. O poço, chamado Suçuarana-1A, é um re-spud do 1-SHEL-35-RJS (Suçuarana-1), que começou a ser perfurado em águas ultraprofundas no final de junho. “Por motivos operacionais, realizamos o re-spud do poço 1-SHEL-35-RJS. Desta forma, o poço que antes era 1-SHEL-35-RJS, agora passa a ser 1-SHEL-35A-RJS, seguindo a nomenclatura estabelecida pela ANP”, | POR FERNANDA LEGEY | O Ibama concedeu à Petronas a licença de operação para perfurar o poço exploratório MOLA-1, o primeiro da petroleira no Brasil, no bloco C-M-661, localizado na Bacia de Campos. A campanha, prevista para o final de 2023, será executada pelo navio-sonda Valaris Renaissance (DS-15). Dependendo do resultado do MOLA-1, há a possibilidade de a empresa perfurar mais quatro poços contingentes (MOLA-2, MOLA-3, MOLA-4 e ARINCA-1), além de realizar testes de formação. Também poderão ser feitas pela DS-15, mas não há previsão de perfurações simultâneas. Atualmente, o navio-sonda está afretado para a TotalEnergies, com intuito de executar campanhas no campo de Lapa, na Bacia de Santos, e no bloco C-M-541, em Campos, até abril de 2024, após estender o afretamento da DS-15 em maio deste ano. Além disso, a petroleira malaia irá perfurar um outro poço na Bacia de Campos, na área do C-M-715, arrematado na 16ª Rodada. A campanha do segundo bloco será realizada apenas em 2024, também pelo DS-15. Em 2019, a petroleira arrematou o bloco C-M-661 na 16ª Rodada de Licitações de Blocos da ANP, operando-o com 100% de participação, bem como o bloco C-M-715 (100%). A empresa é concessionária em dois blocos (20% no C-M541, também em Campos, e 21% no bloco de Sépia, no pré-sal da Bacia de Santos), e possui participação de 50% nos campos de Espadarte e Tartaruga Verde, ambos localizados na Bacia de Campos. Petronas perto de perfurar na Bacia de Campos Ibama concede licença de operação para a petroleira malaia perfurar o seu primeiro poço exploratório no país Shell encontra fluidos de gás em águas ultraprofundas na Bacia de Campos Os fluidos foram encontrados em poço que começou a ser perfurado no bloco C-M-659 no final de junho deste ano
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 27 afirmou a assessoria de imprensa da Shell à Brasil Energia. Os fluidos foram encontrados em lâmina d’água de 2,9 mil m. A Shell poderá perfurar até seis poços no C-M-659, sendo um firme e cinco contingentes, segundo a licença de operação emitida pelo Ibama no dia 23 de junho deste ano. A licença também autoriza a realização de até quatro testes de formação no C-M-659. O bloco – adquirido na 16ª Rodada de Licitações, realizada em 2019 – é operado pelo consórcio formado por Shell (40%), Chevron (35%) e QatarEnergy (25%), e possui o vencimento da fase exploratória previsto para 14 de novembro de 2027. A campanha no bloco será realizada pela semissubmersível Noble Developer, da Maersk Drilling, que também realizará operações de intervenção em poços do Parque das Conchas. Na Bacia de Campos, a Shell opera quatro blocos e cinco campos: C-M-659 (40%), C-M-713 (40%), C-M-757 (100%) e C-M791 (40%); Abalone (50%), Argonauta (50%) e Ostra (50%, que formam o Parque das Conchas), Bijupirá (80%, atualmente em devolução) e Salema (80%), respectivamente. Ao todo, a companhia possui participação em 32 blocos no país, sendo 19 na Bacia de Santos, seis em Barreirinhas, quatro em Campos e três em Potiguar. Em relação aos campos (em desenvolvimento, produção e em devolução), possui participação em 16 no país, sendo 11 em Santos e cinco em Campos. Sonda semissubmersível Noble Developer, da Maersk Drilling
28 Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 petróleo | POR ANA LUISA EGUES | A Eneva iniciou a perfuração dos poços 1-ENV-44-MA, na Bacia do Parnaíba, e 3-ENV-43D-AM, na Bacia do Amazonas, ambos na segunda quinzena de julho. O 1-ENV-44-MA foi perfurado no bloco PN-T-102A, que foi adquirido pela Eneva com 100% de participação no 1º Ciclo da Oferta Permanente, realizado em 2019. Além deste poço, outros oito foram perfurados no bloco: os pioneiros 1-ENV-15-MA, 1-ENV-26-MA e 1-ENV-42-MA, e os poços de extensão 3-ENV-17D-MA, 3-ENV-32D-MA, 3-ENV- -34-MA, 3-ENV-37D-MA e 3-ENV-38-MA, segundo dados da ANP. Os campos de Gavião Mateiro e Gavião Belo foram declarados comerciais a partir de indícios encontrados no bloco PN-T- -102A. As declarações de comercialidade foram notificadas pela ANP em novembro de 2022 e fevereiro de 2021, nesta ordem. Já o poço 3-ENV-43D-AM foi perfurado no bloco AM-T-84, adquirido pela companhia com 100% de participação no 2º Ciclo da Oferta Permanente, em 2020. Além deste poço, outros três foram perfurados na área: o pioneiro 1-ENV-25D-AM e os poços de extensão 3-ENV-33D-AM e 3-ENV-35D-AM. O AM-T-84 não originou nenhum campo até o momento. No entanto, em maio deste ano, a Eneva informou que produziu e comercializou cerca de 73 mil barris de óleo por meio do Teste de Longa Duração (TLD) de 60 dias executado no poço 1-ENV-25D-AM, que foi perfurado no bloco. O vencimento da fase exploratória do PN-T-102A está previsto para 14 de maio de 2028, enquanto o vencimento da fase de exploração do AM-T-84 está previsto para 28 de dezembro de 2030. Ambos os blocos são terrestres. A Eneva possui um portfólio de 25 blocos exploratórios operados nas Bacias do Amazonas (3), Paraná (4) e Parnaíba (17), e uma área de acumulação marginal na Bacia do Solimões (Juruá). A companhia também é operadora de 12 campos de gás (sendo seis em produção e seis em desenvolvimento, todos na Bacia do Parnaíba, com exceção do campo de Azulão, que está localizado na Bacia do Amazonas). Eneva inicia a perfuração de dois poços Os poços foram perfurados nas bacias do Parnaíba e Amazonas, em blocos adquiridos no regime de Oferta Permanente Sonda terrestre da Eneva
Brasil Energia, nº 482, 15 de agosto de 2023 29 | POR FERNANDA NUNES E FERNANDA LEGEY | A Petrobras está confiante de que vai perfurar um poço na Margem Equatorial ainda neste ano, na Bacia de Foz do Amazonas ou na Potiguar. Segundo o diretor de Exploração e Produção da estatal, Joelson Falcão Mendes, não há informações pendentes a serem entregues ao Ibama. Num primeiro momento, o instituto cobrou da empresa a realização de uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS) na Bacia de Foz do Amazonas. Mas a proposta da estatal é que o trabalho seja feito apenas na fase de produção do projeto. “Deixamos o governo informado das ações. Trocamos correspondências com o Ibama para tirar dúvidas. Agora, [o licenciamento da área] está sob análise do Ibama”, afirmou Mendes em teleconferência sobre os resultados do 2T23, realizada no início de agosto. Em encontro com jornalistas, o diretor de E&P disse que, enquanto não há uma definição sobre a Foz do Amazonas, a Petrobras mira também no campo de Pitu Oeste, na Bacia Potiguar. Ao todo, a estatal planeja perfurar 16 poços na Margem Equatorial e reservou US$ 3 bilhões de investimento para isso. Mendes ressaltou, também, que a Petrobras se prepara para iniciar a exploração das áreas da primeira rodada de ciclo permanente – Norte de Brava e Água Marinha, na Bacia de Campos, e Sudoeste de Sagitário, na Bacia de Santos. O plano é perfurar poços em cada um dos três blocos em 2024. Perfuração em Sagitário A Petrobras perfurou em junho o poço de extensão 3-BRSA-1388D-SPS, no prospecto de Sagitário, localizado no bloco S-M-623. Situado no pré-sal da Bacia de Santos, este é o segundo poço de extensão do bloco, sendo o primeiro o 3-BRSA-1370-SPS, no qual a estatal descobriu indícios de petróleo em 2020. A partir dos resultados do 3-BRSA- -1370-SPS, que foram “aquém das expectativas”, a Petrobras solicitou à ANP, em 2021, a revisão do plano de avaliação de descoberta (PAD) do poço 1-BRSA-1063-SPS. A agência determinou, como compromisso contingente, a perfuração de um segundo poço de extensão. A próxima etapa é realizar um teste de formação em poço revestido (TFR), que está condicionado ao resultado do poço em questão – também um compromisso determinado pela ANP. O PAD Petrobras espera perfurar na Margem Equatorial ainda neste ano A estatal está otimista com o início da exploração na região, seja na Bacia de Foz do Amazonas ou na Potiguar. Não há informações pendentes a serem entregues ao Ibama, segundo a empresa
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