Bruno Armbrust . Claudio Sales . Eduardo Tobias . Heitor Paiva . Jerson Kelman . Magda Chambriard . Mariana Mattos . Marcus D’Elia . Osmani Pontes . Paulo Cunha . Telmo Ghiorzi . Wagner Victer . Zilmar Souza ANÁLISES EÓLICA Demanda de 12 mil técnicos até 2027 energiahoje.com / petroleohoje.com Ano 42 - No 483 - brasilenergia.com GÁS Demanda em 200 cidades sem gasoduto Rotas no Norte, Nordeste e Centro-Oeste COMBUSTÍVEIS Biodiesel pode substituir 20% do diesel A gasolina carbono zero da Petrobras HIDRELÉTRICA Serviços ancilares retornam R$ 32 milhões PETRÓLEO O “abalo sísmico” da compra da PGS pela TGS Perfuração offshore e a transformação no RN CONSUMIDOR 77% da expansão tem destino o Mercado livre TRANSMISSÃO Previsibilidade de grandes resultados até 2025 ELETROMOBILIDADE cresce para atender VE Rede de eletropostos SOLAR Opção em comunidades isoladas da Amazônia BIOENERGIA As perspectivas crescentes do Biometano Etanol de milho atrai mais que o da cana ENTREVISTAS da XP Investimentos Joelson Mendes, da Petrobras Alex Vidal, TECNOLOGIA E INOVAÇÃO Hisep, a tecnologia que controla o CO Uma segunda vida para as baterias de lítio 2 ESPECIAL OTC Brasil – Cobertura em vídeos e texto
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro 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 Lúcia Ribeiro - (21) 97015-4654 São Paulo Alex Martin - (11) 99200-0956 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 Leia esta edição com recurso a 20 vídeos Depois de quatro anos de intervalo, o Rio de Janeiro recebeu, em outubro, a OTC Brasil, nesta edição sob o tema “Tecnologias para o Offshore do Brasil Contribuindo para as Necessidades Energéticas Mundiais”. Foram mais de 70 apresentações nos três dias de conferência, e 180 expositores na feira, com público recorde de 21 mil participantes. A cobertura feita pela equipe especializada da Brasil Energia, disponibilizada diariamente para assinantes e não assinantes, está consolidada nesta edição. Aqui você vai encontrar o resumo jornalístico em texto do que foi destaque nos painéis, notícias exclusivas apuradas com especialistas do Brasil e do mundo, e vai poder acessar diretamente, também, as 20 vídeo-entrevistas feitas durante o evento. O leitor vai perceber que a descarbonização e os desafios da transição energética foram temas dominantes. Empresas de petróleo investem em tecnologias para redução das emissões de suas atividades e de seus clientes, a ANP orienta a aplicação dos recursos de PD&I para pesquisas ligadas à transição energética, a cadeia produtiva se adapta e todo o setor se volta para atingir o net zero em 2050. E assim como as anteriores, esta edição traz a maior parte do conteúdo relacionado a energias renováveis, de biocombustíveis a eletromobilidade, passando por hidreletricidade, eólica, solar, bioenergia e gás renovável. Reflexo de como vai continuar evoluindo a matriz energética do planeta, com participação cada vez maior de energias limpas, cabendo ao petróleo o papel de prover recursos para a transição justa e segurança energética para o desenvolvimento dos países. Boa leitura! Rosely Maximo Editora executiva
4 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 acesse nossas redes sociais Editora Brasil Energia BrasilEnergiaEditora editorabrasilenergia @brasilenergia @brasilenergia edição 483 sumário eólica 14 Brasil demandará mais de 12 mil técnicos em parques onshore especial 101 OTC Brasil 2023 bate recorde de público gás natural 26 Gás liquefeito pode chegar a mais de 200 cidades 68 Gasodutos podem impulsionar mercado no N, NE e CO 116 TAG estuda projetos de R$ 20 bilhões tecnologia e inovação 112 Testes do Hisep vão determinar expansão de Libra empresas 118 Aquisições, joint ventures e investimentos: veja o que foi destaque nos negócios nomes 122 As nomeações nas empresas combustíveis 30 Biodiesel poderá substituir 20% do diesel em 2030? 77 Gasolina com emissões compensadas hidrelétrica 36 São Simão terá retorno de R$ 32,4 milhões por obras para serviços ancilares bioenergia 43 Etanol de milho deve suplantar o de cana de açúcar transmissão 61 Previsibilidade até 2025 e grande lucratividade. O que pode ser melhor? consumidor 72 Prazo para transição para o mercado livre exige atenção
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 5 colunistas entrevistas 99 BRUNO ARMBRUST A garantia do direito à conexão à rede é fundamental para o crescimento do biometano 75 CLAUDIO SALES Impactos da reforma tributária sobre o setor elétrico 23 EDUARDO TOBIAS Fatores de competitividade de um projeto de usina eólica onshore 13 HEITOR PAIVA Petróleo e ESG: uma coexistência harmoniosa 41 JERSON KELMAN Consumidor fantasiado de autoprodutor 53 MAGDA CHAMBRIARD Independentes invisíveis? 6 JOELSON MENDES, da Petrobras 54 ANDRÉ VIDAL, da XP Investimentos petróleo 46 Com Pitu, Petrobras pode descobrir uma “nova Bacia do Espírito Santo” eletromobilidade 83 Demanda por veículos elétricos impulsiona desenvolvimento de eletropostos solar 86 Energia renovável para comunidades da Amazônia 79 MARCUS D’ELIA Energia renovável deve substituir diesel com diferentes tecnologias 42 MARIANA MATTOS No Programa Combustível do Futuro, faltou o hidrogênio sustentável 28 OSMANI PONTES Decisões no curto prazo, escolhas de longo prazo 67 PAULO CUNHA O desafio de remunerar de forma justa 59 TELMO GHIORZI O Repetro e o desenvolvimento da indústria brasileira 33 WAGNER VICTER Créditos de carbono na União Europeia: lições e reflexões para o Brasil 45 ZILMAR SOUZA OCDE, Brasil e as renováveis na geração de energia elétrica biogás e biometano 88 Gás renovável em rota ascendente no Brasil
6 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 entrevista Joelson Mendes Diretor de Exploração e Produção da Petrobras Contratação de FPSOs dependerá do cenário internacional O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes, conduz a execução de investimentos bilionários, principal área da petroleira | FERNANDA NUNES |
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 7 O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes antecipou à Brasil Energia que o planejamento estratégico para os próximos cinco anos trará uma projeção de crescimento da produção de óleo e gás constante, equivalente às anteriores, e que a meta de 2023 será batida. Em 2022, a produção total, de 2,7 milhões de barris de óleo equivalente (boe), cresceu 3,2% em relação ao ano anterior. A meta para 2023 é de um volume de extração de 3,8 milhões de boe por dia no conjunto das áreas operadas. As grandes aquisições de plataformas e equipamentos já aconteceram, mas o cenário internacional pode mudar o rumo dos projetos e a contratação de plataformas previstas. Mendes adiantou ainda que a Petrobras quer voltar para a África, sobretudo, com a formação de parcerias na Namíbia. Esse é o projeto de internacionalização mais próximo de sair do papel. “Há uma costa grande na África, que um dia foi encaixada à América do Sul, com perspectivas boas”, disse. A Margem Equatorial continua sendo objeto de desejo da Petrobras. A expectativa é de que a Advocacia Geral da União (AGU), assim como o Supremo Tribunal Federal (STF), se posicionem a favor da companhia. Leia a seguir os principais trechos da entrevista: Qual o seu sentimento quanto ao licenciamento da Foz do Amazonas? Tenho quase a obrigação de ser confiante, porque atendemos tudo que o Ibama precisava. Existe uma clareza muito grande nossa quanto ao STF (que considerou que não há necessidade de realização da Avaliação Ambiental de Área Sedimentar, ao contrário do que propõe o Ibama) e a gente espera que também a AGU coloque dessa forma. Existe alguma possibilidade de o STF ser envolvido de fato nesse caso? Não. Quem licencia é o Ibama. O que o STF colocou foi que não faz sentido solicitar uma AAAS. Mas a palavra final é do Ibama. Então, não tem chance de judicialização? Não vejo essa hipótese. Possível sempre é. Mas não estamos numa parceria, estamos sozinhos. Então, acho muito improvável que a gente entre num litígio de uma forma direta com o Ibama nesse ponto. Temos vários litígios com a ANP e o Ibama. Mas, em relação a esse processo de licenciamento não, porque a palavra final é do Ibama. Não vejo muita chance de ganho, da Justiça dizer para o Ibama dar a licença. Acho até que pessoas podem responder com
8 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 entrevista Joelson Mendes Diretor de Exploração e Produção da Petrobras o seu CPF por estarem pedindo coisas inadequadas. Isso é outra questão. O servidor público não pode fazer as coisas da cabeça dele. Ele tem que tomar atitudes de acordo com a lei, com a boa técnica. Mas a palavra final é do Ibama e acredito que esse entendimento vai prosperar. Quem poderia questionar um servidor público do Ibama? Os órgãos de controle. O Tribunal de Contas da União. Eu sou questionado o tempo todo pelo TCU. Em que fase está o projeto de Pitu Oeste, na margem equatorial do Rio Grande do Norte? Estamos com uma interação grande com o Ibama. No Amapá, em águas profundas, não estamos mais conversando com o Ibama. Já demos todas as informações e esperamos a resposta do pedido de reconsideração. Em Pitu Oeste é diferente. Eles estão para marcar uma atividade pré-operacional, que são exercícios simulados. [NR: Após essa entrevista, o Ibama liberou a licença de perfuração do poço no início de outubro] As exigências do Ibama para Pitu Oeste são as mesmas das feitas para a Foz do Amazonas? Não. O nome Amazonas gera outras questões e não há produção lá. Já no Rio Grande do Norte tem produção. As correntes marítimas são mais conhecidas. As comunidades estão mais presentes nas atividades. Evidentemente, apresentamos todos os estudos de deriva de mancha. Um vazamento gera uma mancha que vai para algum lugar. Isso tudo faz parte do licenciamento. [NR: Veja matéria sobre Pitu Oeste nesta edição] E como estão os projetos de operação fora do Brasil? Estamos conversando muito com os nossos parceiros para, quem sabe, ter atividades na África e na América Latina. Entre todos os projetos, o que sai primeiro? O que está mais encaminhado é a perfuração na Bacia Potiguar e depois na Foz do Amazonas. E no exterior, quais planos saem na frente? Temos expectativas quanto à Namíbia, Nigéria, Serra Leoa… Há uma costa grande na África, que um dia foi encaixada à América do Sul, com perspectivas boas. Hoje, estamos com foco maior na Namíbia, mas ainda em fase exploratória, na aquisição de blocos, pensando mais no longo e médio prazos. A gente tem que fechar parcerias, até em blocos já licitados. O que esperar da indústria de exploração e produção no mundo e na Petrobras, nos próximos cinco anos? Não há muita diferença do Brasil em relação ao que está acontecendo no mundo. Estão todos trabalhando na descarbonização das suas atividades, com menos emissão por barril de óleo produzido. Os FPSOs P-84 e P-85, para os campos de Sépia II e Atapu II, por exemplo, estão com os
Somos a Alleima – um nome novo, mas com raízes na siderurgia que remontam a 1862 em Sandviken, na Suécia. Você enfrenta desafios em relação a poços com alta temperatura, alta pressão e acidez? Ou desafios na especificação de tubos para captura e sequestro de carbono? Há quase 60 anos, a Alleima é pioneira em aços avançados e ligas especiais para O&G, tornando possível a exploração e produção de forma segura, sustentável e econômica. Todas nossas fábricas ao redor do mundo são certificadas pela API, fornecendo às empresas de petróleo e gás com um suprimento local confiável de tubos para umbilicais, OCTG e linhas de controle, juntamente com o suporte técnico dos nossos especialistas em materiais. Possuímos uma cadeia de valor totalmente integrada e exclusiva, onde a rastreabilidade de cada material ocorre em cada ponto desta cadeia. Utilizamos 84% de aço reciclado e participamos da iniciativa Science Based Targets com meta de diminuir em 50% nossas emissões de gases do efeito estufa até 2030. Ficou interessado? Vamos nos encontrar na OTC Brasil, no Rio de Janeiro, de 24 a 26 de outubro, estande G27, para discutirmos seus desafios e metas. alleima.com Suas metas. Nossa fundição. Juntos, criamos as soluções do futuro. Somos a Alleima – um nome novo, mas com raízes na siderurgia que remontam a 1862 em Sandviken, na Suécia. Você enfrenta desafios em relação a poços com alta temperatura, alta pressão e acidez? Ou desafios na especificação de tubos para captura e sequestro de carbono? Há quase 60 anos, a Alleima é pioneira em aços avançados e ligas especiais para O&G, tornando possível a exploração e produção de forma segura, sustentável e econômica. Todas nossas fábricas ao redor do mundo são certificadas pela API, fornecendo às empresas de petróleo e gás com um suprimento local confiável de tubos para umbilicais, OCTG e linhas de controle, juntamente com o suporte técnico dos nossos especialistas em materiais. Possuímos uma cadeia de valor totalmente integrada e exclusiva, onde a rastreabilidade de cada material ocorre em cada ponto desta cadeia. Utilizamos 84% de aço reciclado e participamos da iniciativa Science Based Targets com meta de diminuir em 50% nossas emissões de gases do efeito estufa até 2030. Ficou interessado? Vamos nos encontrar na OTC Brasil, no Rio de Janeiro, de 24 a 26 de outubro, estande G27, para discutirmos seus desafios e metas. alleima.com Suas metas. Nossa fundição. Juntos, criamos as soluções do futuro. Somos a Alleima – um nome novo, mas com raízes na siderurgia que remontam a 1862 em Sandviken, na Suécia. Você enfrenta desafios em relação a poços com alta temperatura, alta pressão e acidez? Ou desafios na especificação de tubos para captura e sequestro de carbono? Há quase 60 anos, a Alleima é pioneira em aços avançados e ligas especiais para O&G, tornando possível a exploração e produção de forma segura, sustentável e econômica. Todas nossas fábricas ao redor do mundo são certificadas pela API, fornecendo às empresas de petróleo e gás com um suprimento local confiável de tubos para umbilicais, OCTG e linhas de controle, juntamente com o suporte técnico dos nossos especialistas em materiais. Possuímos uma cadeia de valor totalmente integrada e exclusiva, onde a rastreabilidade de cada material ocorre em cada ponto desta cadeia. Utilizamos 84% de aço reciclado e participamos da iniciativa Science Based Targets com meta de diminuir em 50% nossas emissões de gases do efeito estufa até 2030. Ficou interessado? Vamos nos encontrar na OTC Brasil, no Rio de Janeiro, de 24 a 26 de outubro, estande G27, para discutirmos seus desafios e metas. alleima.com Suas metas. Nossa fundição. Juntos, criamos as soluções do futuro.
10 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 entrevista Joelson Mendes Diretor de Exploração e Produção da Petrobras bids na rua. Esperamos receber propostas neste ano e quem sabe aprovar ainda em 2023 a decisão de investimento. Essas duas plataformas já estão incorporando tecnologias que chamamos de ‘all electric’. Tem uma quantidade de equipamentos que já vai ter uma emissão menor, principalmente porque são todos elétricos. Quais mudanças são esperadas especificamente na fase exploratória? Com o uso dos supercomputadores, de sísmicas mais modernas, fazemos menos poços exploratórios. Com isso, a emissão é menor. Gastamos menos também. Uma sísmica que levava um ano para ser feita passará a durar menos de seis meses. Pretendemos ser ainda mais certeiros na exploração. A gente acredita que, com menos investimentos, vai conseguir um maior nível de descoberta. A Petrobras reduziu o investimento em exploração nos últimos anos. Isso vai ser revertido? Isso já está sendo revertido. Vamos manter o nível de investimento previsto no planejamento estratégico, na faixa dos R$ 6 bilhões. Antes, o endividamento da Petrobras estava muito alto. Foi necessário cortar muitos custos e a empresa tinha muitos campos descobertos para desenvolver. Hoje, a situação econômica da companhia é totalmente diferente. A empresa não precisa mais economizar na exploração. E na atividade de produção de óleo e gás, o que podemos esperar de transAcho até que pessoas podem responder com o seu CPF por estarem pedindo coisas inadequadas. Isso é outra questão. O servidor público não pode fazer as coisas da cabeça dele. Ele tem que tomar atitudes de acordo com a lei, com a boa técnica. Mas a palavra final é do Ibama e acredito que esse entendimento vai prosperar
UNITED KINGDOM UNITED STATES EGYPT INDIA MALAYSIA AUSTRALIA NIGERIA ANGOLA BRASIL World Class Processing & Imaging Marine seismic processing and imaging services for all your ocean bottom and towed streamer challenges. Powered by Reveal
12 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 entrevista Joelson Mendes Diretor de Exploração e Produção da Petrobras formação até 2028, além do uso de novas tecnologias de descarbonização? Nos últimos anos, temos conseguido entregar a curva de produção prometida e projeções bastante confiáveis. O mesmo crescimento da produção que já vinha sendo divulgado continuará a ser divulgado no próximo planejamento estratégico. Neste ano, vamos entregar a meta de produção. Estamos muito tranquilos. Alguma contratação nova para o E&P está no radar? Há um crescimento grande no planejamento estratégico que será mantido. A novidade é que as nossas atividades de descomissionamento estão aumentando. As despesas já tinham sido provisionadas e agora estão sendo executadas. Boa parte do desmantelamento verde deve acontecer no país. Os nossos estaleiros ficarão cheios a partir do momento em que todos se prepararem. Além disso, muitos dos módulos das plataformas futuras serão construídos no Brasil. Hoje, temos tudo muito bem definido do que entra até 2028. Mas, muito provavelmente, até lá, a gente vai sancionar outros projetos oriundos das atividades exploratórias e de desenvolvimento da produção e vai para a rua. Poderia dar um exemplo do que pode vir pela frente? O que acabamos de fazer no campo de Marlim (na revitalização da Bacia de Campos) faremos em outros campos grandes. Pretendemos fazer em Albacora, onde há duas plataformas produzindo há 30 anos, que já estão no seu final de ciclo. Também estamos em negociação com a ANP e devemos obter a extensão da concessão de Albacora. Neste ano, fomos para rua e, se tudo der certo, vamos receber o preço, negociar e conseguir tomar a decisão de investimento. Depois, tem a revitalização de Marlim Sul e Barracuda/Caratinga. Tem vários campos mais antigos de porte, nos quais ainda é vantajoso colocar mais uma ou duas plataformas, em um novo ciclo. Mas essas plataformas já estavam previstas. Sim, mas uma coisa é planejamento. Outra coisa é como vai estar a cotação do petróleo, quais preços vamos receber (nas licitações)… As plataformas estão no pipeline, mas isso não significa que vão acontecer. Tem que ter viabilidade econômica e isso depende de vários fatores. Os nossos projetos precisam ser resilientes. Os insumos, por exemplo, mudam de preço, como sondas de perfuração e embarcações para lançamento de linhas. Na média, eles estão 14% mais caros neste ano do que no ano passado. Mas está tudo indicando que o petróleo vai se manter em alta, que terão menos descobertas no mundo inteiro, menor oferta e isso significa, em geral, preços (do petróleo) um pouco maiores. A expectativa, portanto, é que o valor de resiliência aumente um pouco. Temos que considerar o petróleo mais elevado para que os projetos sejam resilientes. n
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 13 Heitor Paiva atua com inteligência de mercado e pesquisa no mercado de câmbio e commodities, principalmente através de análise fundamentalista aplicada às commodities energéticas. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses Heitor Paiva É amplamente aceito que as mudanças climáticas são uma realidade, e que é crucial mitigar suas consequências por meio da eficiente descarbonização dos setores econômicos. Esse objetivo só pode ser plenamente alcançado por meio da transição energética, que é uma direção à qual a humanidade deve se empenhar. No entanto, surge um dilema nesse discurso: esta transformação parece incompatível com a realidade econômica de várias nações situadas na periferia global. Países latino-americanos, africanos e do sudeste asiático não possuem a mesma capacidade de investimento em energia renovável que as nações desenvolvidas. Além disto, o nível de renda destes locais é comparativamente mais baixo e suas economias são menos diversificadas. Entretanto, estas mesmas regiões abrigam vastas reservas de petróleo e gás, capazes de auxiliar na superação deste padrão de desenvolvimento deficiente. Isto permitiria a descarbonização eficaz sem impor grandes custos sociais futuramente. Um exemplo é a situação da Guiana, vizinha do norte do Brasil. Desde a descoberta de reservas de petróleo offshore em 2015, o país tem passado por transformações econômicas profundas. A nação, que é relativamente pequena, apresenta um dos maiores crescimentos econômicos mundiais desde 2021; em menos de duas décadas, o PIB per capita saltou de 990 para quase 10 mil dólares. Esse avanço é claramente perceptível na melhoria da qualidade de vida dos guianenses, reconhecida inclusive pelo Banco Mundial, que recentemente classificou o padrão de renda do país como elevado. No ano de 2022 exclusivamente, a Guiana gerou uma receita excedente de 1,1 bilhão de dólares a partir da exportação de petróleo. Essa significativa injeção de recursos possibilitou a inauguração de doze hospitais e escolas, assim como a execução de dois projetos rodoviários ambiciosos. No entanto, merece destaque entre esses empreendimentos a decisão de investir na construção de uma infraestrutura dedicada à geração de eletricidade a partir do gás natural. Um montante considerável, quase 2 bilhões de dólares, foi destinado a financiar esse projeto, que por sua vez promete reduzir pela metade os custos da energia no país. Esses progressos representam conquistas sociais de importância ímpar para uma nação que historicamente esteve limitada por um crescimento econômico modesto e pela pobreza. Não seria incorreto considerar essas realizações como componentes do âmbito social do ESG (Environmental, Social and Governance, na sigla em inglês)? Essa perspectiva se fortalece, especialmente quando se observa que a pegada de carbono por barril offshore na Guiana é inferior à média mundial (18 kg CO2e/boe em comparação com 9 kg CO2e/boe). Dessa forma, torna-se claro que a exploração de recursos de petróleo e gás não é necessariamente antagônica aos princípios de sustentabilidade e responsabilidade social, quando realizada de maneira estratégica e responsável. Petróleo e ESG: uma coexistência harmoniosa
14 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 eólica Brasil demandará mais de 12 mil técnicos em parques onshore até 2027 Expansão prevista de 16.000 MW na capacidade eólica reforça a necessidade de competências técnicas, posicionando o país como quarto maior demandante de trabalhadores | POR LAREN ANICETO |
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 15 A energia eólica está em plena expansão, com expectativa de demandar aproximadamente 600 mil profissionais especializados até 2027 no mundo todo. Neste contexto, o Brasil precisará treinar 12.308 técnicos em Construção e Instalação (C&I) e Operação e Manutenção (O&M) para atender 16.000 MW de capacidade eólica onshore prevista até 2027. É o que aponta o mais recente relatório conjunto da GWEC e do GWO, The Global Wind Workforce Outlook 2023-2027. O estudo revela uma crescente necessidade de técnicos em energia eólica para atender à expansão da frota mundial nos próximos anos e posiciona o Brasil como o quarto maior demandante de trabalhadores deste setor dentro dos segmentos citados, ficando atrás apenas de China (219.622), Estados Unidos (71.742) e Índia (27.653). Isso implica um desafio significativo em termos de formação e capacitação técnica, mas também representa uma oportunidade para governos nacionais, na criação de empregos, treinamento, requalificação profissional e desenvolvimento de competências na área de energias renováveis. Panorama As instalações anuais de energia eólica devem dobrar de 78 GW em 2022 para 155 GW em 2027, elevando a capacidade total de energia eólica em todo o mundo para mais de 1.500 GW em apenas cinco anos, impulsionada pela inovação tecnológica e pelo rápido crescimento pela demanda do mercado. Globalmente, projeta-se um aumento anual de 17% no número de profissionais especializados em C&I e O&M, com um salto de 489.600 profissionais em 2022 para 574.175 em 2027, devido à expansão da capacidade e rotatividade no setor. Instalação de aerogerador (Foto: Divulgação/Gamesa)
16 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 eólica A análise da GWEC e GWO ainda constata que as necessidades de mão de obra crescerão mais rapidamente em energia offshore, aumentando 79% de 2022 a 2027, em comparação com 12% em onshore no mesmo período. No entanto, embora os técnicos de energia eólica marítima aumentem sua participação nos próximos cinco anos, até 2026, 87% dos trabalhadores ainda estarão localizados em áreas terrestres. O relatório examinou políticas e perspectivas de trabalho em 10 países com mercados de energia em ascensão, incluindo Brasil, EUA, China, Austrália, Coreia do Sul, Índia, Japão, Colômbia, Quênia e Egito. Escolhidos por sua diversidade regional e crescimento do mercado, eles representam 73% (490GW) de todas as novas adições de capacidade eólica onshore e offshore projetadas globalmente para o próximo quinquênio. Ademais, as necessidades de treinamento nesses locais representam aproximadamente 67% do número total de técnicos de C&I e O&M em 2026 e 75% do potencial total de desenvolvimento de treinamento projetado para os próximos cinco anos. Brasil Apesar de uma redução na força de trabalho nos setores de C&I e O&M no Brasil entre 2022 e 2023, devido à desaceleração na construção eólica onshore, espera-se um revigoramento a partir de 2024, com a meta de alcançar uma força de trabalho treinada de 14.400 pessoas até 2026. Essa retomada será impulsionada pelo crescimento previsto nas instalações terrestres em 2025, juntamente com os preparativos das empresas para o primeiro projeto offshore, programado para comissionamento em 2028. Contudo, o relatório conclui que para consolidar esse setor, torna-se crucial a implementação de políticas públicas eficazes e a adoção de um marco regulatório sólido, com foco especial na energia eólica marítima e no hidrogênio verde. Esses elementos são fundamentais para atrair investimentos industriais e estimular o crescimento de uma mão de obra qualificada. Previsão de instalações de capacidade e número de pessoas que necessitam de treinamento em C&I e O&M de 2023 a 2027
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 17 | POR LAREN ANICETO | A cadeia de suprimentos global de energia eólica offshore demandará um investimento de US$ 27 bilhões até 2026 para alcançar um crescimento cinco vezes superior nas instalações anuais (excluindo a China) até 2030. A previsão é baseada em um estudo da Wood Mackenzie intitulado Correntes Cruzadas: Traçando um Curso Sustentável para a Energia Eólica Offshore, que revela que tal investimento é essencial para atingir uma adição anual de capacidade de 30 GW até 2030. O relatório evidencia que as metas estabelecidas pelos formuladores de políticas para a energia eólica offshore são ainda mais ambiciosas, visando a adição anual de quase 80 GW até 2030. No entanto, para cumprir esse objetivo, seria necessário um investimento estimado de mais de US$ 100 bilhões na cadeia de suprimentos. O documento alerta para desafios significativos que o setor enfrenta, sendo a escassez de investimentos imediatos na cadeia de suprimentos um dos principais obstáculos. “Instalações anuais de quase 80 GW para atender a todas as metas governamentais não são realistas, mesmo alcançar nossos 30 GW previstos em adições será irrealista se não houver investimento imediato na cadeia de suprimentos”, disse Chris Seiple, Vice-Presidente de Energia e Renováveis da Wood Mackenzie, co-autor do relatório. Uma das razões para a dificuldade em atrair investimentos é a baixa margem de lucro no setor de energia eólica offshore, o que tem desencorajado os fornecedores. A construção excessiva da cadeia de suprimentos em 2015 contribuiu para a queda da lucratividade, e a falta de rentabilidade está limitando a capacidade de financiar a expansão da capacidade de produção, afetando assim a inovação na indústria. Projetos agendados para entrar em operação entre 2025 e 2027 têm seu caminho para o mercado garantido por meio de subsídios ou acordos de compra de energia (PPA). Apesar disso, a decisão de investimento financeiro (FID) ainda não foi tomada para muitos deles, devido à renegociação dos crescentes custos de suprimentos e à inflação associada aos contratos de compra de energia. É preciso investir U$ 27 bi até 2026 em eólica offshore para adicionar anualmente 30 GW até 2030 Relatório da Woodmac destaca que as metas dos governos de adicionar 80 GW anualmente até 2030 são irrealistas, devido à necessidade de investimentos adicionais de US$ 100 bilhões na cadeia de suprimentos, atualmente escassos
18 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 eólica O adiamento desses projetos resultará na transferência da demanda de equipamentos prevista para 2025-27 para o período de 2028-30. Mas muitos investidores expressam preocupação de que, se a cadeia de suprimentos for expandida para atender à demanda máxima de instalação em 2030 para alcançar as metas, pode haver uma demanda insuficiente por equipamentos para sustentá- -la após esse ano. Como escalamos? Para lidar com essa situação, segundo a Wood Mackenzie, será necessário um plano de escalonamento da cadeia de suprimentos de energia eólica offshore, que envolve ajustes diversos por parte dos governos e desenvolvedores. Isso inclui a definição de metas e planos para a infraestrutura do mercado de energia que vá além de 2030, especialmente em áreas onde isso ainda não foi feito. Além disso, os formuladores de políticas precisarão considerar o impacto nas cadeias de suprimentos ao decidir sobre a renegociação de contratos existentes e interromper a corrida por turbinas de tamanho maior com um limite de tamanho. Nesse sentido, a colaboração entre a cadeia de suprimentos de energia eólica offshore e os formuladores de políticas será crucial. O relatório destaca que as decisões tomadas no presente terão um impacto não apenas nos projetos atuais, mas também na capacidade de energia eólica offshore de 1,4 TW que Parques offshore por estado | 2023 Estados Parques Potência (MW) Rio Grande do Sul 24 61.719 Ceará 23 58.105 Rio de Janeiro 10 29.019 Rio Grande do Norte 10 17.842 Piaui 4 6.924 Espírito Santo 4 6.400 Santa Catarina 1 5.700 Maranhão 2 3.360 TOTAL 78 189.069 Fonte: Ibama * não inclui os da Petrobras West of Duddon Sands, parque de 194 MW da Iberdrola no Reino Unido
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 19 a Wood Mackenzie prevê estar conectada até 2050. Brasil Enquanto isso, no Brasil já são 78 parques totalizando 189 GW com pedido de licenciamento no Ibama, sem contar os 10 empreendimentos de 23 GW que a Petrobras protocolou no órgão ambiental em setembro. No mesmo mês, o Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, anunciou uma articulação com o Congresso Nacional para estabelecer um marco legal para a exploração de energia eólica offshore. A expectativa é que seja aprovado até dezembro. “No próximo CNPE, apresentaremos as bases para um conjunto de ações, incluindo novos normativos e melhorias no arcabouço regulatório. Nosso objetivo é oferecer clareza no fluxo de aprovações marítimas e estruturar políticas públicas para incentivar investimentos e o avanço dessa tecnologia no país”, acrescentou. Os parques em licenciamento estão distribuídos por oito estados, com o Rio Grande do Sul na dianteira (61,7 GW de 24 parques), seguido pelo Ceará (58,1 GW de 23 parques) e Rio de Janeiro (29 GW de 10 parques). Da Petrobras são 3 no RN (5,1 GW), 3 no CE (6,8 GW), 1 no MA (2,8 GW), 1 no ES (1,9 GW), 1 no RS (3,5 GW) e 1 no RJ (3,2 GW). 9 GW de eólica onshore estamos preparados para o offshore Conheça-nos
20 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 eólica | POR ESTHER OBRIEM | A Petrobras e Weg firmaram uma parceria para desenvolvimento de um aerogerador onshore com potência de 7 MW. Com investimentos de R$ 130 milhões, o acordo engloba elaboração de tecnologias para fabricação dos componentes do equipamento, construção e testes com protótipo. O aerogerador terá 220 metros de altura do solo até a ponta da pá, o equivalente à altura de seis estátuas do Cristo Redentor, e terá um peso de 1.830 toneladas. Em nota, a estatal informou que será o primeiro e a maior turbina construída no Brasil. A Weg prevê que o equipamento poderá ser produzido em série a partir de 2025. De acordo com o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos José Travassos, a experiência a partir do desenvolvimento do aeroPetrobras e Weg firmam parceria para desenvolvimento de aerogerador Equipamento terá capacidade de 7 MW e será considerada a maior turbina construída no país Parque Anemus Wind, da 2W Energia no RN, com aerogeradores WEG de 4,5 MW
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 21 | POR MARCELO FURTADO | Ainda sem ter definido em qual cidade baiana vai instalar sua fábrica de aerogeradores no Brasil, a chinesa Goldwind quer criar uma cadeia de fornecedores, um cluster produtivo na região, que vai permitir que no futuro a empresa tenha capacidade técnico-econômica para produzir modelos competitivos globalmente de turbinas eólicas acima de 7 MW de potência, sua meta para o Brasil. “Se cresce muito o tamanho da máquina hoje fica difícil ter preço competitivo no Brasil, por conta do alto custo da cadeia de suprimentos nacional. Em modelos acima de 4 MW no País fica mais barato importar da China”, disse à Brasil Energia o presidente da Goldwind no Brasil, José Eduardo Teixeira de Carvalho Filho. Segundo Teixeira, a estratégia para a criação do cluster envolve não só empresas chinesas, caso da Sinoma, fabricante de pás que já se instalou em Goldwind aposta em novo cluster para ter aerogerador competitivo no Brasil Empresa ajuda fornecedores locais a melhorarem processos para ter aerogerador de alta potência competitivo no Brasil, com fábrica a ser instalada na Bahia gerador pode ajudar a estatal a explorar oportunidades nos recursos eólicos do seu portfólio. Em outubro deste ano, o Brasil tinha 28 GW de capacidade instalada em operação comercial de energia eólica. Os dados são da Abeeólica, que também contabilizou 10.369 aerogeradores em atividade em 12 estados do país. Até 2029, a previsão é de totalizar 52,9 GW. “À medida que a Petrobras acumula experiência e conhecimento na produção de aerogeradores de alta capacidade em terra, pavimenta o caminho para o desenvolvimento de aerogeradores de maior porte, que serão utilizados nos projetos de geração offshore. Nessa jornada, a transição para a energia eólica offshore oferece oportunidades para explorar o vasto potencial eólico no litoral do país”, disse o presidente da petroleira, Jean Paul Prates. “Mais do que nunca, a transição para fontes de energia renovável é fundamental para enfrentar os desafios das mudanças climáticas e para construir um futuro mais sustentável e justo para a Petrobras e para as futuras gerações. Nossa parceria com a WEG é a prova do nosso compromisso com essa causa”, enfatizou o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim.
22 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 eólica Camaçari na antiga unidade da Tecsis, como fornecedores nacionais. A meta é ter fabricante de gerador, rolamentos, carenados e tudo que for possível nacionalizar. A Goldwind, com seu relacionamento com os potenciais fornecedores locais, já tem capacidade de contar com mais do que os 20 itens que precisam ser nacionais para a empresa poder ser credenciada no Finame com conteúdo local. “Estamos trabalhando nisso há quase três anos”, diz. O executivo revela que a decisão pela escolha do local para implantação da fábrica na Bahia está entre Camaçari, Feira de Santana e em uma região próxima à Ilha de Itaparica. A meta é começar a produção teste em 2024, para iniciar as primeiras entregas em 2025. Enquanto não produz localmente, os primeiros pedidos são via importação da matriz na China, caso dos fornecimentos para a “conterrânea’ CGN: 18 aerogeradores de 4,6 MW cada do parque eólico Lagoa do Barro, no Piauí, em 2021, e dos 40 de 4,5 MW cada para o parque Tanque Novo, na Bahia, entre 2022 e começo deste ano. Já em abril de 2024 chegam mais 108 turbinas eólicas para parque eólico da também chinesa CTG no Piauí. Mesmo com a fábrica local, Teixeira afirma que as importações devem continuar, para complementar os pedidos no Brasil que ele espera serem muitos no longo prazo. n Fábrica de aerogeradores da Goldwind na China
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 23 Eduardo Tobias Ruiz, especialista em análise de viabilidade econômica de projetos, financiamento, M&A e desenvolvimento de negócios, é sócio-diretor da Watt Capital. Escreve na Brasil Energia a cada quatro meses. Eduardo Tobias Apesar dos volumes recordes de expansão da capacidade instalada da fonte eólica e da fotovoltaica, a assinatura de novos contratos de longo prazo de venda de eletricidade e, consequentemente, a contratação de novas obras têm reduzido bastante. A principal razão é a enorme queda nos preços de energia elétrica de longo prazo, da ordem de 41% só nos últimos 12 meses, segundo dados da DCIDE (2023)[i]. Além disso, as altas taxas de juros e o ainda elevado valor do CAPEX[1], se comparado com valores pré-Covid, também oneram a competitividade de novos projetos. Concomitantemente, o mercado de projetos de geração centralizada está altamente concorrido. O estoque de projetos de usinas eólicas (UEE) e de fotovoltaicas (UFV) autorizados pela Aneel não para de crescer. Já são mais de 149 GW em projetos com outorga de autorização emitida, totalizando 3.499 projetos. Destes, 136,4 GW não iniciaram a construção (Aneel, 2023)[ii]. Em um ambiente de baixos preços de eletricidade, altas taxas de juros, CAPEX elevado, sobreoferta de projetos e competição direta entre as fontes no mercado livre, os projetos que têm maior chance de serem implementados são aqueles capazes de produzir energia elétrica ao menor custo. Visando a auxiliar desenvolvedores de projetos e investidores interessados na fonte, este artigo se dedica a mapear e compreender os principais fatores que determinam a competitividade de um projeto de UEE no Brasil. Principais fatores de competitividade A viabilidade econômica de um projeto eólico é função de quatro principais variáveis, conforme ilustrado na Figura 1: O custo de produção de energia elétrica, que pode ser desdobrado em inúmeros fatores discutidos adiante; O preço de venda potencial da eletricidade durante toda a vida útil do projeto; As fontes e condições de financiamento disponíveis e aplicáveis ao projeto; e A Taxa Mínima de Atratividade (TMA) exigida pelo investidor, a qual deve ter implícito em seu cálculo o risco específico do projeto em análise. Fig. 1 – Principais variáveis que determinam a viabilidade econômica. Fonte: elaborado pelo autor (2023). A Figura 2, a seguir, desdobra essas variáveis em uma lista de principais fatores que Fatores de competitividade de um projeto de usina eólica onshore
24 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 Continuação Eduardo Tobias afetam a competitividade de um projeto e os classifica em três categorias: (i) Endógenos: aqueles intrínsecos e particulares a cada projeto e que, portanto, são decorrentes de escolhas do empreendedor; (ii) Exógenos: aplicáveis a todos os projetos eólicos independentemente de suas particularidades – porém, não necessariamente fora do controle do empreendedor; e (iii) Transversais: dependem de outros fatores, sendo parte endógenos e parte exógenos. Fig. 2 – Fatores de competitividade de um projeto de usina eólica. Fonte: elaborado pelo autor (2023). Fatores endógenos ao projeto Os fatores endógenos elencados são consequência de escolhas da empresa que está desenvolvendo o projeto. As principais escolhas são a da localização da UEE, do ponto de conexão e de suas características técnicas. A escolha do local tem um grande peso no desempenho da futura usina. Dela derivam, por exemplo, o recurso eólico disponível e suas características, o que impacta diretamente o volume e a incerteza da geração de eletricidade da usina. A localização também traz impactos indiretos no orçamento de CAPEX. Por hipótese, se a topografia e as condições de solo do local escolhido não forem favoráveis, o projeto demandará maiores investimentos para a fundação das torres. Se no entorno houver limitações de disponibilidade e qualificação de mão de obra ou, ainda, infraestrutura logística inadequada, haverá impacto em custos e no prazo de implantação da UEE. A escolha do ponto de conexão, por sua vez, impacta a competitividade do projeto de várias formas. Quanto mais longe o projeto estiver do ponto de conexão, maior será o investimento e o custo de manutenção da infraestrutura de conexão, e maiores serão as perdas. Se o projeto demandar um seccionamento de linha, maior será o investimento e mais incerto será o prazo de implantação. A tensão da conexão, o escopo de eventuais reforços de rede necessários e o risco de indisponibilidade de margem de escoamento de energia elétrica e de constrained-off da UEE também são consequência dessa escolha. Da localização do projeto e do ponto de conexão também derivam custos e despesas relevantes; por exemplo, o pagamento pelo uso dos imóveis e, principalmente, o Encargo de Uso do Sistema de Transmissão/Distribuição (EUST/D). Este é função da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão/Distribuição (TUST/D), que é diferente para cada ponto de conexão. Como referência, para cada incremento de R$1,00/kW/mês da TUST/D, o impacto no custo de produção de eletricidade de uma UEE com fator de capacidade líquido de 50% é de R$1,37/MWh, considerando o desconto de 50%. A localização da UEE também determina seu submercado para fins de comercialização de energia elétrica. Ademais, projetos fora da área de atuação da Sudene[2] não são elegíveis a financiamento com recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE) e do Fundo de Desenvolvimento do Nordeste (FDNE). Essas fontes são consideravelmente mais competitivas do que o BNDES e o mercado de capitais. A definição das características técnicas da UEE tem grande impacto no custo de produção da eletricidade. Afeta diretamente a geração e as perdas da UEE, o CAPEX, custos e
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 25 despesas operacionais, dentre outros. Cabe ao empreendedor buscar a configuração do parque, a escolha das turbinas e dos fornecedores chave que possibilitará produzir eletricidade ao menor custo e com menor risco. Isso não necessariamente significa o menor LCOE[3] – cuja metodologia de cálculo possui algumas limitações. Deve-se buscar a configuração que maximize a criação de valor ao investidor para aquele projeto em específico, considerando os fatores exógenos e transversais que se apresentam no momento da análise. Fatores exógenos e transversais A perda de competitividade da fonte eólica a partir de 2020 se deve a fatores que afetam todos os projetos no Brasil e estão fora do controle dos empreendedores. São eles: a maxidesvalorização do real (taxa de câmbio); o aumento de custo, em moeda estrangeira, de equipamentos e componentes importados e do frete marítimo internacional (fator CAPEX); e a alta das taxas de juros dos títulos públicos e da inflação, tanto no Brasil quanto no exterior. Em torno de 50% do custo das turbinas eólicas com código Finame varia em função da taxa de câmbio. Parte deste risco é gerenciado pelos fabricantes e parte é alocado diretamente ao investidor nos contratos de suprimento. Os componentes do CAPEX em moeda estrangeira também afetam o custo de operação e manutenção (O&M) da UEE. Portanto, para projetos com receita em reais, quanto menor a exposição do CAPEX e do O&M a moedas estrangeiras, melhor. A Figura 3 ilustra o histórico da cotação média mensal do dólar – e sua volatilidade – na última década. A importante alta da curva de juros futuros impacta, direta e indiretamente, no custo de produção de eletricidade de novos projetos. A Figura 4 ilustra o aumento de mais de 200 pontos-base (2% a.a.) da taxa da Nota do Tesouro Nacional (NTN-B) desde 2020 e de mais de 300 pontos-base da parcela fixa da Taxa de Longo Prazo (TLP), que compõe o custo de financiamento do BNDES, do FNE e do FDNE. Além disso, quanto maior os juros futuros, maior será a TMA do capital próprio exigida pelos investidores. O efeito indireto é que tais aumentos também impactam nos custos da cadeia produtiva de fornecimento. CLIQUE AQUI para continuar lendo este artigo. Fig. 3 – Histórico da cotação do dólar comercial (venda). Fonte: IPEA Data (2023)[iii].
Caminhões também viabilizarão small scale do campo de Barra Bonita (PR) 26 Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 gás A GNLink está com 14 projetos de liquefação de gás em desenvolvimento, sendo oito voltados para gás natural fóssil e seis para biometano. As iniciativas visam transportar o gás liquefeito em pequena escala (small scale) por meio de caminhões para o interior dos estados que ainda não apresentam rede de gasodutos. Para implementar o small scale, a empresa conversa com pelo menos seis distribuidoras estaduais. De acordo com o CEO da GNLink, Marcelo Rodrigues, o país precisará de mais infraestrutura para atender a futura disponibilidade de molécula a partir da operação de projetos como o Rota 3. Ele estima que o Brasil tem mais de 200 cidades com potencial de instalação de rede estruturante. “No caso do Paraná, por exemplo, o gasoduto chega em Ponta Grossa, mas, para chegar até Londrina, são mais 350 km de rede. A distribuidora terá um custo e tempo elevados para construir a malha. Com nosso projeto, a distribuidora pode construir com calma e o mercado já estará desenvolvido quando a rede chegar no local”, destacou. Gás liquefeito pode chegar a mais de 200 cidades GNLink tem 14 projetos que visam ajudar distribuidoras na interiorização do gás natural e biometano a partir do transporte em pequena escala | POR ESTHER OBRIEM |
Brasil Energia, nº 483, 30 de outubro de 2023 27 Em junho, a companhia assinou um contrato com a Sondotécnica Energia para fornecimento de unidades portáteis de regaseificação de GNL ao Brasil. Os equipamentos terão capacidade entre 2 mil m3/hora a 500 mil m3/hora, dependendo dos pontos para operação. A proposta é atender clientes industriais e ajudar as distribuidoras nos projetos de interiorização. O primeiro caso em andamento é no Paraná, onde as unidades serão instaladas em pontos de entrega no estado. A ação ocorre por meio de um acordo entre a GNLink e a Compagas. Segundo Rodrigues, a expectativa é fechar o segundo semestre com três contratos de liquefação de gás. O estado do Paraná também conta com uma planta de liquefação, em instalação no campo de Barra Bonita. O licenciamento está em andamento e os equipamentos estão em fase em fabricação, com chegada ao Brasil prevista para dezembro. A operação está planejada para o segundo semestre de 2024. O volume inicial de liquefação será de 40 mil m3/dia, pois parte do gás produzido é utilizado para abastecer a UTE Barra Bonita I – operada pela Tradener, no município de Pitanga (PR). Após o fim do contrato da termelétrica em 2025, a capacidade de liquefação chegará a 80 mil m3/dia. O gás que supre a termelétrica é extraído de dois poços, depois comprimido e envasado para, posteriormente, ser consumido para geração de energia. O campo de Barra Bonita produz 100 mil m3/dia de gás e é operado pela Barra Bonita Óleo e Gás, companhia de pequeno porte que faz parte da Tradener. A empresa também está com seis projetos para liquefação de biometano em andamento. As iniciativas vão ocorrer por meio da Migratio, responsável por fornecer a molécula de gás renovável, enquanto a GNLink ficará responsável pela liquefação, regaseificação e transporte. As empresas assinaram um acordo em julho, com objetivo de viabilizar ações de produção de biometano até 2025, usando tecnologias de compressão e liquefação para levar o gás renovável para novas regiões. Outro caso é o transporte de hidrogênio verde em pequena escala. A empresa também fechou um negócio com a PRF Gas Solution para desenvolvimento de negócios e implantação de unidades de produção de hidrogênio. n
editorabrasilenergia.com.brRkJQdWJsaXNoZXIy NDExNzM=