The Sector
📊 Cotações — Referência 2026-08-25
📋 Resumo Executivo — 25/ago/2026
- A japonesa MODEC entregou o FPSO Errea Wittu, que chegou às águas da Guiana, país que desponta ainda mais na liderança da produção de óleo e gás na Margem Equatorial Sul-Americana.
- A empresa norte-americana de engenharia e construção offshore McDermott conquistou um contrato de engenharia, suprimentos, construção e instalação (EPCI) da ADNOC, avaliado em mais de US$ 1 bilhão, para um projeto de desenvolvimento de gás na costa dos Emirados Árabes Unidos.
- A participação do gás natural na produção onshore saiu de 47,5% para 65,7% e superou a do petróleo, aponta boletim do Ineep.
- A Petrobras aprovou o início do processo de licitação para contratar a construção de uma nova HDT (Unidade de Hidrotratamento de Diesel) na Repar (Refinaria Presidente Getúlio Vargas), no Paraná.
- A Taesa anunciou a energização do Projeto Saíra, com capacidade total de transmissão de 2,2 GW.
- A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou o resultado provisório da revisão tarifária periódica de 2026 da Pacto Energia Distribuição Paraná (antiga Força e Luz Coronel Vivida – Forcel) na segunda-feira, 24 de agosto.
- A fabricante de pás eólicas Aeris entrou em proteção contra credores; suas debêntures são negociadas com 88,5% de desconto.
- A União e a Axia Energia chegaram a um acordo com o governo do Piauí para o pagamento de R$ 2,6 bilhões em indenização pelos prejuízos decorrentes da demora na privatização da Companhia Energética do Piauí (Cepisa).
- Prefeitos de municípios da Região Metropolitana de São Paulo foram a duas reuniões consecutivas da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) defender a continuidade da Enel SP à frente da concessão.
- O presidente da Mineração Usiminas, Leandro Chiardelli, defendeu na segunda-feira (24) novas medidas de proteção da indústria nacional de aço frente à “capacidade gigantesca” de crescimento da produção.
- A Necta, distribuidora de gás canalizado que atende a parte do interior paulista, desenhou um plano de expansão de sua malha que tem o biometano como espinha dorsal.
- O Porto do Açu (RJ) e a Petrobras assinaram, na última semana, um contrato para a operação regular de exportação de coque de petróleo por meio do Terminal Multicargas (T-Mult), em São João da Barra (RJ).
- A Conaportos (Comissão Nacional das Autoridades nos Portos) recomendou que portos públicos deem preferência à atracação e ao desembarque de fertilizantes minerais e outros insumos destinados à Safra 2026/2027.
MODEC entrega novo FPSO que produzirá no bloco Stabroek, na costa da Guiana
📅 24/Ago/2026
A japonesa MODEC entregou o FPSO Errea Wittu, que chegou às águas da Guiana, país que desponta ainda mais na liderança da produção de óleo e gás na Margem Equatorial Sul-Americana. A unidade será empregada no campo Uaru, dentro do bloco Stabroek, operado pela ExxonMobil. A unidade passará pelas etapas finais de preparação offshore e comissionamento antes do início da produção, previsto para o quarto trimestre deste ano. O Errea Wittu terá capacidade para produzir 250 mil barris de petróleo por dia e processar 540 milhões de pés cúbicos de gás por dia. O campo Uaru possui reservas estimadas em mais de 800 milhões de barris de petróleo. O governo da Guiana informou que o início das operações do FPSO está previsto para setembro, enquanto a primeira produção de petróleo do campo Uaru é esperada no quarto trimestre. A MODEC afirmou que trabalha em conjunto com a ExxonMobil Guyana e parceiros locais para realizar a integração da unidade às operações offshore do país com segurança e eficiência. O chefe da unidade de negócios de Soluções de Produção Flutuante da MODEC, Soichi Ide, afirmou que a chegada do FPSO representa o resultado de décadas de experiência em operações offshore e de uma colaboração internacional envolvendo a empresa, seus parceiros e comunidades locais. “Desde as etapas iniciais de engenharia, suprimentos e construção até o comissionamento em terra e a entrega final, cada passo foi viabilizado pelo trabalho em equipe. Mais importante ainda, isso reflete nosso compromisso contínuo em fornecer soluções de energia offshore com segurança, confiabilidade, sustentabilidade e desempenho de referência no setor”, declarou. O Errea Wittu será o primeiro FPSO da MODEC destinado à operação na Guiana e o 18º projeto de FPSO/FSO entregue pela empresa para operações na América do Sul. O FPSO será instalado a aproximadamente 200 quilômetros da costa da Guiana, em uma lâmina d’água de 1.690 metros. A ExxonMobil Guyana tomou a decisão final de investimento (FID) para o desenvolvimento de Uaru em abril de 2023. A empresa possui participação de 45% no bloco Stabroek, enquanto a Hess Guyana Exploration detém 30% e a CNOOC Petroleum Guyana, 25%. O investimento estimado no projeto é de US$ 12,7 bilhões.
Fonte: Petronotícias | 24/Ago/2026
McDermott conquistou contrato de US$ 1 bilhão para projeto em campo de gás offshore nos Emirados Árabes Unidos
📅 24/Ago/2026
A empresa norte-americana de engenharia e construção offshore McDermott conquistou um contrato de engenharia, suprimentos, construção e instalação (EPCI) da ADNOC, avaliado em mais de US$ 1 bilhão, para um projeto de desenvolvimento de gás na costa dos Emirados Árabes Unidos (EAU). O trabalho permitirá à companhia instalar uma das plataformas topsides offshore mais pesadas do Oriente Médio. A empresa norte-americana e o consórcio formado com a Qingdao McDermott Wuchuan (QMW) serão responsáveis por todo o escopo de EPCI de uma nova instalação de aumento da pressão na superfície, incluindo a construção e instalação de uma jaqueta e de um topside, além de modificações associadas em instalações existentes. Após a conclusão, o topside deverá estar entre os módulos offshore mais pesados já instalados no Oriente Médio. A concessão do contrato acontece dentro do escopo do Plano de Desenvolvimento de Longo Prazo do campo de gás offshore Umm Shaif. O objetivo é maximizar a recuperação de gás do campo e ampliar a produção. A contratação ocorre pouco depois do anúncio da decisão final de investimento (FID) de US$ 6,2 bilhões para o projeto. “Este contrato reflete a confiança da ADNOC na capacidade da McDermott de executar projetos offshore complexos com segurança e eficiência”, afirmou o vice-presidente sênior da McDermott para o Offshore Middle East, Mike Sutherland. “Aproveitando nossa ampla experiência regional e nossas capacidades integradas de execução, esperamos apoiar os objetivos de produção da ADNOC e contribuir para as ambições energéticas de longo prazo dos Emirados Árabes Unidos”, acrescentou. As atividades de engenharia e gerenciamento do projeto serão conduzidas pelos escritórios da McDermott nos Emirados Árabes Unidos, enquanto a fabricação será realizada na QMW, unidade de fabricação da joint venture da empresa em Qingdao, na China. O desenvolvimento no âmbito da concessão offshore de Umm Shaif e Nasr permitirá a produção de mais de 600 milhões de pés cúbicos padrão por dia (scfd) de gás natural e líquidos associados de gás natural. A concessão é operada pela ADNOC Offshore, com participação de 60%, tendo a TotalEnergies, com 20%, a CNPC, com 10%, e a Eni, com 10%, como parceiras.
Fonte: Petronotícias | 24/Ago/2026
Gás natural supera petróleo em produção onshore
📅 25/Ago/2026
A participação do gás natural na produção onshore saiu de 47,5% para 65,7% e superou a do petróleo, aponta boletim do Ineep. O Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep) divulgou, na segunda-feira, a décima-primeira edição do Boletim de Exploração e Produção de Petróleo e Gás. No segundo trimestre de 2026, o boletim enfatiza a mudança estrutural no segmento onshore na última década. De acordo com a publicação, ao longo dos 85 anos de produção terrestre, os últimos anos se destacaram por profundas transformações estruturais, marcadas por dois movimentos principais. O primeiro foi a redução das operações da Petrobras no ambiente onshore; o segundo, a mudança na composição da produção, caracterizada pelo aumento da participação do gás natural. A produção onshore da Petrobras recuou de 273,6 mil boe/d em 2015 para 107,4 mil boe/d em 2026, uma redução de 60,7%. Como consequência, sua participação na produção onshore recuou de 89,8% para 45,4% entre 2015 e 2026. Em sentido oposto, a participação das demais concessionárias, no mesmo período, aumentou de 10,2% para 54,6%, impulsionada sobretudo pela aquisição desses ativos. “Esse movimento decorreu principalmente da alienação de ativos em diferentes bacias terrestres, sobretudo entre 2016 e 2022, levando inclusive ao encerramento das operações da estatal em diversas áreas”, assinala o boletim de autoria do Ineep, com coordenação técnica do pesquisador Francismar Ferreira. Segundo ele, o aumento da participação do gás natural na oferta terrestre de 47,5% para 65,7% no total da produção reforça a importância do onshore. Observa-se ainda recuperação do setor desde 2023. “A recuperação do setor desde 2023 demonstra que se houver a ampliação dos investimentos destinados à revitalização de áreas maduras e à expansão das atividades exploratórias, podemos ampliar o aproveitamento dos recursos onshore existentes e contribuir para o desenvolvimento econômico e social das regiões produtoras”, diz o documento, que defende o fortalecimento da Petrobras no segmento. Já no que diz respeito à produção total no Brasil, considerando a offshore, a Petrobras enquanto concessionária respondeu por 61,8% do total com uma marca de 3,52 milhões boe/d no segundo trimestre. As demais petroleiras responderam por 2,17 milhões boe/d, o que corresponde a 38,2% da produção nacional do 2T26. O Brasil exportou, em média, 1,74 milhão de barris de petróleo por dia (bpd) no segundo trimestre de 2026 (2T26). Esse volume foi 16,5 % menor do que o verificado no mesmo período de 2025, quando foram exportados 2,09 milhões de bpd e 24,6% menor que o volume exportado no 1T26. A ampliação do processamento interno de petróleo, particularmente nas refinarias da Petrobras, foi um dos principais fatores responsáveis pela redução das exportações de petróleo cru no período. Ainda assim, aproximadamente 39,8% do petróleo produzido no Brasil no período foi destinado à exportação.
Fonte: Monitor Mercantil | 25/Ago/2026
Petrobras aprova início de licitação de nova unidade de Diesel S-10 na Repar
📅 24/Ago/2026
A Petrobras aprovou o início do processo de licitação para contratar a construção de uma nova HDT (Unidade de Hidrotratamento de Diesel) na Repar (Refinaria Presidente Getúlio Vargas), no Paraná. A estrutura terá capacidade projetada de 5.500 metros cúbicos por dia de Diesel S-10. A contratação será feita pelo modelo EPC, que reúne as etapas de engenharia, aquisição de equipamentos e construção. O projeto, chamado Repar Novo HDT de Médios, está incluído entre as oportunidades de investimento em avaliação no Plano de Negócios 2026-2030 da Petrobras. A autorização para iniciar a licitação não significa que a obra tenha sido definitivamente aprovada. Segundo a companhia, o empreendimento ainda precisa passar pelas avaliações técnicas e econômicas previstas na governança de investimentos da estatal. Caso seja autorizado, o novo HDT fará parte de um conjunto de projetos voltados à ampliação da produção de Diesel S-10. Iniciativas semelhantes estão previstas para a Refap (Refinaria Alberto Pasqualini), no Rio Grande do Sul, e para a Replan (Refinaria de Paulínia), em São Paulo. Juntos, os três projetos podem elevar em cerca de 70 mil barris por dia a capacidade de produção de Diesel S-10 da Petrobras. A expansão tem como objetivo aumentar a oferta do combustível no mercado brasileiro e atender ao crescimento da demanda por produtos com maior qualidade.
Fonte: Agência iNFRA | 24/Ago/2026
Taesa conclui energização do Projeto Saíra, primeiro retrofit HVDC do Brasil, 20 meses antes do prazo
📅 24/Ago/2026
A Taesa anunciou a energização do Projeto Saíra, com capacidade total de transmissão de 2,2 GW. A iniciativa representa o primeiro retrofit no país de uma instalação de transmissão de energia de alta tensão em corrente contínua (HVDC) e moderniza o maior sistema back-TO-back do mundo, fundamental para a troca de energia elétrica entre Brasil e Argentina. Com esta última etapa de energização, Saíra foi entregue com cerca de 20 meses de antecipação em relação ao prazo regulatório de março de 2028, estabelecido pela ANEEL. A modernização do empreendimento, situado no Rio Grande do Sul e no Paraná, corresponde a um investimento de R$ 1,17 bilhão e envolveu a substituição de antigos sistemas por plataformas digitais avançadas, como a tecnologia MACH, voltada ao controle e proteção de sistemas de transmissão HVDC. "A renovação de Saíra representou um desafio técnico e operacional de alta complexidade, executado de maneira excepcional pelas equipes envolvidas no projeto. Integrar equipamentos de controle de última geração a um sistema em operação há duas décadas exigiu precisão, coordenação binacional e um planejamento rigoroso", destaca Rinaldo Pecchio, diretor-presidente da Taesa. A atualização incluiu a instalação de mais de 6 mil placas eletrônicas modulares e a criação de uma réplica funcional para simulações em tempo real pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). A estrutura do projeto é composta por 743 km de linhas de transmissão de 500 kV, mais de 1.500 torres e três subestações: Garabi I, Garabi II e a conversora back-TO-back SE Garabi. Com a energização de Garabi II, foram adicionados R$ 24,2 milhões à Receita Anual Permitida (RAP) de Saíra no ciclo 2026-2027, com efeitos retroativos a 7 de agosto de 2026. O montante total passa a ser de R$ 195,9 milhões, o que corresponde a 97,5% da RAP total da concessão.
Fonte: Petronotícias | 24/Ago/2026
ANEEL mantém tarifa provisória da Pacto enquanto decide sobre bateria
📅 24/Ago/2026
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou o resultado provisório da revisão tarifária periódica de 2026 da Pacto Energia Distribuição Paraná (antiga Força e Luz Coronel Vivida – Forcel) na segunda-feira, 24 de agosto. O resultado será mantido até a conclusão da fiscalização das áreas técnicas da autarquia sobre a elegibilidade dos ativos do sistema de armazenamento de energia por baterias (BESS) para composição da Base de Remuneração Regulatória (BRR). A medida, com validade a partir de 26 de agosto, surtirá em um aumento médio de 18,33%, sendo de 16,52% para clientes atendidos na alta tensão e de 19,67% para os da baixa tensão. Para os consumidores residenciais a alta chega a 19,74%. Entre os fatores que mais impactaram os índices propostos estão os custos de transporte, que subiram 5,28%, influenciados pelo Cusd da Copel, já que a Pacto é abastecida pela distribuidora, e o aumento de 2,87% com os custos de compra de energia, incluindo contratos bilaterais. Impacto das baterias na tarifa: atualmente, a demanda contratada de 13 MW da distribuidora atingiu o limite técnico da subestação existente na cidade de Coronel Vivida, no Paraná. Para acompanhar o desenvolvimento da cidade até o próximo ciclo tarifário em 2030, a empresa entendeu como necessário buscar soluções com menor custo global frente a alternativas de investimento. Em abril deste ano, a empresa fechou um acordo com a Matrix Energia para instalação de dez sistemas de armazenamento em baterias (BESS), totalizando 20 MWh de capacidade instalada. À época, a Matrix informou que o sistema permitirá a injeção de até 10 MW de potência na rede elétrica nos horários de pico de consumo, contribuindo para a estabilidade do fornecimento. Além disso, é esperada uma maior previsibilidade operacional, melhora nos indicadores de qualidade do fornecimento e ampliação da capacidade de conexão de novas cargas, sem necessidade imediata de grandes investimentos em infraestrutura. Inicialmente, a área técnica da agência recomendou que a manutenção do ativo na base regulatória seja reavaliada em futuras revisões tarifárias, com monitoramento periódico de seus resultados e apresentação de relatórios semestrais pela distribuidora, enquanto a discussão sobre o tratamento regulatório do armazenamento de energia avança no âmbito da agenda regulatória 2026-2027 da agência. Entretanto, a diretoria da ANEEL, durante sua 17ª reunião pública ordinária, seguiu a recomendação da diretora Ludimila Lima, de reavaliar a inclusão dos ativos do BESS na Base de Remuneração Regulatória assim que a fiscalização for concluída, sem esperar o novo ciclo de revisão tarifária. Segundo ela, a adoção de uma base provisória é adequada, mas a agência deve ter a possibilidade de revisar os valores tão logo as áreas técnicas concluam a análise. A proposta foi acolhida pelos demais diretores. A diretora Agnes da Costa, relatora do processo, destacou a necessidade de avaliar o menor custo global, a prudência do investimento e os benefícios futuros do sistema, enquanto outros integrantes do colegiado demonstraram preocupação com o impacto tarifário, estimado em cerca de 14%, e com a justificativa para a instalação emergencial do BESS diante de alternativas de expansão da rede. O colegiado também ressaltou que o caso pode servir de aprendizado para a regulamentação de sistemas de armazenamento como ativos das distribuidoras, especialmente diante da possibilidade de uso futuro e da versatilidade desses equipamentos.
Fonte: Megawhat | 24/Ago/2026
Aeris amplia lista de empresas em proteção contra credores: debêntures são negociadas com 88,5% de desconto
📅 24/Ago/2026
A fabricante de pás eólicas Aeris entrou em proteção contra credores; suas debêntures são negociadas com 88,5% de desconto. O pedido de proteção cautelar costuma anteceder processos de recuperação judicial ou extrajudicial (RE). Se houver uma RJ ou RE, a companhia ganha mais tempo para negociar com os credores. O prazo sobe para até 180 dias, com os dois meses iniciais da tutela já incluídos nesses 6 meses. No mercado secundário, há algumas semanas as debêntures da companhia de equipamentos para energia eólica negociam com um valor de 11,54% do valor de face, ou seja, com um desconto de 88,5%. Há dois anos, os mesmos papéis ainda tinham desconto de apenas 14%. Um levantamento da plataforma de crédito privado Vitrify mostra que a empresa têm uma dívida de cerca de R$ 1,5 bilhão junto a investidores de duas séries de debêntures. Apesar da baixa exposição de pessoas físicas aos ativos, com participação de apenas 0,8% do crédito total, quase a metade das debêntures ou 48% estão nas mãos de fundos de investimentos. O levantamento da Vitrify mostra 8 casas com posições nos papéis. A crise da Aeris se consolidou com a forte redução dos projetos de geração eólica nos últimos dois anos, o alto nível de endividamento e a elevação do custo financeiro em meio aos juros historicamente altos. Do IPO à crise: a companhia já foi a maior fabricante nacional de pás para energia eólica seis anos atrás, quando fez a abertura de capital (IPO). Nos últimos anos, porém, viveu uma reestruturação que não foi suficiente para resolver a crise financeira. O setor vive atualmente um excesso de oferta de energia no sistema e aumento do curtailment, ou seja, os cortes de produção determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) diante de gargalos na infraestrutura de transmissão. Além disso, a energia eólica enfrenta a concorrência da geração solar distribuída. Esse conjunto de fatores levou a uma redução no investimento em geração de eletricidade pelo vento. O montante caiu quase 70% entre 2023 e 2026, de R$ 35 bilhões há três anos para cerca de R$ 10 bilhões neste ano. Em comunicado, a Aeris afirmou que a reestruturação não deve afetar operações, fornecedores ou clientes. O pedido de proteção solicitado na última quinta-feira (21) não é o primeiro sinal de estresse. A companhia já havia passado por uma repactuação completa da dívida em 2025. Depois de assembleias de debenturistas que não atingiram quórum em dezembro de 2024 e fevereiro de 2025, uma terceira convocação aprovou, em 28 de março do ano passado, a extensão do vencimento das duas emissões para 2030. Além disso, foram aprovados um novo cronograma de amortização trimestral a partir de dezembro de 2027, a elevação dos juros de CDI + 2% para CDI + 3% ao ano e a retirada do gatilho de vencimento antecipado ligado a garantias financeiras. Em maio de 2025, a empresa fechou também instrumentos de crédito com Banco do Brasil, BV e Santander para reperfilar cerca de 90% do endividamento total, nas mesmas condições de prazo e taxa. A agência de rating Fitch rebaixou a Aeris em maio de 2025 para RD(bra) — default restrito —, por classificar a troca de dívida como uma reestruturação em condições de estresse. Nenhuma das debêntures fez pagamentos desde julho de 2024. Diante dos atrasos, o saldo devedor tem aumentado. Nos últimos dois anos, além da correção pelas taxas, houve um crescimento real de mais de 15% da dívida em relação ao valor emitido originalmente.
Fonte: InvestNews | 24/Ago/2026
Axia Energia e União pagarão R$ 2,6 bi ao Piauí por demora na privatização da Cepisa
📅 24/Ago/2026
A União e a Axia Energia chegaram a um acordo com o governo do Piauí para o pagamento de R$ 2,6 bilhões em indenização pelos prejuízos decorrentes da demora na privatização da Companhia Energética do Piauí (Cepisa). O valor será dividido de forma igualitária entre a empresa e a União. O acordo, realizado no âmbito da Ação Cível Originária (ACO) 3024, foi homologado na sexta-feira, 21 de agosto, pelo ministro Luiz Fux (relator), do Supremo Tribunal Federal (STF). Segundo a companhia, o valor já está provisionado e será pago em duas parcelas de R$ 650 milhões. A primeira deverá ser paga em até cinco dias úteis após recurso da homologação do acordo pelo STF, enquanto a segunda está prevista para 20 de dezembro de 2026. Já a parcela de responsabilidade da União será incluída em precatório integralmente em favor do estado do Piauí. Na ação, o STF havia reconhecido a responsabilidade da União e da antiga estatal pelos danos causados ao estado por conta da demora de 14 anos no processo de venda da Cepisa (2002 e 2016). Inicialmente, o governo do Piauí pedia R$ 3,5 bilhões a título de cumprimento provisório da decisão. A Axia Energia, por sua vez, contestava o valor, por considerá-lo excessivo, e argumentava que já havia investido R$ 700 milhões na empresa. O impasse levou o ministro Luiz Fux a suspender o pagamento para viabilizar as rodadas de conciliação entre as partes. Em sua decisão, o ministro destacou que a homologação do acordo extingue o processo com resolução do mérito. A Cepisa foi privatizada em 2018 após ser arrematada em leilão pelo grupo Equatorial.
Fonte: Megawhat | 24/Ago/2026
Prefeitos da Grande São Paulo vão à ANEEL em defesa da Enel
📅 24/Ago/2026
Prefeitos de municípios da Região Metropolitana de São Paulo foram a duas reuniões consecutivas da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) defender a continuidade da Enel SP à frente da concessão. Os dois comandam consórcios intermunicipais que, juntos, reúnem 21 cidades e mais de 5,6 milhões de habitantes. Na segunda-feira, 24 de agosto, o prefeito de Ribeirão Pires e presidente do Consórcio Intermunicipal Grande ABC, Guto Volpi, afirmou que a distribuidora ampliou investimentos e melhorou os serviços na região nos últimos dois anos. Ele alertou que a caducidade poderia interromper projetos em andamento e gerar insegurança durante a transição para um novo operador. Na reunião anterior, realizada em 11 de agosto, o prefeito de Pirapora do Bom Jesus e presidente do Consórcio Intermunicipal da Região Oeste Metropolitana de São Paulo (Cioeste), Gregório Maglio, também questionou se a substituição da concessionária produziria resultados melhores para a população. “Trocar uma concessionária por si só não garante que teremos um serviço melhor no dia seguinte”, afirmou. Maglio disse que Pirapora sofreu durante anos com interrupções de energia que também comprometiam o abastecimento de água, dependente de poços acionados por eletricidade. Segundo ele, a situação mudou depois da implantação da primeira subestação do município. Ele relacionou a experiência à necessidade de preservar os investimentos em infraestrutura, mas também afirmou que a Enel deve continuar sendo cobrada pela redução do tempo de restabelecimento e pela preparação da rede para eventos climáticos extremos. O prefeito destacou ainda a interlocução atual da empresa com os municípios do Cioeste, consórcio que reúne 14 cidades e mais de 3 milhões de habitantes. Segundo ele, a concessionária tem participado das discussões regionais, reconhecido problemas e negociado novos investimentos. “Eu não estou aqui para defender empresa, estou aqui para defender aquilo que considero melhor para a população que represento”, disse, completando que a ANEEL deve priorizar a cobrança, a fiscalização e a continuidade dos investimentos antes de adotar a caducidade. Volpi, prefeito de Ribeirão Pires, apresentou argumento semelhante na segunda-feira. O prefeito citou a abertura de uma base operacional da Enel em Diadema, com equipe dedicada ao Grande ABC, um novo centro de controle da rede e maior interlocução entre a distribuidora e as prefeituras. Segundo ele, a troca da concessionária poderia interromper investimentos e gerar insegurança para a população durante a transição. O Grande ABC reúne sete municípios e cerca de 2,6 milhões de habitantes. “Quem garante que toda essa evolução e todos esses investimentos não serão interrompidos se houver a decisão de decretar a caducidade?”, questionou Volpi durante a reunião. O movimento não representa uma posição unânime dos municípios atendidos pela Enel. O prefeito de São Paulo, Ricardo Nunes, defende a saída da distribuidora e comemorou a abertura do processo de caducidade pela ANEEL, em abril. A agência ainda não decidiu se recomendará a extinção da concessão. Na segunda-feira, a diretoria rejeitou o pedido da Enel para realização de uma perícia independente, encerrou a fase de instrução e abriu prazo de dez dias para alegações finais. Depois disso, o colegiado julgará o mérito do processo. A decisão final sobre eventual caducidade caberá ao Ministério de Minas e Energia.
Fonte: Megawhat | 24/Ago/2026
Usiminas defende proteção a aço nacional frente à capacidade de produção
📅 24/Ago/2026
O presidente da Mineração Usiminas, Leandro Chiardelli, defendeu na segunda-feira (24) novas medidas de proteção da indústria nacional de aço frente à “capacidade gigantesca” de crescimento da produção. A afirmação foi feita durante painel da Exposibram 2026. No evento, o executivo da Mineração Usiminas argumentou que o Brasil importa entre 6 Mto (milhões de toneladas) e 7 Mto de aço por ano, apesar de produzir cerca de 420 Mto/ano de minério de ferro e ainda contar com capacidade instalada ociosa para fabricar o produto de valor agregado. “Se pensar que o Brasil tem 50 milhões de toneladas de capacidade de produção de aço instalada hoje, você tem uma capacidade gigantesca de crescer, o que passa muito por agenda que favorece a proteção da nossa indústria”, afirmou Chiardelli, no evento realizado em Belo Horizonte (MG). Sobre geopolítica, o presidente da Mineração Usiminas falou sobre o tema no debate sobre mineração e geopolítica. No mesmo painel, a presidente da Anglo American no Brasil, Ana Sanches, afirmou que, no campo geopolítico e das disputas comerciais, a “agenda mudou drasticamente” e “vai mudar ainda mais”. “A gente está falando de disputa de poder. E até um tempo atrás, quando a gente pensava em soberania, a gente falava muito de território. E hoje em dia, quando você pensa em soberania, você está falando de tecnologia, de indústria, de energia e de defesa”, afirmou Ana Sanches. Durante o debate, o secretário nacional de Geologia, Mineração e Transformação Mineral do MME (Ministério de Minas e Energia), Anderson Arruda, afirmou que “o Brasil tem enfrentado, possivelmente, o maior desafio do jogo político da sua história”, ao se referir ao cenário de disputa em torno dos minerais críticos. Por outro lado, ele considera que o país está posicionado como uma “vitrine” para os países que buscam um fornecedor de suprimentos confiável de longo prazo.
Fonte: Agência iNFRA | 24/Ago/2026
Necta quer distribuir somente biometano em até cinco anos
📅 24/Ago/2026
A Necta, distribuidora de gás canalizado que atende a parte do interior paulista, desenhou um plano de expansão de sua malha que tem o biometano como espinha dorsal. A companhia mapeou, em sua área de concessão, um conjunto de usinas sucroenergéticas com um potencial para a produção de até 6 milhões de metros cúbicos por dia – dos quais a metade desse total em curto espaço de tempo. “Acreditamos que a Necta terá uma grande chance de, nos próximos cinco anos, chegar próximo de oferecer 100% de biometano em sua malha dela e ser uma distribuidora 100% renovável”, previu o CEO da companhia, José Eduardo Moreira. A companhia atende atualmente a 40 municípios, dos 375 localizados em sua área de concessão, e espera terminar o ano com 70 mil clientes. A Necta planeja chegar a 2049 com o atendimento a 105 municípios e um total de 500 mil consumidores. “Qualquer cidade acima de 60 mil habitantes em nossa área de concessão vai contar infraestrutura de gás”, prevê Moreira. A Necta constatou que, em sua área de concessão, existem 135 usinas do setor sucroenergético que já manifestaram o desejo de produzir o biometano. Essas usinas teriam potencial para produzir até 6 milhões de metros cúbicos por dia. “Não há no planeta uma região com uma concentração com um potencial tão grande para a produção de biometano”, afirma Moreira. Entre essas usinas, a Necta elencou as 46 maiores, aquelas que tem, individualmente, potencial para a produção de até 30 mil metros cúbicos por dia, e as incluiu nos traçados da expansão da sua malha de distribuição, que compreendem cerca de 700 quilômetros de dutos e investimentos de R$ 1,1 bilhão. Entre as usinas mapeadas estão unidades de grandes grupos, como Raízen, São Martinho e Copersucar. “Usamos a nossa engenharia para fazer um planejamento de integração e de ligação”, disse o CEO da distribuidora. “Na medida em que essas usinas forem tomando uma decisão de investimento, construiremos as redes para escoar o biometano delas”. Três, das 46 usinas elencadas, já estão produzindo cerca de 160 mil metros cúbicos de biometano para a Necta. A unidade da Cocal em Narandiba (SP) já oferece à distribuidora o biogás, que é distribuído para os clientes industriais, comerciais e residenciais de Presidente Prudente – o primeiro município do país a receber exclusivamente o biogás. Uma usina do grupo São Martinho, em Américo Brasiliense (SP), está oferecendo biometano para o atendimento à Grande Ribeirão Preto. No município e arredores, no período em que a usina produz o biometano, de março a novembro, o suprimento é exclusivo com o biogás. Uma terceira usina, também é da Cocal, em Paraguaçu Paulista, deverá ser interligada ao grid.
Fonte: ABEGAS | 24/Ago/2026
Petrobras assina contrato e exportará até 600 mil toneladas/ano de coque via Porto do Açu
📅 24/Ago/2026
O Porto do Açu (RJ) e a Petrobras assinaram, na última semana, um contrato para a operação regular de exportação de coque de petróleo por meio do Terminal Multicargas (T-Mult), em São João da Barra (RJ). O acordo estabelece uma nova rota logística para o escoamento da produção de quatro refinarias da Petrobras no Sudeste: Regap (Betim, MG), Reduc (Duque de Caxias, RJ), Replan (Paulínia, SP) e Revap (São José dos Campos, SP). Segundo a administração do complexo portuário privado, é o primeiro contrato entre as empresas para esse tipo de movimentação. A previsão é de até 600 mil toneladas de coque por ano, contemplando recebimento, armazenagem e exportação da carga pelo terminal. A primeira operação está prevista para o fim de agosto, e o contrato é válido por um ano, com possibilidade de renovação por mais cinco. O Porto do Açu destacou que a rota amplia as alternativas logísticas para a exportação do produto e que, ao concentrar a produção de diferentes refinarias em um único local, reforça sua eficiência operacional. O coque de petróleo é um subproduto de alto valor comercial gerado no processo de refino, usado como insumo energético de alto poder calorífico por diversas indústrias. "Este contrato reforça nosso posicionamento como um hub logístico, aliando nossa expertise na movimentação de granéis sólidos com infraestrutura e capacidade de realizar operações de grande escala com segurança e competitividade", disse em nota o CEO do Porto do Açu, Eugenio Figueiredo. O T-Mult tem 500 metros de cais operacional, calado homologado de até 13,1 metros e pode operar simultaneamente dois navios Panamax, com capacidade de até 75 mil toneladas cada. Desde 2016, o terminal já movimentou 26 tipos diferentes de cargas entre granéis sólidos, breakbulk e cargas de projeto.
Fonte: Portos e Navios | 24/Ago/2026
Conaportos recomenda priorizar desembarque de fertilizantes importados para Safra 2026/2027
📅 24/Ago/2026
A Conaportos (Comissão Nacional das Autoridades nos Portos) recomendou que portos públicos deem preferência à atracação e ao desembarque de fertilizantes minerais e outros insumos destinados à Safra 2026/2027. A medida consta em uma resolução da comissão e tem caráter emergencial. A iniciativa foi articulada pelo Ministério de Portos e Aeroportos, Ministério da Agricultura e Pecuária e Casa Civil, com participação de outros órgãos do governo federal. O objetivo é agilizar a entrada dos insumos agrícolas no país diante de riscos de abastecimento associados ao cenário geopolítico e a dificuldades logísticas internacionais. A recomendação considera fertilizantes nitrogenados, fosfatados e potássicos, além de produtos utilizados como fontes de macro e micronutrientes. Segundo o governo, a medida foi baseada em avaliação técnica do Ministério da Agricultura, que apontou possíveis impactos sobre o fornecimento regular desses produtos. As autoridades portuárias deverão adotar as medidas cabíveis para priorizar essas cargas, respeitando as regras de exploração de cada porto e as normas de atracação. Onde não houver previsão para esse tipo de prioridade, a Conaportos recomenda avaliar a inclusão da medida conforme os procedimentos aplicáveis. A resolução também orienta os órgãos integrantes da comissão a acelerar, dentro de suas competências, os procedimentos relacionados à movimentação dos fertilizantes. A prioridade, no entanto, não altera os controles sanitários, fitossanitários, aduaneiros ou de qualidade exigidos para a entrada dos produtos. O acompanhamento dos desembarques e do tempo de permanência das cargas será feito de forma conjunta, com informações encaminhadas mensalmente à Secretaria Nacional de Portos. Os dados deverão servir para avaliar a efetividade da medida e indicar eventuais mudanças durante sua vigência.
Fonte: Agência iNFRA | 24/Ago/2026
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