The Sector
📊 Cotações — Referência 2026-08-26
📋 Resumo Executivo — 26/ago/2026
- A Braskem protocolou na segunda-feira (24) pedido de recuperação extrajudicial de cerca de US$ 10,9 bilhões.
- O governo federal planeja sancionar o PLP da Gasolina ainda nesta semana, possivelmente na sexta-feira (28).
- Os Estados Unidos acreditam que o Alasca é uma das regiões com maior potencial para a área de energia no mundo, com “enormes” reservas de petróleo e gás, segundo o presidente da Comissão de Pesquisa do Ártico do governo estadunidense, Thomas Dans.
- O rateio do encargo que remunerará as baterias contratadas nos Leilões de Reserva de Capacidade (LRCAP) previstos para dezembro deverá alcançar, além de eólicas e solares, usinas hidrelétricas e termelétricas, segundo proposta da área técnica da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
- A ANEEL revogou, a pedido dos empreendedores, autorizações de 1,35 GW em projetos solares em quatro Estados.
- Petroleiras dizem que projetos de hidrogênio, CCS, eólica offshore e biogás não se pagam ainda.
- A presidente de Joint Ventures da BHP, Mariette Bylsma, afirmou na segunda-feira (24), durante a Exposibram 2026, que a formação de parcerias será decisiva para destravar investimentos e viabilizar grandes projetos de mineração em um cenário de maior complexidade geopolítica.
- A disputa global por minerais críticos colocou a mineração no centro da agenda geopolítica e levou governos a ampliar o apoio à indústria, afirmou na segunda-feira (24) Rohitesh Dhawan, presidente e CEO do Conselho Internacional de Mineração e Metais (ICMM), durante a Exposibram 2026.
- A Viridis garantiu até US$ 120 milhões para avançar o projeto de terras raras Colossus, em Poços de Caldas (MG).
- O programa de gas release em discussão na Agência Nacional do Petróleo (ANP) poderá provocar impactos relevantes para a economia de Sergipe.
- O governo publicou na terça-feira (25/8) a Resolução 15/2026 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que estrutura os leilões de gás natural da União.
Braskem protocola pedido de recuperação extrajudicial de US$ 10,9 bilhões
📅 24/Ago/2026
A Braskem protocolou na segunda-feira (24) pedido de recuperação extrajudicial de cerca de US$ 10,9 bilhões. O processo, protocolado na 2ª Vara de Falências e Recuperações Judiciais de São Paulo, envolve dívidas financeiras quirografárias da companhia e de determinadas controladas. Segundo a empresa, credores que representam 39,6% do valor das dívidas incluídas no processo aderiram ao plano apresentado. O percentual permite o início do procedimento. A Braskem terá agora 90 dias para alcançar o quórum necessário à homologação de uma versão atualizada do plano, que poderá vincular a totalidade dos créditos abrangidos à nova estrutura de pagamento. A proposta prevê a renegociação das obrigações financeiras, incluindo o alongamento de prazos e vencimentos e a possibilidade de capitalização de juros durante um período de alívio financeiro. As condições ainda serão negociadas entre a companhia, seus principais acionistas e os credores que aderiram ao plano. Entre as alternativas previstas está também um eventual apoio de liquidez dos principais acionistas durante esse período. O plano estabelece ainda a possibilidade de aporte ou garantia de capital por acionistas ou terceiros caso a empresa não alcance determinadas métricas financeiras que ainda serão definidas. Outra possibilidade é a conversão de parte das dívidas em participação no capital da companhia ao fim do período de alívio ou em outra data que venha a ser acordada. Os termos definitivos dependem das negociações e das aprovações previstas na governança da empresa. O pedido tem efeito imediato sobre as obrigações incluídas na recuperação extrajudicial e suspende sua exigibilidade. A medida, no entanto, possui escopo exclusivamente financeiro. Segundo a Braskem, dívidas com fornecedores, clientes e outros públicos não fazem parte do processo e continuam sendo cumpridas normalmente.
Fonte: Agência iNFRA | 24/Ago/2026
Sanção do PLP da Gasolina pode ocorrer nesta semana e estender subvenção
📅 25/Ago/2026
O governo federal planeja sancionar o PLP da Gasolina ainda nesta semana, possivelmente na sexta-feira (28). Segundo fontes com conhecimento do assunto, o texto do Projeto de Lei Complementar 114/2026 deve ser sancionado sem vetos e permite o uso de receitas extraordinárias do petróleo para bancar isenções fiscais a combustíveis, a fim de segurar os preços nas bombas em meio aos conflitos no Oriente Médio. O projeto foi aprovado na Câmara e no Senado em 12 de agosto e encaminhado para sanção no dia 14 do mesmo mês. A partir desta data, o presidente tem prazo de 15 dias para sancionar a matéria. Para que ele seja usado como base de novas subvenções, o governo terá de editar decretos regulamentadores, o que ainda pode demorar. Por isso, uma primeira prorrogação da subvenção da gasolina deve repetir o modelo atual, baseada na MP 1.358, com validade até 9 de setembro. O PLP inclui o etanol no rol de combustíveis beneficiados por subvenções, a fim de preservar o diferencial competitivo do biocombustível em relação à gasolina, inclusive de forma retroativa. Isso vai implicar em mais gastos para o governo, que, por isso, pode ser conservador no uso do novo instrumento.
Fonte: Agência iNFRA | 25/Ago/2026
EUA veem potencial para “enormes” reservas de petróleo e gás no Alasca, diz Comissão de Pesquisa
📅 25/Ago/2026
Os Estados Unidos acreditam que o Alasca é uma das regiões com maior potencial para a área de energia no mundo, com “enormes” reservas de petróleo e gás, segundo o presidente da Comissão de Pesquisa do Ártico do governo estadunidense, Thomas Dans. “Uma mudança fundamental de sinalização sob o governo Trump é a de que, como nação, vamos realmente focar no Ártico e dar grande ênfase ao desenvolvimento de nossos recursos na região”, afirmou durante o Offshore Northern Seas (ONS) 2026, em Stavanger, na Noruega, na terça-feira (25/8). Dans afirmou que a região vai receber mais de US$ 55 bilhões em investimentos nesse setor nos próximos anos, com o desenvolvimento do projeto Alaska LNG Project, de produção de gás natural liquefeito (GNL) pelo Glenfarne Group, além de outros projetos mais próximos à costa em andamento, como o Polar LNG. Ele citou, ainda, grande potencial para o hidrogênio branco (natural) e para mineração na região. O presidente dos EUA, Donald Trump, deixou claro que tem interesse na região ao indicar que pretende anexar a Groenlândia. A região também vem se tornando um corredor estratégico com a ampliação da navegabilidade devido ao degelo causado pelas mudanças climáticas. “A China, assim como também o Japão, a Coreia do Sul e a Coreia do Norte começaram a olhar para a rota dos mares ao norte como uma opção recentemente, após o fechamento do Estreito de Ormuz”, disse a global fellow do Centro de Política Energética da Universidade de Columbia, Tatiana Mitrova. A acadêmica lembrou que a atratividade da produção de petróleo e gás no Ártico já se provou, dado que 80% da produção de gás e 60% da produção de petróleo da Rússia vêm dessa região. No entanto, ela ressaltou que os desafios de infraestrutura são grandes e demandam soluções governamentais para apoiar esses projetos. “Se ocorrer um vazamento de petróleo no Golfo é um problema, se ocorrer um no Ártico é um desastre”, afirmou. Mitrova ressaltou também que, apesar dos desenvolvimentos tecnológicos que ajudam a reduzir os custos, essa região continua a competir com outros locais para atração de investimentos. “A maior parte dos países do Ártico, com exceção da Noruega, está adiando grandes projetos de upstream por causa dos altos custos e riscos. Se uma empresa precisa escolher entre investir em águas profundas no Brasil ou no Ártico, o Brasil provavelmente será mais interessante”, disse. Mais cedo, o ministro de Energia da Noruega, Terje Aasland, havia criticado em outro painel na conferência as propostas na União Europeia para uma moratória na exploração e produção de petróleo e gás no Ártico. “Quando falamos com a Alemanha e a Polônia, eles querem esse gás natural (do Ártico)”, disse. O diretor de Políticas de Energia e Recursos Naturais da Universidade de Calgary, Robert Johnston, ressaltou que é importante que o olhar para o Ártico leve em consideração as pessoas que vivem na região. “Essas pessoas estão sentindo os efeitos negativos das mudanças climáticas”, lembrou.
Fonte: Eixos | 25/Ago/2026
ANEEL avalia incluir hidrelétricas e térmicas no rateio das baterias do LRCAP
📅 25/Ago/2026
O rateio do encargo que remunerará as baterias contratadas nos Leilões de Reserva de Capacidade (LRCAP) previstos para dezembro deverá alcançar, além de eólicas e solares, usinas hidrelétricas e termelétricas, segundo proposta da área técnica da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A recomendação é dividir os custos entre todos os geradores agentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com valores diferentes conforme a flexibilidade de cada empreendimento. Pela proposta, a cobrança teria quatro níveis. Eólicas e solares sem armazenamento associado ficariam na faixa integral, enquanto os geradores classificados no patamar mais alto de flexibilidade pagariam um quarto desse valor. Nenhuma usina seria completamente isenta. Na segunda-feira, 24 de agosto, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM) da ANEEL divulgou uma nota técnica e o relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) sobre o tema. Os documentos recomendam a abertura de consulta pública por 30 dias e a realização de um workshop para discutir a metodologia. O processo foi distribuído no mesmo dia ao diretor Gentil Nogueira, que aguarda um parecer da Procuradoria Federal junto à agência para apresentar seu voto à diretoria colegiada. Quatro níveis A Lei 15.269/2025 determinou que os custos dos sistemas de armazenamento contratados em leilões de reserva de capacidade sejam rateados apenas entre os geradores. O texto, porém, não definiu a base de cálculo, a periodicidade nem a forma de dividir a conta. A área técnica recomenda que o encargo seja calculado mensalmente sobre a energia efetivamente gerada por cada usina. Se a metodologia for aprovada, uma central que não produza no período não pagará naquele ciclo, embora permaneça entre os agentes sujeitos à cobrança. A proposta prevê que o rateio seja ajustado por um Índice de Flexibilidade criado para medir quanto cada empreendimento já contribui para atender às necessidades que levaram à contratação das baterias. Quanto maior a entrega de flexibilidade, menor a parcela do encargo. A metodologia varia conforme a fonte, porque a flexibilidade de uma hidrelétrica não pode ser medida pelos mesmos parâmetros aplicáveis a uma termelétrica ou a uma usina eólica. A referência comum é o serviço prestado pelos sistemas de armazenamento, que podem absorver energia nos períodos de sobreoferta e devolvê-la ao sistema nas horas de maior demanda. As baterias contratadas também deverão contar com capacidade grid-forming, associada à prestação de serviços como potência sincronizante, inércia sintética e corrente de curto-circuito. Na avaliação da área técnica, nenhum gerador convencional reproduz integralmente esse conjunto de atributos. Por isso, a SGM divide os geradores em quatro patamares. Usinas consideradas inflexíveis, no P1, pagariam o valor unitário integral. As classificadas com flexibilidade baixa, no P2, arcariam com 75%; aquelas com flexibilidade alta, no P3, pagariam 50%; e as usinas com flexibilidade muito alta, no P4, contribuiriam com 25%. O P4 representa o melhor desempenho identificado dentro de cada classe de fonte, não uma equivalência com as baterias. Por isso, mesmo os geradores mais flexíveis continuariam na base de cobrança. Hidrelétricas No caso das hidrelétricas, o índice proposto compara a produção entre 10h e 14h, período de menor carga líquida, com a geração entre 18h e 22h, quando a demanda aumenta e a produção solar desaparece.
Fonte: Megawhat | 25/Ago/2026
ANEEL revoga 1,35 GW em projetos solares por desistência dos empreendedores
📅 25/Ago/2026
A ANEEL revogou, a pedido dos empreendedores, autorizações de 1,35 GW em projetos solares em quatro Estados. As desistências envolvem empreendimentos na Bahia, no Ceará, em Minas Gerais e no Rio Grande do Norte que não chegaram a sair do papel ou tiveram as obras paralisadas, além de uma usina que já havia recebido mais de R$ 4 milhões em investimentos. As justificativas apresentadas à agência incluem desde revisões de estratégia e de viabilidade comercial até a falta de margem para conexão e escoamento da energia, o aumento do curtailment, a elevação dos custos de implantação e capital, mudanças regulatórias e tributárias e dificuldades de financiamento. O maior volume está nas UFVs Camboatá I a Camboatá XIV, em Janaúba, Minas Gerais, que somam 624,75 MW de capacidade instalada. Segundo a justificativa apresentada no processo, revisões estratégicas e de viabilidade comercial fizeram com que os projetos não avançassem para a implantação física, com obras totalmente paralisadas ou não iniciadas. Outro pedido, que totaliza 359,15 MW, corresponde às UFVs Santo Agostinho 1 a 4 e 7 a 10, em Pedro Avelino, no Rio Grande do Norte, cujos atos autorizativos também foram revogados a pedido. Em Russas, no Ceará, foram revogadas as autorizações das UFVs RES Leleo III a VIII, que somam 243,95 MW, com justificativa igualmente ligada a revisões estratégicas e de viabilidade comercial. Já as UFVs Solar Novo Horizonte 1 a 3, que somam 90 MW em João Pinheiro, Minas Gerais, tiveram a desistência associada a uma combinação mais ampla de dificuldades. No pedido, o empreendedor afirma que o cenário inicialmente favorável à implantação mudou nos últimos anos, citando a inexistência de viabilidade de conexão e o esgotamento da margem de escoamento de energia no estado, além do avanço do curtailment, descrito como um problema grave e estrutural no país desde o segundo semestre de 2023. A justificativa também menciona a falta de perspectiva de conexão no curto prazo e o desinteresse de investidores diante dos frequentes cortes de geração. O empreendedor acrescenta que a decisão do Banco do Nordeste (BNB) de suspender, em 2026, o financiamento de projetos eólicos e fotovoltaicos de geração centralizada contribuiu para tornar o projeto inviável. Na Bahia, a ANEEL revogou a autorização da UFV Sol do São Francisco, de 36 MW, em Sento Sé. Nesse caso, o empreendedor informou que havia iniciado as obras civis e de infraestrutura e já realizado mais de R$ 4 milhões em investimentos, mas mudanças nas condições verificadas quando o projeto foi concebido comprometeram sua viabilidade econômica. Entre os fatores apontados estão a elevação dos custos de implantação e de capital, o aumento da carga tributária, mudanças na regulação e a deterioração das condições de mercado, além da maior percepção de risco associada às restrições de geração no Sistema Interligado Nacional (SIN).
Fonte: Megawhat | 25/Ago/2026
Majors do petróleo têm dificuldades para viabilizar hidrogênio, CCS e eólica offshore
📅 25/Ago/2026
Petroleiras dizem que projetos de hidrogênio, CCS, eólica offshore e biogás não se pagam ainda. Descoberta na Foz do Amazonas abre cenário positivo para petroleiras que estão na Margem Equatorial, diz Sylvia dos Anjos. Braskem entra em recuperação extrajudicial para reestruturar dívidas de R$ 56 bilhões. Lula tenta destravar Redata e minerais críticos antes das eleições. EDIÇÃO APRESENTADA POR: Majors do petróleo têm dificuldades para viabilizar hidrogênio, CCS e eólica offshore Grandes petroleiras estão com dificuldades para encontrar clientes e retornos financeiros para investimentos anunciados nos últimos anos em projetos de baixo carbono, como produção de hidrogênio verde, eólicas offshore, captura e estocagem de carbono (CCS) e biogás. Os CEOs da Shell, Wael Sawan, e da TotalEnergies, Patrick Pouyanné, indicaram que esses projetos ainda não conseguiram se provar economicamente viáveis, sobretudo frente a outras fontes renováveis, como geração solar e eólica terrestre. - “Há cinco anos, parecia óbvio para a indústria tentar desenvolver essas tecnologias, mas hoje estamos de volta ao fundamento da energia, que é o preço acessível. Se não é acessível, não se pode fazer o que se quiser”, disse Pouyanné durante o Offshore Northern Seas (ONS) 2026, em Stavanger, na Noruega. - “Todos nós embarcamos em 2020 no projeto de CCS Northern Lights. E o que acontece hoje? Temos dificuldades em encontrar clientes”, acrescentou, em referência à joint venture formada por Equinor, TotalEnergies e Shell para o serviço de armazenamento de carbono no Mar do Norte. Leia na newsletter: A diretora executiva de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, participou do mesmo painel de Sawan e Pouyanné e concordou com a dificuldade em encontrar consumidores dispostos a pagar o preço dos combustíveis de menor emissão. Na visão do CEO da Shell, a perspectiva da indústria de energia sobre essas tecnologias mudou nos últimos anos. - “Não conseguimos criar o retorno para o investimento que esperávamos. Então estamos nos direcionando para outros segmentos dessa cadeia de calor, como baterias e comercialização de energia”, afirmou. Segundo os executivos, as regulações precisam acompanhar a realidade do mercado. Pouyanné criticou a política da União Europeia que obriga as companhias a investir em CCS, “sem clientes”. - “É uma questão de eficiência. Eu prefiro colocar esse dinheiro em solar e eólica terrestre, nas quais eu sei que posso ter lucro”, disse o executivo da TotalEnergies. - “As pessoas precisam aceitar que estamos arbitrando o dinheiro que gastamos da maneira mais eficiente para contribuir com o clima”, acrescentou. Para relembrar: As companhias indicam que a descarbonização do setor de energia segue no radar, mas acreditam que o foco precisa ser voltado para redução das emissões da produção de petróleo e gás. - “Considero mais útil investir US$ 50 milhões nesse tipo de iniciativa do que em um desenvolvimento de biogás”, disse Pouyanné. - O executivo citou, inclusive, os investimentos conjuntos da TotalEnergies com a Petrobras em reinjeção de CO2 nos campos do Brasil. - Ele elogiou a cláusula da ANP que obriga as petroleiras a investirem parte do lucro em pesquisa, desenvolvimento e inovação no país: “É inteligente”.
Fonte: Eixos | 25/Ago/2026
BHP vê parcerias como chave para destravar investimentos em mineração
📅 25/Ago/2026
A presidente de Joint Ventures da BHP, Mariette Bylsma, afirmou na segunda-feira (24), durante a Exposibram 2026, que a formação de parcerias será decisiva para destravar investimentos e viabilizar grandes projetos de mineração em um cenário de maior complexidade geopolítica. Segundo ela, a estratégia da companhia passa por fortalecer relações com governos, comunidades, fornecedores e clientes ao longo de toda a cadeia de valor. “Para a BHP, acreditamos que podemos desbloquear valor em toda a cadeia de valor por meio de parcerias fortes”, afirmou Mariette. A executiva citou três projetos como exemplos da estratégia da companhia, incluindo uma joint venture de 50% com a Lundin Mining, na Argentina, que se tornou o primeiro projeto do país a aderir ao regime de incentivos a grandes investimentos (RIGI). Segundo Mariette, a adesão ao RIGI trouxe maior estabilidade e previsibilidade para o projeto argentino, permitindo às empresas uma visão mais clara sobre as condições futuras do investimento. “Isso proporcionou estabilidade, segurança em relação aos termos e uma visão antecipada, do ponto de vista do investimento, sobre o que provavelmente irá acontecer”, disse. Outro exemplo citado foi o projeto de potássio Jansen, no Canadá. De acordo com a executiva, quando estiver totalmente desenvolvido e em plena capacidade, o empreendimento poderá atender a cerca de 50% da demanda global por potássio. O projeto também envolve parcerias e participação de comunidades locais e de povos indígenas da região. Samarco opera atualmente em 60% e planos para elevar produção para 100% estão em andamento. A executiva também afirmou que a Samarco, joint venture entre BHP e Vale, opera atualmente com cerca de 60% de sua capacidade e que os planos para elevar a produção novamente a 100% estão em andamento. Para a executiva, o avanço de projetos de grande escala exigirá uma participação cada vez maior dos países anfitriões e relações mais resilientes com os diferentes atores envolvidos. “As parcerias serão fundamentais”, afirmou. Segundo ela, isso significa fortalecer os vínculos com as comunidades onde as empresas operam, fornecedores, clientes, governos e demais partes interessadas necessárias para transformar grandes projetos de mineração em operações. Organizada pelo Instituto Brasileiro de Mineração (Ibram), a EXPOSIBRAM 2026 acontece de 24 a 27 de agosto na Expominas, em Belo Horizonte (MG), e consolida-se como a maior edição da história do evento, marcando os 50 anos do Ibram. Reunindo mais de 750 expositores e lideranças globais, o encontro integra feira de negócios, congresso internacional e rodadas comerciais para debater minerais críticos, transição energética, inovação e sustentabilidade, impulsionando o desenvolvimento responsável e competitivo da indústria mineral brasileira.
Fonte: Minera Brasil | 25/Ago/2026
Nova geopolítica dos minerais coloca mineração no centro da disputa global
📅 25/Ago/2026
A disputa global por minerais críticos colocou a mineração no centro da agenda geopolítica e levou governos a ampliar o apoio à indústria, afirmou na segunda-feira (24) Rohitesh Dhawan, presidente e CEO do Conselho Internacional de Mineração e Metais (ICMM), durante a Exposibram 2026. Segundo ele, países como Estados Unidos e China passaram a tratar o setor como estratégico, enquanto governos também adotam medidas de nacionalismo de recursos e buscam aumentar o processamento doméstico de minérios. Dhawan citou como exemplo o anúncio, na semana passada, de US$ 2,5 bilhões em apoio à manutenção de uma fundição na Austrália, medida que, segundo ele, seria “impensável apenas alguns anos atrás”. Ele também mencionou a revisão, pelo Canadá, de uma operação envolvendo uma empresa na Argentina por possíveis impactos sobre a segurança do abastecimento de metais e o aumento da participação de fundos soberanos do Oriente Médio no setor. “A indústria de mineração está agora firmemente no topo da agenda geopolítica”, afirmou. Para dimensionar o risco associado à concentração da oferta, Dhawan destacou a cadeia de minerais necessários para a produção de ímãs utilizados em motores e ressaltou a dependência global da China no processamento de terras raras — área na qual o Brasil possui reservas relevantes. De acordo com o executivo, uma perda de 30% no fornecimento de ímãs aos Estados Unidos poderia provocar um impacto de US$ 600 bilhões, equivalente a 2,2% do PIB americano. “Nunca tivemos esse nível de poder e impacto assimétrico ligado a uma única commodity produzida pela nossa indústria”, disse. O novo cenário também, segundo Dhawan, vem acelerando a abertura de minas e a adoção de políticas para reduzir a dependência externa. Ele citou as Filipinas, que pretendem reduzir de nove anos para nove meses o prazo histórico para emissão de licenças de mineração. O executivo, porém, defendeu que a aceleração não ocorra às custas de padrões ambientais e sociais. “Vamos garantir que não sacrifiquemos os altos padrões de desempenho social e ambiental que devemos esperar de todos os mineradores, em todos os lugares”, afirmou. Dhawan também apontou uma revalorização financeira do setor: segundo ele, a capitalização de mercado global das empresas de mineração quase dobrou nos últimos 18 meses. Para o executivo, a janela atual deve ser usada para ampliar a oferta de minerais, fortalecer parcerias com consumidores e governos, aumentar a segurança das operações e combater a mineração ilegal. Ao mesmo tempo, defendeu maior participação das comunidades e povos indígenas nas decisões e nos benefícios dos projetos, além de investimentos antecipados para o fechamento das minas. Ao encerrar, Dhawan comparou o atual momento da mineração aos “sete anos de prosperidade” da narrativa bíblica de José, período em que seria necessário acumular reservas para enfrentar tempos futuros de escassez. “O que fizermos com este momento definirá o legado desta indústria por gerações”, afirmou. Para ele, o atual ciclo favorável à mineração deve ser aproveitado para construir uma indústria capaz de abastecer o mundo com os minerais necessários “de uma forma da qual todos possamos nos orgulhar”. Organizada pelo Instituto Brasileiro de Mineração (Ibram), a EXPOSIBRAM 2026 acontece de 24 a 27 de agosto na Expominas, em Belo Horizonte (MG), e consolida-se como a maior edição da história do evento, marcando os 50 anos do Ibram.
Fonte: Minera Brasil | 25/Ago/2026
Viridis garante até US$ 120 milhões para avançar projeto de terras raras Colossus no Brasil
📅 25/Ago/2026
A Viridis garantiu até US$ 120 milhões para avançar o projeto de terras raras Colossus, em Poços de Caldas (MG). Os compromissos de capital anunciados pela Viridis Mining and Minerals — cerca de R$ 625,7 milhões na cotação atual — reúnem o aporte de US$ 75 milhões da gestora global One Investment Management (OneIM), a antecipação de um aporte de US$ 5 milhões da ORE Investments e Régia Capital e cerca de US$ 40 milhões de outros investidores institucionais. A expectativa é iniciar a construção do projeto em 2027 e a produção comercial em 2028. Segundo comunicado emitido pela empresa, os novos recursos elevam as fontes identificadas de capital próprio da companhia para cerca de US$ 154 milhões, acima da necessidade estimada de US$ 135 milhões para viabilizar o projeto. A Viridis afirmou que o Colossus demandará investimento total de US$ 449 milhões. Agora, a mineradora concentra esforços na obtenção de contratos de venda de produção (offtake), na estruturação da dívida de longo prazo e na preparação para a decisão final de investimento, prevista para o quarto trimestre de 2026. A companhia pretende utilizar os recursos para iniciar a mobilização do contrato de engenharia, suprimentos, construção e gerenciamento (EPCM), fazer pedidos de equipamentos com prazo longo de entrega, dar continuidade à operação e otimização da planta demonstrativa de MREC no Brasil, avançar licenciamentos ambientais e financiar novas atividades de exploração e sondagem. O financiamento ocorre após a conclusão do Estudo de Viabilidade Definitivo (DFS) do Colossus; com base no capital de desenvolvimento estimado, a companhia trabalha com uma estrutura de financiamento de até 70% em dívida sênior e 30% em capital próprio. Na frente de dívida, a Export Finance Australia apresentou carta de apoio não vinculante e condicional para um possível financiamento de até US$ 50 milhões, a Export Development Canada manifestou interesse em apoiar a operação em até US$ 100 milhões e a Bpifrance Assurance Export também apresentou carta de apoio. No Brasil, a Viridis foi selecionada para um Plano de Apoio Conjunto do BNDES e da Finep, dentro da iniciativa de minerais estratégicos de R$ 5 bilhões. O processo de financiamento da dívida conta com Goldman Sachs e Cutfield Freeman & Co. como assessores financeiros. Segundo o diretor-gerente da Viridis, Rafael Moreno, a conclusão do DFS e o avanço do financiamento permitem à companhia concentrar os esforços na execução do projeto, avançando simultaneamente na contratação do EPCM, na aquisição de equipamentos, nos contratos de venda da produção e no financiamento por dívida.
Fonte: Revista Minerios | 25/Ago/2026
Especialista diz que gas release terá efeito danoso para Sergipe e pode inviabilizar gasoduto da Petrobras
📅 25/Ago/2026
O programa de gas release em discussão na Agência Nacional do Petróleo (ANP) poderá provocar impactos relevantes para a economia de Sergipe. A avaliação é do consultor do setor de óleo e gás Filipe Rizzo, que, em entrevista ao Petronotícias, afirmou que a medida altera profundamente a dinâmica econômica e operacional planejada pela Petrobras para o projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP) e pode inviabilizar o gasoduto de exportação concebido para escoar a produção de gás natural do projeto. Para lembrar, na segunda-feira (24), o Petronotícias publicou que a diretoria da Petrobras decidiu reavaliar o projeto do gasoduto, que teria 134 km de extensão. Segundo Rizzo, SEAP foi estruturado com forte dependência da monetização do gás, inclusive com a contratação de FPSOs que já preveem unidades de processamento de gás instaladas no topside. Ele também avalia que uma eventual transferência de uma das plataformas previstas para o SEAP para a Bacia da Foz do Amazonas poderá antecipar a produção no Amapá, mas frustrar as expectativas de crescimento da oferta de gás em Sergipe. Rizzo também faz críticas ao modelo estabelecido pela Lei do Gás, especialmente à separação entre a construção e a operação dos gasodutos, que, segundo ele, contribuiu para elevar os custos de transporte e dificultar a expansão da infraestrutura no país. Para começar, como avalia a notícia de que a Petrobras está reconsiderando o projeto do gasoduto em Sergipe Águas Profundas? O projeto Sergipe Águas Profundas foi concebido e fortemente defendido com base na viabilização da exportação do gás natural. Para se ter uma ideia do nível de compromisso com esse plano, os FPSOs contratados preveem a inclusão de uma unidade de processamento de gás instalada no topside. A Petrobras está realizando um movimento puramente defensivo, pois a imposição do gas release inviabiliza o projeto SEAP nos moldes atuais. Caso o gas release avance nos moldes iniciais apresentados pela ANP, quais serão os principais impactos? Caso o gas release avance, a Petrobras provavelmente buscará alternativas para exportar esse gás, como a liquefação do gás natural, aproveitando a infraestrutura existente na região e, assim, contornar a obrigatoriedade do programa. Além disso, a Petrobras já tem assinado contratos com a SBM Offshore para construir das duas plataformas de SEAP. Uma delas pode ser mantida em Sergipe, enquanto outra pode ser transferida para a Bacia da Foz do Amazonas. Essa é uma alternativa em estudo. Isso gerará um impacto direto e profundo no PIB nos dois Estados. O Amapá pode ser impactado positivamente por conta da antecipação da sua produção, enquanto Sergipe pode ter frustrada a expectativa de aumento de parte de sua produção de gás natural. Pelo o que a ANP apresentou, o gas release incidiria apenas no gás natural adquirido de outras petroleiras pela estatal na boca do poço, da União e importado da Bolívia. Você avalia que isso ainda assim prejudica o projeto? Sim, prejudica imensamente, porque altera profundamente a dinâmica econômica e operacional planejada. Vale lembrar que dois blocos da Petrobras em SEAP possuem sócios. Em BM-SEAL-11, a Petrobras tem 60% de participação, em parceria com a IBV Brasil (40%). Já no bloco BM-SEAL-4, a empresa tem 75% de participação em parceria com a ONGC (25%). Por isso, esses blocos seriam impactos pelas regras do gas release. Contudo, como se sabe, as regras definitivas ainda não estão definidas.
Fonte: Petronotícias | 25/Ago/2026
Resolução do CNPE reafirma indústria de base como prioridade nos leilões de gás da União; veja os principais pontos
📅 25/Ago/2026
O governo publicou na terça-feira (25/8) a Resolução 15/2026 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que estrutura os leilões de gás natural da União. (leia o guia do que esperar das licitações) Dentre outros destaques, a norma: - reafirma a indústria de base como destino prioritário do gás da União; - define diretrizes para precificação da molécula; - detalha como se dará a relação com a Petrobras como agente comercializador (o que inclui a possibilidade de permuta de líquidos de gás da União na remuneração do compartilhamento das infraestruturas); - e abre espaço para que outros vendedores ofertem gás nos leilões; A resolução atribui ao Ministério de Minas e Energia (MME), ainda, o poder de editar normas complementares “caso necessário”. A seguir, a agência eixos detalha os principais pontos da nova resolução do CNPE. Indústria de base é o destino prioritário A nova resolução do CNPE reafirma a indústria de base como destino prioritário do gás da União, tanto nos leilões de curto prazo quanto nos leilões estruturantes de longo prazo. A norma traz, porém, desenhos diferentes para duas modalidades de contratação: - nos leilões de curto prazo, com entrega até 2030, a indústria de base é o destino preferencial dos volumes; - nos leilões estruturantes de longo prazo, ser indústria de base é condição de acesso ao gás da União, bem como a criação de demanda nova (seja um empreendimento novo, seja ampliação de capacidade produtiva, desde que proporcional à aquisição de gás da União). A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ficará a cargo da habilitação dos projetos ou empreendimentos. A resolução também permite que a Pré-Sal Petróleo (PPSA) destine parcela do volume para comercialização no mercado spot, como forma de incentivar a formação de referência de preço de oferta no mercado brasileiro. E permite ainda que o excedente não contratado pela indústria de base nos leilões possa ser vendido a preços de mercado aos demais consumidores livres, comercializadores, transportadores e distribuidoras estaduais. Gás da União poderá ancorar outras ofertas A resolução do CNPE permite que os leilões de gás da União admitam a participação de outros supridores de gás (de origem nacional ou importada). No caso do leilão estruturante, é permitida a participação de supridores de biometano também. A ideia é que o gás da União seja usado como âncora de um leilão mais amplo, que ABRA espaço para que outros vendedores ofertem seu gás (dos projetos de Raia e SEAP e do gás argentino, por exemplo), numa tentativa de casar oferta e demanda. - As diretrizes e as condições de elegibilidade e de destinação aplicáveis ao gás da União, nesse caso, não valem para os volumes ofertados pelos demais supridores. A precificação do gás da União A venda do gás da União, quando mediada pelo agente comercializador, será realizada com base em preço de mercado. - a precificação, nesse caso, deve considerar os valores praticados na indústria ou, quando houver, os preços indicados pelas agências de informação de preços — caso não exista preço de referência publicado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) No caso da comercialização direta pela PPSA, o preço de referência publicado pela ANP será o preço no mínimo. - Caso não haja interessados, a PPSA poderá, mediante justificativa, aceitar ofertas inferiores ao preço de referência fixado pela ANP, desde que sejam compatíveis com o valor de mercado.
Fonte: Eixos | 25/Ago/2026
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