Compagas tem plano de investimentos de R$ 505 milhões para dobrar de tamanho no Paraná
O governador Carlos Massa Ratinho Junior visitou nesta segunda (20) a sede da Compagas, em Curitiba, onde conheceu os planos de investimentos da companhia para os próximos anos. Até 2029, serão investidos R$ 505 milhões pela companhia com o objetivo de interiorizar e expandir a rede de distribuição, dobrando o número de clientes atendidos, de acordo com o Plano Estadual do Gás.
A visita contou com a presença do presidente do Conselho de Administração do Cosan, Rubens Ometto Silveira Mello, o diretor-presidente da Compass, Antonio Simões Rodrigues Junior, e do CEO da Compagas, Rafael Lamastra Junior, entre outros executivos do grupo. Desde 2024, a Compagas é uma empresa privada, sob controle acionário da Compass, integrante do Grupo Cosan. Essa foi a primeira visita oficial do novo corpo diretivo a Curitiba após a aquisição.
Atualmente, a Compagas tem 58,7 mil clientes no Paraná, com um volume de 712 mil metros cúbicos por dia e uma rede de mais de 900 quilômetros. Com os planos de ampliação dos próximos cinco anos, o número de clientes deve chegar a 65 mil. A concessão de 30 anos foi separada em seis grandes ciclos de investimentos no Estado.
“A expansão desta rede eleva as condições de desenvolvimento do Paraná, principalmente com foco na interiorização do gás. É muito importante ver a evolução de um setor tão estratégico quanto este, porque isso, na prática, resulta em mais investimentos, mais infraestrutura, mais empregos e renda nos municípios atendidos”, afirmou Ratinho Junior.
A rede atual da Compagas atende 16 municípios entre a Região Metropolitana de Curitiba e Campos Gerais. Com os investimentos, serão construídos mais de 460 quilômetros de novas redes de distribuição de gás canalizado, expandindo a rede para mais cidades, incluindo Maringá e Londrina, nas regiões Norte e Noroeste. O início das obras está marcado para este primeiro trimestre. Outra novidade é a ligação entre Lapa e Araucária.
“Nós percebemos um boom de desenvolvimento e investimentos em cidades onde a nossa rede está instalada, como é o caso de Ponta Grossa. A presença da rede de gás permite isso, e estes investimentos vão levar isso a outras regiões também”, afirmou o CEO da Compagas, Rafael Lamastra Junior. “E além das indústrias, atualmente os condomínios residenciais e os novos investimentos imobiliários já estão conectados à rede, promovendo ganho para todos os envolvidos”.
O Plano Estadual do Gás ainda prevê a inclusão do biometano no portfólio de suprimentos da companha, com o desenvolvimento de corredores sustentáveis por várias regiões do Estado.
Concessão – Os investimentos apresentados fazem parte do plano total de R$ 2,5 bilhões previstos no contrato de concessão da companhia para os próximos 30 anos. Até 2054, a Compagas prevê ampliar em 122% a rede canalizada com a construção dos novos gasodutos.
Com o plano de inclusão do biometano nos negócios da companhia, a empresa prevê atender todas as 10 mesoregiões do Paraná. A ideia é integrar a rede de distribuição às principais áreas produtoras do Estado, viabilizando o escoamento do combustível renovável por meio de dutos.
O plano também atende a vocação regional na produção de biometano a partir da suinocultura. Hoje, o Paraná é o segundo maior produtor de porcos do Brasil, com mais de 3 milhões de unidades abatidas por trimestre. Com programas de incentivo do Governo do Estado, como o RenovaPR, os produtores podem investir com juro zero em usinas próprias para geração do biometano a partir dos dejetos dos animais. Atualmente, são mais de 400 plantas instaladas pelo Estado.
Novos dutos – Do plano de investimentos anunciado, R$ 108 milhões serão usados para a construção de 52 quilômetros de gasoduto entre Araucária e Lapa, passando por Contenda, na Região Metropolitana de Curitiba. A estrutura vai atender a um importante complexo agroindustrial da região, incluindo uma planta do Grupo Potencial, que deve ser o maior complexo de biodiesel do mundo a base de óleo de soja.
Em Londrina e Maringá, o plano prevê investimentos de R$ 100 milhões até 2029, na construção de mais de 60 quilômetros de rede. A estrutura vai atender os segmentos industriais das duas cidades, além de mais de 3 mil clientes residenciais. Para o ciclo seguinte de investimentos, entre 2029 e 2032, a Compagas também prevê uma ligação direta entre as duas cidades. Prospera: Paraná terá programa de capacitação em ODS para lideranças locais
Presenças – Também estiveram presentes na reunião o superintendente-geral de Energia do Governo do Estado, Cássio Santana; o diretor-presidente da Raízen, Nelson Roseira Gomes Neto; o CEO da Commit, Renato Fontalva; e o vice-presidente de Relações Institucionais, Comunicação e Sustentabilidade da Compass, Adriano Nogueira Zerbini.
Fonte: Agência Estadual de Notícias do Governo do Paraná
Copergás realiza obras de expansão de rede na área central do Recife
A Copergás, através do setor de engenharia, iniciou a obra de expansão da rede do Bolsão Centro, no Recife Antigo, com o objetivo inicial de atender o empreendimento Moinho Recife Business & Life e, posteriormente, outros estabelecimentos no bairro.
De acordo com Wanderson Costa, engenheiro de obras da Copergás, para esta expansão, foi necessário contratar um arqueólogo especialista na história da região. Isso se deve ao fato de que, segundo informações do Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional (IPHAN), o material disponibilizado pela Prefeitura da Cidade do Recife não apresenta um detalhamento dos monumentos arqueológicos subterrâneos, como perfis, seções, detalhes, materiais e cotas altimétricas, oferecendo apenas uma indicação em planta (mapeamento dos possíveis obstáculos), com base em mapas antigos não georreferenciados. Por esse motivo, torna-se imprescindível o acompanhamento de um arqueólogo durante a realização da obra.
Além da contratação do arqueólogo, toda a execução da obra está sendo adaptada às características do local. Diferentemente das demais obras realizadas pela Copergás, que utilizam preferencialmente o método não destrutivo (com aberturas espaçadas a cada aproximadamente 100 metros com máquina de furo direcional), no Recife Antigo a obra está sendo realizada integralmente pelo método de vala aberta. A escavação está sendo feita manualmente, garantindo que qualquer item histórico eventualmente enterrado não seja danificado.
Outro cuidado importante é a preservação dos elementos originais do local. Toda a estrada de paralelepípedos está sendo mantida, utilizando os mesmos materiais após o término da obra. Além disso, o solo escavado está sendo cuidadosamente reutilizado, sem substituições, para preservar as características originais da área.
A equipe de Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde da Copergás esteve presente no local da obra e realizou um momento de segurança com a equipe de arqueologia, abordando temas como qualidade, segurança no trabalho, saúde dos trabalhadores e meio ambiente.
Fonte: Copergás / Comunicação
MME aprova incentivo fiscal para projeto de biometano em Pernambuco
O MME aprovou o enquadramento, no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi), da planta de biometano do aterro sanitário de Igarassú, em Pernambuco. O aterro tem capacidade para produzir 45.760 m³/dia de biometano. benefício, concedido à empresa ValorGás Energia Igarassu I, autoriza o aluguel de equipamentos para sistema de valorização energética e manutenção. Com isso, ficam suspensas as contribuições de PIS/Pasep e Cofins relacionadas a essas contratações. A estimativa dos valores de bens e serviços sem incidência dos tributos isentos no Reidi é de R$ 91,94 milhões. Outros R$ 100,9 milhões, que fazem parte do projeto, não terão direito ao regime diferenciado.
Em dezembro, o MME aprovou o enquadramento de um projeto de separação e purificação do biometano da Gás Verde, do grupo Urca Energia, no Reidi. A iniciativa será implementada na planta de biometano de Seropédica (RJ). O valor total do projeto, com incidência de PIS/Pasep, é de R$ 16,2 milhões. O empreendimento envolve a adsorção por oscilação de pressão (PSA) do nitrogênio presente no biometano. O PSA é um sistema especializado em separar moléculas de nitrogênio do ar. Associada a uma planta de biometano, a tecnologia é capaz de fazer uma separação mais eficiente do biogás, proporcionando melhor qualidade ao combustível. O nitrogênio também pode ser aproveitado em outras funções, como em tanques de armazenamento, amenizando o risco de explosões ou incêndios.
Fonte: Eixos
ANP: etanol é mais competitivo em relação à gasolina em 7 Estados e no DF
O etanol mostrou-se mais competitivo em relação à gasolina em 7 Estados e no Distrito Federal (DF) na semana de 12 a 18 de janeiro. Na média dos postos pesquisados no País, o etanol tinha paridade de 67,80% ante a gasolina no período, portanto, favorável em comparação com o derivado do petróleo, conforme levantamento da ANP. O etanol era mais competitivo em relação à gasolina nos seguintes Estados: Acre (68,49%), Mato Grosso (64,94%); Mato Grosso do Sul (65,61%); Minas Gerais (69,62%); Paraíba (69,84%); Paraná (69,43%) e São Paulo (66,56%), além do Distrito Federal (66,78%).
Fonte: Broadcast / Ag.Estado
Ministério de Minas e Energia quer aproveitar a Lei dos Combustíveis para aumentar etanol na gasolina para 30%
O Instituto Mauá de Tecnologia (IMT) foi selecionado pelo MME para desenvolver os estudos de viabilidade técnica que avaliam a possibilidade de aumentar para 30% a proporção de etanol na gasolina comercializada no Brasil. A iniciativa integra o programa Combustível do Futuro, que busca promover soluções sustentáveis para a matriz energética nacional. Os testes, que acontecem ainda este mês e em fevereiro, consideram aspectos como emissões de gases poluentes e impactos técnicos em veículos de diferentes anos e tecnologias. O objetivo é garantir que a mudança na composição da gasolina não afete a funcionalidade e a dirigibilidade dos automóveis. Os resultados preliminares serão entregues ao MME ainda no primeiro trimestre de 2025 para subsidiar a próxima etapa: o estudo de impacto regulatório.
Fonte: PetroNotícias
Petróleo fecha em queda firme após discurso de posse de Trump
Os preços do petróleo continuaram a operar em queda firme, após o discurso de posse do novo presidente eleito dos Estados Unidos, o republicano Donald Trump, nesta segunda (20). Trump confirmou notícias da imprensa americana de que irá declarar emergência nacional energética como forma de aumentar a produção de petróleo no país. “Vamos jogar os preços para baixo, preencher nossas reservas estratégicas de novo e exportar o nosso óleo para todo o mundo”. Ao final das negociações, na Bolsa Intercontinental (ICE), o petróleo Brent para entrega em março caía 1,06%, a US$ 79,94 por barril. Já na Bolsa Mercantil de Nova York (Nymex), o petróleo WTI para o mesmo mês recuava 1,29%, a US$ 76,39.
Fonte: Valor Investe
Equipe de Obras da Gasmig efetuam reparo no bairro Sagrada Família
O bairro Sagrada Família está recebendo obras de expansão do Sistema de Distribuição de Gás Natural da Gasmig. Em meados de dezembro, uma equipe técnica da Gasmig esteve na Rua Oswaldo Ferraz para a execução de atividades de implantação das redes de distribuição de Gás Natural da Gasmig. Durante esta atividade, uma rede de esgoto sem identificação foi danificada nas proximidades do número 410. À época, a concessionária foi notificada quanto ao ocorrido. A equipe técnica da Gasmig esteve no local e executou uma nova ação de reparo emergencial de recomposição asfáltica. Com previsão de término em junho de 2025, serão construídos15,4km de rede em várias ruas. O mapeamento das interferências de todo o bairro, para prevenção de acidentes, foi executado anteriormente ao início das obras.
Metodologia de expansão de Gasodutos
A Gasmig reforça ainda que todos os trabalhos para a expansão da rede de distribuição de gás natural canalizado de rua são executados conforme as autorizações dos órgãos regulamentadores, seguindo, inclusive, os horários e dias determinados. A companhia realiza suas obras de implantação de dutos prioritariamente pelo método não-destrutivo. Essa metodologia elimina cerca de 90% das aberturas de valas, possibilitando uma obra mais rápida e mais segura. Após a abertura do asfalto para a realização da passagem do gasoduto, o fechamento das valas acontece em até três dias úteis, por uma chapa de aço ou asfalto provisório, apenas para reestabelecer o trânsito. Após a implantação, são instaladas válvulas de segurança e a rede de gás é testada com um gás inerte e, somente após aprovada, é liberada para a gaseificação com o gás natural.
Fonte: Gasmig / Comunicação
Programa de Excelência da Sulgás premia contratadas e fortalece qualificação de serviços
A Sulgás realizou na última sexta (17), o reconhecimento às empresas contratadas que tiveram melhor desempenho no ciclo anual do Programa de Excelência das Contratadas. Foram três vencedoras, entre nove terceirizadas que prestaram serviços diretos para a Concessionária e tiveram acompanhamento mensal. Em primeiro lugar, ficou a empresa gaúcha de construção de redes, FS Engenharia; em segundo, a contratada Liderança e em terceiro lugar, a também gaúcha, GHIS Engenharia. O período de avaliação do ciclo foi de janeiro a dezembro de 2024.
O gerente executivo de Operações, Charles Neto, destacou a importância da iniciativa para a qualificação dos serviços da Sulgás, mesmo em um ano desafiador para o Rio Grande do Sul. “A Empresa, que alcançou o cliente 100 mil em 2024, tem em seu plano de expansão, a meta de estar presente em mais de 220 mil clientes, investindo R$ 1 bilhão até 2030. A força e o engajamento técnico de nossos parceiros contratados são fundamentais para atingirmos estes objetivos e podermos contribuir para o desenvolvimento do Estado”.
Fundamentado nas três linhas de atuação: qualidade, segurança e gestão, a premiação contou com três ciclos de análise crítica para identificar oportunidades de melhoria, mais de mil inspeções em obras, 800 inspeções de qualidade, três workshops para contratadas, e seis workshops diretamente com os técnicos de segurança das contratadas.
Para o Gerente de SMS e de integridade de ativos, Vancler Pinto, um dos itens mais importantes além da qualificação das obras e dos serviços, que o programa oportuniza, é o fator de todos seguirem as regras de segurança, estabelecendo um comportamento de referência entre as equipes. “Quando as empresas contratadas convivem neste ambiente de segurança, a tendência é seguir esse comportamento, formatando um padrão. Todos estão de parabéns. Houve uma evolução muito grande neste período. Zero acidentes graves, zero ocorrências nas comunidades atendidas, tudo isso é resultado desta busca em conjunto pela melhoria contínua”.
O diretor e engenheiro mecânico, responsável pelo contrato da FS Engenharia, vencedora do primeiro lugar, Esequiel Schaedler, salienta que um dos principais resultados para as empresas participantes é o comprometimento de seus colaboradores. “O programa facilita para as empresas a padronização das atividades. Com o passar do tempo, introjetamos os procedimentos e as tarefas acontecem de forma natural, passamos a ter reconhecimento também por parte dos nossos clientes. Ficamos felizes com o resultado e sabemos que o desafio é manter o padrão para não cair no ranking no ano seguinte. Ano passado, ficamos em segundo lugar, este ano subimos e sabemos que as outras vem atrás, buscando sua colocação também. É uma competição saudável”, reforça.
Confira a lista dos vencedores: Primeiro lugar: FS Engenharia (construção de redes); Segundo lugar: Liderança (serviços administrativos); eTerceiro lugar: GHIS engenharia (construção de sub ramais).
Fonte: Sulgás / Comunicação
O que esperar da revisão tarifária das transportadoras de gás natural em 2025
A revisão tarifária das transportadoras será um dos principais pontos da agenda do gás natural em 2025. E as empresas do setor e a ANP começam o ano discutindo as bases desse processo.
No último dia 13, representantes da ATGás e das cinco transportadoras (NTS, TAG, TBG, TSB e GOM) se reuniram com a área técnica da agência para apresentar uma minuta de metodologia preliminar para o ciclo 2026-2030.
Um dos objetivos é construir uma harmonização dos conceitos entre as diferentes transportadoras.
Por exemplo: o que deve ser reconhecido dentro da rubrica de investimento e de despesas operacionais?; ou como deve ser o rito de valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA) das companhias?
A agência eixos apurou que o primeiro encontro do ano entre ANP e transportadoras não entrou na numeralha em si (base regulatória, receitas e tarifas, por exemplo). A revisão tarifária será individualizada, transportadora a transportadora, ao longo do ano.
O documento apresentado é uma espécie de nota técnica elaborada pelas transportadoras, com referências para balizar as discussões, sobretudo num momento em que os usuários cobram uma lupa sobre as tarifas.
E em que o Comitê de Monitoramento se prepara para começar suas atividades com o custo de acesso às infraestruturas essenciais no radar.
A nota passa por questões como BRA; receitas; capex e opex; alocação das receitas entre entrada e saída; estimativa de demanda por capacidade; distribuição dos fatores postal/locacional; conta regulatória; depreciação de ativos; custos de capital etc.
As transportadoras tentam pavimentar o caminho de um processo extenso. Embora não haja um cronograma de trabalho definido, as empresas defendem junto à ANP que as regras da revisão sejam divulgadas até o fim do 1º semestre, para consulta pública; e que a oferta de capacidade, sob as novas condições, ocorra no 3º trimestre.
Transparência sobre a BRA
A valoração da base de ativos é um dos componentes no cálculo da receita máxima permitida ao qual as transportadoras têm direito a receber.
Em paralelo ao processo de revisão tarifária em si, o novo decreto da Lei do Gás deu um prazo para que, em 180 dias (até o fim de fevereiro), os operadores das infraestruturas existentes (de escoamento, processamento e transporte) apresentem para aprovação da ANP uma proposta de BRA.
Mais transparência sobre a base de ativos tem sido um pleito recorrente do Conselho de Usuários nos últimos anos.
E, nessa valoração da BRA, um tema que deve vir à tona é a questão do perímetro da discussão.
Os usuários pedem acesso à memória de cálculo das tarifas de todos os contratos legados – aqueles assinados com a Petrobras antes da privatização das transportadoras e que constituem, hoje, a base da remuneração delas.
Inclusive a abertura dos dados daqueles contratos que vencem só a partir do fim da década. Querem, assim, uma transparência mais ampla sobre o assunto.
Esse é um debate que esteve presente também nos fóruns do Gás para Empregar.
Os relatórios produzidos pelo Grupo de Trabalho do programa elencam uma série de propostas de ações para o Comitê de Monitoramento – dentre elas calcular os novos valores das tarifas para capacidades disponíveis.
E que os contratos legados sejam devidamente analisados e, eventualmente, até renegociados – por exemplo se houver um tarifaço decorrente da descontratação de térmicas conectadas ao sistema.
Por sua vez, as transportadoras defendem que a revisão da BRA seja gradual: deve ser feita conforme os contratos legados forem vencendo, por serem instrumentos jurídicos perfeitos – e negociados, celebrados e submetidos à ANP conforme arcabouço legal vigente à época e protegidos pelo princípio constitucional da segurança jurídica.
A TAG tem quatro contratos legados com a Petrobras, com vencimentos diferentes: Malha Nordeste (2025); Urucu-Coari-Manaus (2030); Pilar-Ipojuca (2031); e Sistema Gasene (2033).
A NTS tem outros cinco contratos: Malha Sudeste I (2025); Paulínia–Jacutinga (2030); Gasduc III (2030); Malha Sudeste II (2031) e Gastau (2031).
Para 2025, portanto, seriam discutidos somente os casos dos ativos contidos na Malha Nordeste e Malha Sudeste I.
Tarifa postal?
Outra possível pauta, na revisão tarifária, será a postalização das tarifas – um debate ressuscitado pelo novo decreto da Lei do Gás.
O decreto 12.153/2024 reintroduziu o conceito da tarifa postal, como modelo preferencial, no capítulo que reforça a competência da ANP em adotar medidas transitórias.
E define, então, a tarifa postal como aquela tarifa uniforme cobrada de todos os carregadores do sistema, independentemente da distância, de sua localização na malha de gasodutos e do seu operador.
Hoje, há uma discrepância na forma como as tarifas de cada transportadora são calculadas. No caso da TAG, a tarifa é composta por 90% de fator postal e 10% de fator locacional – que segue a metodologia da Distância Ponderada pela Capacidade (CWD, na sigla em inglês).
No caso da NTS, a proporção é de 80%/20% e, na TBG, 50%/50%.
Isso ajuda a criar disparidades nos custos de injeção de gás em diferentes pontos do sistema.
A expectativa entre os agentes do setor é de que, na revisão tarifária, sejam adotadas algumas soluções específicas para cada transportadora, mas que seja possível buscar alguma integração maior entre as diferentes áreas de mercado.
Estabilidade tarifária
O diagnóstico das transportadoras é de que tão importante quanto discutir as receitas é discutir os critérios de divisão das receitas. Um exemplo de como essas regras podem pesar na tarifa é a regra de alocação das receitas entre os pontos de entrada e saída.
As tarifas cobradas pela injeção de gás na malha têm um peso maior na composição das receitas das transportadoras: 70% dos custos são recuperados pelas tarifas de entrada, enquanto os 30% restantes pelas tarifas de saída.
No caso da TBG, por exemplo, essa divisão expõe as tarifas do Gasbol às flutuações de demanda em Corumbá (MS) e à entrada de gás boliviano – um dos fatores por trás do caso recente de aumento das tarifas da transportadora na oferta de capacidade 2024.
Na ocasião, ao enviar sua proposta tarifária, a própria TBG já identificava a necessidade de revisão da metodologia de cálculo das tarifas para o início do 2º Ciclo Regulatório (a partir de 2026).
Outro debate que pode entrar em pauta é a divisão das receitas entre contratos legados e o restante do mercado – algo que contaminou a oferta de capacidade da NTS em 2024.
E que levou a empresa a mudar sua metodologia para evitar novas distorções que levem a um novo choque tarifário. Ao fim, foi implementado uma fórmula baseada em duas parcelas: a Tarifa Legados: resultante da divisão da receita dos contratos legados (subtraído o saldo da conta regulatória) pela capacidade no cenário de referência (fixado com base nos máximos históricos);
e a Tarifa Gasig: consiste na divisão da receita do gasoduto Itaboraí-Guapimirim pela soma das capacidades solicitadas na fase de manifestação de interesse e a capacidade já reservada pela Petrobras no TCC do Cade.
Ainda dentro da discussão sobre estabilidade tarifária, os recentes episódios de frustração de demanda nas ofertas da NTS e TBG em 2024 colocam em xeque a própria metodologia de cálculo dos cenários de referência.
WACC e Conta Regulatória
A revisão tarifária de 2025 será uma oportunidade também para dar mais clareza sobre o WACC (o custo médio ponderado de capital, usado como taxa de remuneração do capital no cálculo das receitas das transportadoras.
As empresas do setor relatam, hoje, dificuldades de aprovar novos investimentos diante das incertezas sobre que patamar será adotado a partir de 2026.
O WACC atual, de 7,25% ao ano, é considerado defasado pelas transportadoras.
Sobre a Conta Regulatória, o Conselho de Usuários pede uma publicação mais frequente sobre o saldo da Conta – um mecanismo criado para evitar cenários de sobre ou sub arrecadação em relação à receita máxima permitida dos transportadores.
Em resumo: valores recebidos com produtos de curto prazo, penalidades e excedentes autorizados e não autorizados são adicionados no saldo dessa conta e revertidos em redução tarifária.
Hoje, o acesso à informação ocorre quando a tarifa é definida para oferta de capacidade.
Os usuários entendem que, com atualizações mais frequentes, os consumidores têm mais previsibilidade dos custos relativos à infraestrutura.
Até que o tema seja regulamentado pela ANP, o funcionamento da Conta Regulatória segue as disposições de uma nota técnica (13/2019-SIM): o saldo deve ser reconciliado no intervalo de dois anos do recebimento das receitas.
Fonte: Eixos
Produção de gás da Eneva aumenta 63,8% no 4T24
A produção da Eneva no quarto trimestre de 2024 foi de 0,59 bcm, sendo 0,53 bcm no Complexo Parnaíba e 0,06 bcm na Bacia do Amazonas, no campo de Azulão, direcionado ao suprimento da UTE Jaguatirica II. As informações gerenciais, preliminares e não auditadas. Na comparação anual, em relação ao 4T23 (0,36 bcm), o aumento foi de 63,8%. A alta ocorreu devido à maior demanda por gás das termelétricas no Complexo Parnaíba, referente aos despachos para atender à necessidade crescente do SIN, bem como para fazer frente à geração para exportação. No entanto, o campo de Azulão apresentou ligeira redução no volume de gás produzido em relação ao 4T23, refletindo a melhoria da eficiência operacional nos sistemas de autogeração e liquefação de Azulão após a realização de investimentos, ao longo do 3T24, para otimização do consumo de gás na planta como um todo. Já na comparação com o trimestre anterior, a produção apresentou queda de 18,05%. O volume produzido no 3T24 foi de 0,72 bcm, dos quais 0,67 bcm no Complexo Parnaíba e 0,05 bcm da Bacia do Amazonas.
Em relação às reservas, a Eneva encerrou o trimestre com um volume total 2P de gás natural de 46 bcm, sendo 36,1 bcm de reservas nos campos da Bacia do Parnaíba e 9,8 bcm na Bacia do Amazonas (Azulão). O volume reflete o saldo das reservas certificadas pela Gaffney, Cline & Associates (GCA), referentes a 31 de dezembro de 2023, descontando o consumo de gás acumulado no ano de 2024. De acordo com os relatórios certificados pela GCA em 31 de dezembro de 2023, a Eneva detinha reservas 2P de condensado no total de 11,8 milhões de barris, sendo 2,2 milhões de barris no Parnaíba e 9,5 milhões de barris no Campo de Azulão. A Eneva possui um portfólio de 23 blocos exploratórios operados nas Bacias do Parnaíba (15), Paraná (4) e Amazonas (3), e uma área de acumulação marginal na Bacia do Solimões (Juruá). A companhia também é operadora de 16 campos de gás – sendo oito em produção e oito em desenvolvimento, todos na Bacia do Parnaíba, com exceção dos campos de Azulão, Azulão Oeste e Tambaqui, que estão localizados na Bacia do Amazonas.
Fonte: PetróleoHoje
