Revista Petro & Química n°401

Ano XLV - nº 401 - 2025

Brasil em ‘modo malha’

O transporte por dutos foi assunto central em agosto. Segundo a Future Market Insights, o mercado de infraestrutura de gasodutos mundial está estimado em US$ 4,1 trilhões em 2025 e deve atingir US$ 5,4 trilhões até 2035. Entre 2025 e 2029, o crescimento anual permanece estreito, com crescimento anual variando de 2,4% a 4,7%. O ritmo contido é moldado por prazos de licenciamento, implementação mais lenta de capacidade em regiões maduras e subinvestimento em renovações de rede importantes. De 2030 a 2035, espera-se uma modesta mudança no ritmo de crescimento, com ganhos anuais se mantendo entre 2,0% e 3,8% e elevando o mercado de US$ 4,6 bilhões para US$ 5,4 bilhões. Esse aumento moderado é impulsionado por conexões de gasodutos com a infraestrutura de GNL, conexões de rede intrarregionais e modernizações em segmentos obsoletos.

No Brasil, o Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte 2024 mapeia oito projetos — o que representa pouco mais de 2mil km. Em paralelo, o primeiro Plano Coordenado de Desenvolvimento do Sistema de Transporte, organizado pelas transportadoras, lista 30 projetos, de grandes interligações a pequenas obras, representando investimentos de cerca de R$ 37 bilhões e incluindo conexões estratégicas a novos polos de oferta e a eixos de interiorização como o Triângulo Mineiro. É uma agenda mais granular e com recortes distintos do PIG da EPE, daí a diferença entre “8” (EPE) e “30” (transportadoras) projetos.

Dois movimentos ajudam - ou travam? - o cronograma: a classificação de gasodutos (ANP) e os incentivos fiscais — a Receita incluiu gasodutos de escoamento no Repetro-SPED (IN 2.274/2025), aliviando CAPEX de projetos “upstream-to-shore” e melhorando a economia de rotas do Pré-Sal.

Nesta edição, você leitor encontra um panorama geral do que aconteceu envolvendo a malha de dutos brasileira. Mais que legislação, há muita tecnologia envolvida para que a malha de dutos brasileira, integrada, trabalhe com segurança. E isso inclui até inteligência artificial na organização dos fluxos. Mas também cuidados com o próprio duto, para evitar vazamentos. É uma base para acompanhar o Rio Pipeline, evento do IBP que vai reunir esse mercado em setembro.

Você encontra também, nesta edição, os principais eventos e notícias que agitaram o Brasil e o mundo, seguindo em nossa missão de informá-lo – missão que nos coloca em contato diariamente pelas mídias sociais e semanalmente, de maneira mais aprofundada, pelas newsletters.

Boa leitura.

O editor

Colaboraram com imagens e informações as assessorias de imprensa.

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próxima edição:

Como dados, conectividade, redes, automação podem alavancar o setor energético + OTC BRASIL 2025 editoravalete.com.br

44. matéria de capa

A malha de gasodutos no Brasil...

Acidentes e integridade

ABDI participa de audiência pública...

Tecnologias de monitoramento...

6. jornal

17. ABNT NBR 8860 revisada

20. especial

20. ASME Pipeline Systems Division e ASME Brasil, um vibrante ecossistema técnico para engenheiros

31. retrospectiva

31. Abiquim: Crescimento, Resiliência e Produtividade

33. 3ª edição do TIP ANP debateu temas relacionados a pesquisa, desenvolvimento e inovação

75. artigo

78. Cibersegurança em Dutos: Uma Metodologia Revolucionária

84. opinião

84. Folha de dados para especificação de válvulas

85. notícias da Petrobras

111. excelência sustentável

111. Primeira declaração sobre Financiamento Climático

125. empresas e negócios

133. produtos e serviços

O sistema de controle para automação de processos: controle baseado em PC

Automação total de todos os processos e plantas integração de todas as funções de controle em uma única plataforma de hardware e software redundância de cabos e controle para aumentar a disponibilidade do sistema amplo portfólio de componentes para proteção contra explosão Módulos EtherCAT com interfaces intrinsecamente seguras para a conexão direta de dispositivos de campo até a zona 0/20 suporte a padrões típicos da indústria, como NAMUR, HART e FDT/DTM integração perfeita do MATLAB®/Simulink® e Labview no TwinCAT TwinCAT MTP para modularização do sistema

ANP aprova primeiro Renovabio para biocombustível importado

A ANP aprovou o primeiro certificado da produção eficiente de biocombustíveis para um importador de biocombustíveis, no âmbito do RenovaBio, a Política Nacional de Biocombustíveis. Com isso, pela primeira vez, um biocombustível importado – neste caso, etanol anidro dos Estados Unidos – poderá gerar emissão de créditos de descarbonização (CBIOs).

A medida possibilita a participação de importadores no programa, ampliando a oferta de Créditos de Descarbonização (CBIOs) e de etanol, em complemento à produção de etanol nacional.

O certificado foi conferido à empresa Copersucar S.A, para importação de etanol anidro produzido pela empresa Plymouth Energy LLC, localizada em

Merrill, Iowa, nos EUA. A certificação se refere à rota E1GMI do RenovaBio, que significa “etanol combustível importado de primeira geração produzido a partir de milho”.

A certificação para importadores estava prevista na regulamentação da ANP desde 2018, mas este foi o primeiro caso recebido pela Agência, por meio de comunicado de contratação da certificação em janeiro de 2025. A firma inspetora realizou consulta pública de 28/2 a 30/3/2025 e o relatório final do processo de certificação foi entregue à ANP pela empresa em 31/3/2025.

O RenovaBio é a Política Nacional de Biocombustíveis. Um de seus principais instrumentos é o estabelecimento de metas nacionais anuais de

descarbonização para o setor de combustíveis, de forma a incentivar o aumento da produção e da participação de biocombustíveis na matriz energética de transportes do país. As metas nacionais são estabelecidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e são anualmente desdobradas, pela ANP, em metas individuais compulsórias para os distribuidores de combustíveis, conforme suas participações no mercado de combustíveis fósseis.

As distribuidoras de combustíveis deverão comprovar o cumprimento de metas individuais compulsórias por meio da compra e retirada de circulação (aposentadoria) de Créditos de Descarbonização (CBIO), ativo financeiro negociável em bolsa,

derivado da certificação do processo produtivo de biocombustíveis com base nos respectivos níveis de eficiência alcançados em relação a suas emissões.

Por meio de certificação, será atribuída para cada produtor e importador de biocombustível, em valor inversamente proporcional à intensidade de carbono do biocombustível produzido ou importado, uma Nota de Eficiência Energético-Ambiental.

A participação de produtores e importadores é voluntária. Os produtores e importadores de biocombustíveis que desejem aderir ao programa contratarão firmas inspetoras credenciadas ANP para realização da certificação de biocombustível e validação da Nota de Eficiência Energético-Ambiental.

Novo consórcio explora usinas nucleares flutuantes

O American Bureau of Shipping (ABS), a Core Power e a Athlos Energy formaram um consórcio para avaliar o potencial de usinas nucleares flutuantes (FNPPs) para atender à demanda energética de ilhas, portos e comunidades costeiras nos mares Mediterrâneo e Egeu. O consórcio pesquisará como as FNPPs podem desbloquear uma série de aplicações, incluindo: o estabelecimento de eletricidade em escala de rede para locais remotos; o fornecimento de energia livre de emissões para portos; e a distribuição de energia para usinas de dessalinização em comunidades costeiras afetadas pela seca.

A ABS é uma empresa global de serviços

de classificação, focada em proporcionar um futuro mais seguro e limpo para os setores marítimo e offshore; há mais de 160 anos, a ABS vem definindo padrões para o transporte marítimo. A startup britânica Core Power está trabalhando em projetos de reatores de sal fundido (MSR) e outras tecnologias. A Athlos Energy, fundada em setembro de 2024, é a primeira empresa grega especializada na indústria nuclear.

O consórcio desenvolverá conceitos originais de operações do FNPP (CONOPS) e publicará uma apresentação visual de suas possíveis localizações. O ABS Global Ship Systems Centre, sediado em Atenas, conduzirá um estudo político, econômico,

social, tecnológico, jurídico e ambiental (PESTLE) em conjunto com as principais partes interessadas, com o objetivo de avaliar a viabilidade da adaptação do CONOPS para o fornecimento de

energia e outros benefícios no Mar Egeu. O principal resultado dessa colaboração será um white paper de acesso aberto para uso pela indústria, formuladores de políticas e governo.

“À medida que os esforços globais para reduzir emissões, melhorar a eficiência energética e fortalecer a segurança energética se intensificam, o uso de pequenos reatores modulares (SMRs) em plataformas flutuantes pode oferecer uma alternativa viável”, disse Christopher J. Wiernicki, Presidente e CEO da ABS. “Usinas nucleares flutuantes demonstram ser promissoras no suporte a redes elétricas, microrredes, operações industriais e portuárias e data centers, entre outros.”

O CEO da Core Power, Mikal Bøe, afirmou: “Ao construir e montar em massa uma frota de FNPPs em estaleiros, podemos fornecer energia nuclear limpa dentro do prazo e do orçamento, resolvendo muitos dos maiores desafios energéticos que enfrentamos.”

Dionysios Chionis, cofundador da Athlos Energy, observou: “À medida que a Grécia reconsidera seu futuro energético, o papel da energia nuclear volta cada vez mais à pauta. Este estudo marca um primeiro passo importante para avaliar a viabilidade da implantação de reatores nucleares flutuantes no Mar Egeu.”

Saipem se une à Organização

Marítima

de Energia Nuclear

A Saipem, gigante italiana de serviços de engenharia, perfuração e construção, se tornou membro associado da NemoNuclear Energy Maritime Organization, uma organização focada na aplicação prática de novas soluções nucleares na indústria marítima.

De acordo com a Nemo, a Saipen compartilha o compromisso da organização com uma indústria marítima mais verde e levará experiência em soluções de design para a comunidade; a Saipem implementa “meios, tecnologias e processos cada vez mais digitais voltados para a sustentabilidade ambiental” para dar suporte aos seus clientes no caminho da transição energética rumo ao zero líquido.

Os negócios da Saipem são organizados em cinco linhas: Serviços Baseados em Ativos, Perfuração, Transportadores de Energia, Eólica

Offshore, Infraestruturas Sustentáveis, Robótica e Soluções Industrializadas. A empresa ainda opera cinco estaleiros e uma frota offshore composta por 17 embarcações de construção próprias e 13 sondas de perfuração, das quais nove são próprias.

A Nemo foi criada em 2024 por um grupo de empresas interessadas em desenvolver soluções de energia nuclear para o setor marítimo, recentemente recebeu o Status Consultivo de ONG na Organização Marítima Internacional (IMO) e um convite formal para participar regularmente da Conferência Geral da Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA).

Dessa forma, a organização pretende contribuir ativamente para discussões globais e desenvolvimentos de políticas nos mais altos níveis de governança marítima e nuclear.

@Saipem

Dados são a nova moeda da transição energética

Dados são a nova moeda da transição

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GlobalData anuncia ranking de consultores financeiros e jurídicos

A GlobalData anunciou suas últimas atualizações de suas Tabelas de Classificação de Consultores Financeiros e Jurídicos, que classificam os consultores pelo valor total e volume de negócios de fusões e aquisições (M&A) nos quais prestaram consultoria no setor de petróleo e gás durante o primeiro semestre de 2025. Veja as classificações e os resultados abaixo.

Consultores Financeiros

RBC Capital Markets foi a principal consultora financeira de fusões e aquisições (M&A) no setor de petróleo e gás durante o primeiro semestre (S1) de 2025, tanto em valor quanto em volume, de acordo com a última tabela de classificação de consultores financeiros da GlobalData , que classifica os consultores financeiros pelo valor e volume dos negócios de M&A nos quais eles prestaram consultoria.

Com base em seu Banco de Dados de Negócios, a GlobalData revelou que a RBC Capital Markets alcançou essa posição de liderança ao aconselhar sobre 11 negócios no valor de US$ 24 bilhões.

A análise do banco de dados de negócios da GlobalData revelou que a Jefferies ocupou a segunda posição em termos de valor, assessorando US$ 19,7 bilhões em negócios, seguida pela BMO Capital Markets com US$ 18,8 bilhões, Barclays com US$ 18,2 bilhões e Evercore com US$ 18,2 bilhões.

Enquanto isso, a Evercore ocupou a segunda posição em termos de volume com oito negócios, seguida pela Jefferies com sete negócios, Mizuho Financial Group com sete negócios e JP Morgan com sete negócios.

Assessores Jurídicos

Norton Rose Fulbright e Kirkland &

CONFIRA AQUI

Ellis foram os principais consultores jurídicos de fusões e aquisições (M&A) no setor de petróleo e gás durante o primeiro semestre (S1) de 2025 em valor e volume, respectivamente, de acordo com a última tabela de classificação de consultores jurídicos da GlobalData , que classifica os consultores jurídicos pelo valor e volume dos negócios de M&A nos quais eles aconselharam. Com base em seu Banco de Dados de Negócios, a Norton Rose Fulbright alcançou sua posição de liderança em termos de valor ao assessorar US$ 27,1 bilhões em negócios. Enquanto isso, a Kirkland & Ellis liderou em termos de volume, assessorando um total de 18

negócios.

Uma análise do banco de dados de negócios da GlobalData revela que Kirkland & Ellis ocupou a segunda posição em termos de valor, assessorando US$ 24,1 bilhões em negócios, seguida por Vinson & Elkins com US$ 23,3 bilhões, Simpson Thacher & Bartlett com US$ 21,3 bilhões e Blake Cassels & Graydon com US$ 16,7 bilhões. Enquanto isso, a Vinson & Elkins ocupou a segunda posição em termos de volume com 14 negócios, seguida pela Gibson, Dunn & Crutcher com oito negócios, Akin Gump Strauss Hauer & Feld com sete negócios e Simpson Thacher & Bartlett com seis negócios.

Aize firma Memorando de Entendimento (MoU) com McDermott

A Aize assinou um Memorando de Entendimento (MoU) com a McDermott para fortalecer sua presença e colaboração no Oriente Médio. Este MoU estratégico abrange todo o ciclo de vida do projeto – desde o EPC, passando pelas pré-operações, até as Operações completas, começando com foco no Catar, com os Emirados Árabes Unidos e a Arábia Saudita sendo considerados para as fases futuras.

A Aize capacita empresas a acelerar sua transformação digital por meio de nossa tecnologia de gêmeos digitais. Ao centralizar dados e fluxos de trabalho em um único espaço de trabalho intuitivo, ajuda equipes a tomar decisões melhores e mais rápidas, do design às operações.

O objetivo comum com a McDermott é acelerar a adoção digital, ampliar nosso

espaço de oportunidades e gerar maior valor para os clientes na região. Juntos, a Aize e a McDermott estão moldando uma aliança potencial que combina forças complementares e uma visão comum de excelência operacional.

Desafio iUP Innovation

Connections + PRH-ANP

O Desafio IUp Innovation Connections + PRH-ANP (Descarbonizathon) registrou a adesão de 35 equipes. A iniciativa é voltada exclusivamente para bolsistas ativos do Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP (PRH-ANP), nos níveis de graduação, mestrado, doutorado e pós-doutorado.

As inscrições vieram de160 participantes de 27 diferentes PRHs. Após a avaliação das propostas, conforme os critérios do edital, foram homologadas 32 equipes, totalizando 157 participantes, também distribuídos entre 27 PRHs.

Em 18/08 teve início a etapa de oficinas de capacitação, com a participação de todos os integrantes das equipes homologadas. As oficinas serão

conduzidas pelas startups Gás Orgânico e pela Energy C, preparando os times para a entrega dos projetos em 29/8.

A divulgação das cinco equipes finalistas ocorrerá em 15/09. Essas equipes receberão mentorias imersivas e terão a oportunidade de se apresentarem na OTC Brasil, em 30/10, etapa final do Desafio.

Coordenado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), com apoio da Radix, PRH-ANP e equipe Descarbonizathon, o desafio tem como objetivo transformar pesquisas acadêmicas em soluções tecnológicas aplicáveis à descarbonização e à transição energética, aproximando bolsistas dos desafios reais da indústria, lançados no NAVE ANP.

CONFIRA AQUI

Programa Pellet Zero tem Abiquim como licenciadora oficial

A Abiquim foi oficialmente aprovada como licenciadora do Programa Pellet Zero – OCS® (PPZ-OCS®) no Brasil, assumindo a função anteriormente exercida pela Plastivida. A mudança marca um novo ciclo de fortalecimento do programa, que visa reduzir a perda de pellets plásticos no meio ambiente, contribuindo para a preservação dos corpos d’água e dos oceanos.

Desde o fim de 2024, quando passou a emitir os certificados do programa, a Abiquim tem promovido diversas ações para garantir a continuidade e o aprimoramento da iniciativa. Entre os avanços, estão o contrato com a consultoria ambiental Neritaresponsável pelo acompanhamento técnico do PPZ-OCS® -, a criação de uma nova identidade visual e domínio para

o site, a revisão dos manuais e materiais de treinamento, e o desenvolvimento de um novo logotipo.

Em julho, a entidade também realizou o primeiro treinamento para auditores e iniciou o processo de emissão de propostas de auditoria para empresas interessadas na certificação OCS BLUE — a mais abrangente do programa. A contratação de novos auditores também está em andamento.

O Programa Pellet Zero – OCS® é uma versão nacional adaptada do programa

internacional Operation Clean Sweep e busca engajar toda a cadeia produtiva do plástico no controle da dispersão de pellets, pó ou flakes plásticos durante etapas como produção, transporte, transformação e reciclagem. Essas partículas, se não contidas, acabam nos mares, acumulando-se especialmente em regiões costeiras, restingas e dunas Com a liderança da Abiquim, o programa ganha novo impulso e reforça o compromisso da indústria química com boas práticas ambientais.

ABNT NBR 8860 revisada

A Norma ABNT NBR 8860 – Ensaios Não Destrutivos –Procedimento para inspeção de tubos de aço ferromagnético utilizando saturação magnética, de 2008, foi revisada pela Comissão de Correntes Parasitas e publicada pela ABNT no mês de julho.

Com isto, os especialistas que contribuíram efetivamente deste trabalho serão beneficiados com uma edição da Norma. Esta é uma das diversas vantagens em participar das reuniões das Comissões de Estudo da ABNT.

Para colaborar na elaboração das próximas normas brasileiras e ter a mesma oportunidade destes especialistas, basta realizar um cadastro no site da ABNT.

Vultur Oil e Mandacaru Energia são novas parcerias da MXM Sistemas em óleo e gás

A MXM Sistemas, empresa de tecnologia especializada em soluções integradas de gestão, amplia sua atuação no setor de óleo e gás com a chegada de duas novas empresas à sua base de clientes: a Vultur Oil, focada em ativos de alto potencial na Bacia do Recôncavo, e a Mandacaru Energia, especializada na produção de petróleo e gás natural em campos maduros e marginais onshore.

Com essas novas parcerias, a MXM passa a atender, de forma direta e indireta - por meio de BPOs - mais de 50 empresas da cadeia de óleo e gás, reforçando sua expertise em um dos

setores mais estratégicos da economia nacional. Em 2024, a vertical de óleo e gás representou 10% da base de clientes diretos da empresa e 15% do faturamento total, com um ticket médio 288% superior ao registrado nos demais segmentos atendidos.

A expectativa da MXM é crescer 12% em 2025, com um faturamento projetado de R$ 113 milhões. Somente o setor de óleo e gás deve responder por aproximadamente R$ 30 milhões desse total, consolidando-se como uma vertical prioritária na estratégia de crescimento da companhia.

“Essas novas conquistas refletem nosso compromisso em entregar soluções robustas e aderentes às demandas específicas de setores complexos como o de óleo e gás. Estamos preparados para continuar expandindo com inovação, segurança e alto desempenho”, destaca Guilherme Carrullo, CEO da MXM Sistemas.

ESTAÇÃO DE TESTE E CALIBRAÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA

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ASME Pipeline Systems Division e ASME Brasil, um vibrante ecossistema técnico para engenheiros

Danny Aronson – Presidente da Divisão Internacional de Dutos da ASME 2023/2024

Byron de Souza – Membro do Comitê Internacional de Dutos da ASME 2025/2026

João Marins – Presidente da ASME Brasil 2025/2026

A ASME é uma associação de profissionais de engenharia, sem fins lucrativos, cujo objetivo é a promoção, divulgação e desenvolvimento da engenharia ao redor do mundo. Foi fundada em 1880, nos Estados Unidos, e surgiu como resposta à crescente necessidade de regulamentar e padronizar o uso de caldeiras a vapor, após uma série de explosões catastróficas no século XIX.

Desde então, a instituição evoluiu para se tornar uma das mais influentes organizações de engenharia do mundo, desenvolvendo, com a colaboração de especialistas ao redor do mundo, códigos e normas que hoje sustentam os pilares técnicos de diversas indústrias e cobrindo temas que vão da indústria aeroespacial, energia nuclear, geração de energia renovável e robótica, e passando, é claro, pelo transporte dutoviário. Através de ações diversas e uma estrutura abrangente, a ASME promove a educação continuada, a certificação profissional, e a troca de conhecimento entre engenheiros e estudantes, visando

o desenvolvimento e aprimoramento da engenharia em todo o mundo. No contexto específico da engenharia de dutos, a ASME exerce papel central através da série de normas ASME B31, cobrindo desde sistemas de tubulação para processos (ASME B31.3), dutos de transporte e transferência para líquidos (ASME B31.4), dutos de transporte e transferência para gases (ASME B31.8),

dutos especiais como minerodutos (ASME B31.11) e dutos para hidrogênio (ASME B31.12). Recentemente, a ASME liderou o desenvolvimento de dutos para transporte de hidrogênio através da incorporação de um novo capítulo da ASME 31.8. Estas normas estabelecem critérios técnicos para projeto, seleção de materiais, procedimentos de soldagem, testes, operação e manutenção — promovendo não apenas a integridade física dos dutos, mas também a segurança ambiental e a proteção de vidas humanas.

Além da formulação de normas, a ASME promove também o avanço técnico e a inovação na indústria de dutos por meio de suas Divisões Técnicas que focam em segmentos e indústrias específicas.

No caso da indústria de dutos, a ASME atua através da Pipeline Systems Division (PSD) — um segmento especializado que congrega engenheiros, operadores, pesquisadores e reguladores de todo o mundo. Entre as metas principais da PSD estão:

(a) A transmissão, divulgação e intercâmbio do conhecimento técnico da indústria de dutos, isto é realizado através de eventos como por exemplo, o International Pipeline Conference (IPC), sediado em Calgary (Canada) e que em 2026 estará na sua 16ª edição. O evento, organizado pela ASME, tem uma forte conexão com a Rio Pipeline, relação esta que vem sendo aprofundada a cada ano através de diversas missões de mútuo interesse e pelos prêmios de Rio Pipeline Conference Best Paper, Calgary Best Paper e o Global Pipeline Award. Caso deseje atuar como voluntário no IPC, inscreva-se através do forms.

(b) A socialização e networking entre profissionais da indústria, permitindo inclusive que juniores e seniores possam trocar experiências e aprendizados. Entre as atividades desenvolvidas, encontram-se visitas à empresas e universidades e a promoção de encontros de socialização entre os profissionais.

Citado acima, o Global Pipeline Award (GPA) é um dos reconhecimentos mais prestigiados desse segmento, sendo concedido pela PSD à projetos, obras, equipamentos ou novas tecnologias que trazem benefícios comprovados à indústria de dutos.

O prêmio, concedido anualmente, valoriza soluções com impacto real em segurança, eficiência operacional, sustentabilidade e avanço técnico. Diversas empresas e instituições brasileiras já venceram o GPA, demonstrando ao mundo sua capacidade técnica alinhada às mais exigentes práticas globais e aproveitando uma oportunidade única de ganhar visibilidade internacional. Durante o Rio Pipeline and Logistics, o GPA será entregue no dia 11/09 na plenária final.

O principal objetivo do prêmio é reconhecer e incentivar ideias inovadoras e tecnologias de ponta na engenharia de dutos e transporte. Ele busca identificar e apoiar talentos que estão desenvolvendo soluções que podem transformar a indústria, focando em: Segurança, Eficiência Operacional e Sustentabilidade.

Neste ano de 2025, além do GPA, haverá também a entrega, pela primeira vez, do prêmio Hermann Rosen Award. Este é um prêmio anual criado pela ASME em parceria com o Grupo Alemão Rosen, uma empresa global de tecnologia para a indústria de dutos. A entrega deste prêmio será realizada no dia 10/09.

Mas além das Divisões Técnicas, a ASME também é estruturada por segmentos geográficos, e possui uma seção nacional, a ASME Brasil, que segue

os mesmos princípios e objetivos da ASME Internacional, porém de forma local. Dentre as ações da ASME Brasil podemos citar:

(a) O estabelecimento de parcerias com universidades, instituições de pesquisa e empresas para permitir visitas técnicas;

(b) Realização de competições de engenharia para estudantes, como o E-Fest e o

EFx. Estas competições representam uma oportunidade única para os estudantes de engenharia se conectarem com as inovações de sua região, enquanto se beneficiam da estrutura e do alcance global da ASME. São eventos que preparam a próxima geração de engenheiros para os desafios e oportunidades do mercado de trabalho;

(c) Realização de webinários e cursos de interesse; e

(d) Realização de eventos sociais e encontros entre seus membros, integrando juniores e seniores de toda a gama de engenharias e segmentos de indústria.

Além da seção nacional da ASME Brasil, a entidade também atua através de suas seções estudantis, possuindo capítulos em diversas universidades nacionais, o que permite um acesso direto dos estudantes à todo o ecossistema da ASME, bem como a realização de eventos locais e direcionadas às particularidades de cada entidade. A criação de uma seção estudantil é bem simples e basta se ter alguns alunos dispostos a levar o projeto adiante e um professor responsável.

Em geral, as ASME Student Sections, são a porta de entrada de milhares de estudantes de graduação e pós-graduação de engenharia para a comunidade de engenharia internacional.

O principal objetivo dessas seções é proporcionar aos alunos uma experiência prática e de desenvolvimento profissional que complemente sua educação acadêmica. Elas oferecem uma série de oportunidades, incluindo:

● Networking: Conectar-se com engenheiros experientes, professores e colegas de outras universidades.

● Desenvolvimento de Habilidades: Participar de workshops, palestras técnicas e competições de engenharia que aprimoram as habilidades de resolução de problemas e trabalho em equipe.

● Liderança: Assumir cargos de liderança na organização, aprendendo a planejar e executar eventos.

Concluindo, a ASME atua no Brasil e na indústria de dutos de uma forma integrada, criando uma rede de colaboração robusta e integrando estudantes e profissionais, tanto nacionais como internacionais. Venha e filie-se você também à ASME.

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Com potencial de alcançar US$ 12

bilhões até 2030, mercado de bioenergia depende da tecnologia para crescer de forma

segura

A bioenergia já representa quase 30% da matriz energética brasileira. Entre suas fontes está a biomassa de cana, por exemplo, — matéria orgânica proveniente da cana-de-açúcar que pode ser usada como fonte de energia —, contribuindo com 16,8% desse total, segundo o Observatório de Bioeconomia da FGV (Fundação Getúlio Vargas).

Esse cenário tende a se expandir ainda mais no país. Dados recentes da Mobility

Foresights indicam que o mercado brasileiro de bioenergia deve crescer a uma taxa composta de crescimento anual (CAGR) entre 9% e 13% até 2030, atingindo um valor estimado entre US$ 8 bilhões e US$ 12 bilhões até o fim da década.

Para o CEO da Trackfy, Túlio Cerviño, “a transição energética é um movimento inevitável e estratégico para o Brasil, representando investimentos em fontes limpas, como a bioenergia, e assegurando a sustentabilidade do país”.

O especialista participou da Feira de Bioenergia 2025, em Sertãozinho (SP), evento que também colocou a segurança e a produtividade do setor no centro das discussões.

Segundo ele, para que o setor cresça

de forma sólida, é fundamental adotar tecnologias que aumentem a produtividade em campo e aumentem a segurança em ambientes de produção. “Garantir segurança em um ambiente tão complexo e estratégico como esse é de extrema importância. Estamos falando de operações industriais de alto risco; como as que envolvem silos, caldeiras e colheitas mecanizadas; onde qualquer falha pode significar não apenas prejuízos operacionais, mas perigo direto à vida dos trabalhadores”.

A Trackfy apresentou tecnologias capazes de monitorar presença de trabalhadores, tempo em zonas de risco, interações com máquinas e sinais de fadiga. A solução utiliza sensores em crachás, capacetes e outros EPIs, enviando os dados coletados para sistemas que analisam informações em tempo real, aumentando a segurança e tornando os processos mais eficientes. Embora não existam estatísticas atualizadas específicas de acidentes no setor bioenergético, dados de áreas afins demonstram a importância dessa abordagem preventiva. O último levantamento de acidentes nesses ambientes, como no complexo sucroalcooleiro — que combina áreas agrícolas e industriais — registrou 130 mil acidentes de trabalho entre 2012 e 2020, representando 2,7% do total nacional nesse período. Mesmo com a queda no número de casos, de mais de 25 mil em 2012 para cerca de 7.800 em 2020, a média anual no campo ainda correspondeu a 39% desses incidentes, sinalizando a persistência de riscos operacionais.

Cerviño destaca que os clientes da tecnologia da Trackfy reportam redução de até 40% nos incidentes de segurança em áreas monitoradas e ganhos de produtividade médios de 20% no dia a dia de manutenção e operação, ao otimizar fluxos e reduzir tempos de parada não programada, por exemplo.

Outros resultados nas operações falam por si. “Já tivemos casos em que as empresas reduziram 1,5% em custos com seguro, enquanto diminuíam em 50% o tempo médio nas evacuações de emergência e encurtavam em 25% os cronogramas de projetos. Com a tecnologia aplicada ao chão de fábrica, a produtividade média cresce 67%, com retorno sobre o investimento até 50 vezes superior ao valor investido, ao mesmo tempo em que as empresas melhoram de forma consistente a experiência e a segurança dos trabalhadores”, afirma o CEO.

Segundo a International Energy Agency (IEA), a bioenergia moderna — que inclui biocombustíveis, biogás e biomassas energéticas avançadas — representa cerca de 6% da oferta total de energia global e corresponde a quase 55% de toda a energia renovável moderna. Essa referência é em relação ao consumo total de energia, não especificamente à parcela de eletricidade. A participação da biomassa na geração de eletricidade global ainda é pequena, estimada em apenas 2% a 5% em média, com alguns países (como Dinamarca, Suécia e Finlândia) ultrapassando 15% graças a instalações eficientes de co-geração (CHP).

Resolvendo desafios críticos do campo

petrolífero: soluções químicas inovadoras

No exigente mundo da produção de petróleo, os operadores enfrentam desafios complexos que ameaçam tanto a continuidade operacional quanto a integridade dos ativos. Da corrosão severa em ambientes de alto estresse à formação repentina e inesperada de incrustações em poços de produção “secos” de alta temperatura, esses problemas exigem soluções químicas sofisticadas e oportunas, adaptadas às condições específicas de campo. A Clariant Oil Services demonstrou como a química inovadora e abordagens personalizadas podem superar esses desafios críticos, prolongando a vida útil dos equipamentos e garantindo a confiabilidade da produção mesmo nos ambientes mais exigentes.

Combate à corrosão

em condições extremas

Quando uma grande operadora na região da Ásia-Pacífico descobriu taxas alarmantes de corrosão em seu sistema

submarino de injeção de água, enfrentou uma crise potencial. As condições de alta tensão de cisalhamento ameaçavam a integridade do oleoduto, com previsão de falha em poucos meses.

Com componentes de reposição indisponíveis para instalação imediata, uma solução provisória era urgentemente necessária.

O desafio era particularmente complexo devido às condições operacionais extremas: a exposição do oleoduto a altas tensões de cisalhamento significava que os inibidores de corrosão convencionais provavelmente seriam removidos, deixando a superfície metálica vulnerável. Além disso, a localização remota em alto-mar limitava a capacidade de armazenamento de produtos químicos, exigindo uma solução que fosse eficaz em dosagens mínimas.

Química inovadora oferece proteção excepcional

A Clariant respondeu com um inibidor de corrosão especializado, projetado especificamente para ambientes de alto cisalhamento. Testes em laboratório confirmaram sua eficácia nas condições desafiadoras presentes em campo. Quando implementada, a solução reduziu significativamente a taxa de corrosão, atendendo às metas de proteção da operadora.

“O que torna essa conquista particularmente notável é o desempenho do inibidor sob estresse de cisalhamento tão extremo”, explica Sal Pradhan, Chefe de Serviços de Petróleo da ÁsiaPacífico. “A maioria dos tratamentos convencionais falharia nessas condições, mas nossa solução manteve sua película protetora mesmo sob esses parâmetros desafiadores.”

A inspeção pós-tratamento confirmou a proteção abrangente proporcionada. A alta eficiência da solução em baixas concentrações também atendeu às restrições logísticas, minimizando os requisitos de armazenamento e maximizando a proteção

de cálcio apareceram nas válvulas de estrangulamento da cabeça do poço, apesar da ausência de água livre nas amostras de líquido de teste – uma situação complicada pelo alto teor de CO2 do campo

A seleção química acelerada identificou um inibidor para implementação rápida em todo o campo, bem a tempo, à medida que os eventos de incrustação aumentavam em todo o campo. Quando a incrustação subsequente em poços ocorreu meses depois, uma segunda revisão tecnológica e um programa piloto de redução de incrustação foram iniciados.

O cenário apresentou múltiplas complexidades: dados históricos limitados, ausência de tratamentos de incrustação anteriores em campo, dinâmica de produção em rápida mudança, incluindo cortes crescentes de água, informações limitadas sobre o reservatório e urgência devido à disseminação de eventos de incrustação. A solução bem-sucedida baseou-se em vasta experiência com tratamentos de prevenção de incrustação implementados nas principais regiões produtoras de petróleo do mundo

Lidando com a formação repentina e inesperada de incrustações ultra-duras em poços secos de alta

temperatura

A formação de incrustações representa outro desafio crítico para os produtores de petróleo, especialmente quando se manifesta inesperadamente durante a produção de óleo seco. Em um caso recente envolvendo um prolífico campo de giz de alta temperatura, incrustações repentinas de carbonato

Abordagem personalizada proporciona resultados sustentáveis

A Clariant desenvolveu um inibidor de incrustação por compressão especial, formulado especificamente para aplicações desafiadoras em altas temperaturas. Em vez de aplicar um protocolo de tratamento padrão, a equipe técnica da Clariant desenvolveu uma abordagem de implantação

personalizada, adaptada às condições do poço e às restrições operacionais.

“A chave para o sucesso nesses cenários complexos não é apenas a formulação química – é compreender a dinâmica única de cada sistema de produção e elaborar um programa de tratamento adequado”, comenta Alex Thornton, Gerente Global de Inovação, Scale, Oil Services. “Nossa abordagem combina química inovadora com expertise em aplicações.”

O tratamento preveniu eficazmente a formação de incrustações de carbonato de cálcio durante toda a vida útil do reservatório, sem evidências de danos à formação – um fator crucial para manter a produtividade do reservatório. Os operadores também observaram uma melhora na confiabilidade geral do sistema.

Impulsionando a excelência

operacional por meio da inovação química

Esses estudos de caso destacam como soluções químicas especializadas podem enfrentar desafios críticos em ambientes de produção de petróleo. Ao desenvolver inibidores projetados especificamente para condições extremas, seja em alta tensão de cisalhamento ou em temperaturas elevadas, a Clariant permite que os operadores protejam

ativos valiosos e mantenham a produção mesmo diante de severos desafios operacionais.

A abordagem vai além do simples fornecimento de produtos químicos; envolve análise abrangente de problemas, validação laboratorial em condições representativas de campo e estratégias de aplicação personalizadas. Essa combinação de química inovadora e expertise em aplicações proporciona soluções que abordam desafios imediatos e, ao mesmo tempo, apoiam objetivos operacionais de longo prazo

Preparando

a produção de petróleo para o futuro por meio da química avançada

À medida que a produção de petróleo avança para ambientes cada vez mais desafiadores, como águas mais profundas, temperaturas mais altas e fluidos com química mais complexa, o papel de soluções químicas especializadas tornase cada vez mais crítico. A inovação contínua da Clariant nesse setor concentra-se no desenvolvimento de tratamentos que possam suportar essas condições extremas, ao mesmo tempo em que atendem aos requisitos ambientais e operacionais em constante evolução.

“A indústria petrolífera continua a expandir os limites em termos de ambientes de produção”, observa Kevin Mutch, Diretor Global de Marketing e Desenvolvimento de Aplicações da Oil Services. “Nosso foco é nos mantermos à frente desses desafios, ao mesmo tempo em que desenvolvemos soluções químicas que permitem operações seguras e confiáveis, mesmo nas condições mais exigentes.”

Abiquim: Crescimento, Resiliência e Produtividade

O Ministro da Fazenda, Fernando Haddad, na abertura do evento promovido pelo Financial Times

A Abiquim participou do evento “Brasil 2030: Crescimento, Resiliência e Produtividade”, realizado em São Paulo. Organizado pelo Financial Times Live e pela Times Brasil | CNBC, o encontro reuniu líderes empresariais, executivos e autoridades para debater os caminhos do desenvolvimento sustentável do país. A abertura contou com a presença do ministro da Fazenda, Fernando Haddad, que destacou a importância de políticas voltadas à inovação e competitividade, além da expectativa de assinatura do acordo Mercosul-União Europeia até o início de 2026.

Indústria química no centro da transição sustentável

No painel “Fazendo negócios em um Brasil em transformação: Inovação, Diversificação e Competitividade”, o presidente-executivo da Abiquim, André Passos Cordeiro, ressaltou que, apesar dos desafios de custos elevados e da necessidade de políticas públicas robustas, a indústria química brasileira tem papel estratégico no crescimento

@Rovena Rosa/Agência Brasil

@Abiquim/Reprodução

sustentável do país. “O Brasil é o quarto maior mercado químico do mundo, atrás apenas de China, Estados Unidos e Alemanha. Esse tamanho mostra o potencial de crescimento que temos”, afirmou.

Passos chamou atenção também para os impactos do chamado tarifaço, lembrando que a disputa comercial global impõe obstáculos adicionais à indústria nacional. “Estamos diante de uma competição extremamente acirrada, marcada por tarifas que prejudicam nossa competitividade. Para enfrentar esse cenário, o Brasil precisa recuperar instrumentos de defesa comercial e implementar medidas de apoio transitório, que deem fôlego às empresas nacionais”, destacou.

Ele reforçou que o setor já é referência em sustentabilidade: “A indústria química brasileira é a mais sustentável do planeta, com cerca de 80% de sua matriz energética baseada em fontes renováveis. Além disso, nossas empresas investiram fortemente em descarbonização, redução de emissões e uso de matérias-primas renováveis, como biomassa e etanol”. Para o executivo, ampliar a competitividade exige também acesso a gás natural, infraestrutura adequada e políticas que viabilizem a transição para um modelo de produção mais circular e menos emissor.

Indústria química no centro da transição sustentável

No painel “IA, Tecnologia e Infraestrutura: Construindo a Próxima Plataforma de Crescimento do Brasil”, @Abiquim/Reprodução

Daniela Manique, CEO do Grupo Solvay para América Latina e presidente do Conselho Diretor da Abiquim, destacou que a empresa já possui processos capazes de produzir todos os derivados de nafta de forma totalmente verde.

Segundo ela, no entanto, esse modelo ainda custa de duas a seis vezes mais do que a produção tradicional, o que torna a viabilidade econômica o grande desafio.

A executiva defendeu que o consumo consciente pode ser um motor para essa mudança. Ela sugeriu a ampliação do uso de selos informativos semelhantes aos de eficiência energética dos eletrodomésticos, aplicados a uma gama maior de produtos. “Se o consumidor tivesse clareza sobre o impacto ambiental, poderia optar por itens mais sustentáveis. Por exemplo, poderia saber que um fio têxtil brasileiro tem 50% menos poliamida que o importado. Essa consciência pode aumentar as vendas e ajudar a massificar e baratear as produções”, explicou.

Manique também ressaltou como a inteligência artificial tem sido utilizada pelo grupo para otimizar processos, como na manutenção preditiva das fábricas, reduzindo o consumo de matériasprimas e aumentando a eficiência. Por fim, destacou a importância da segurança jurídica e de programas de longo prazo que deem estabilidade ao setor químico, lembrando que ele é a base de diversas cadeias produtivas estratégicas para o Brasil.

3ª edição do TIP ANP debateu

temas relacionados a pesquisa, desenvolvimento e inovação

@Reprodução

ASSISTA O EVENTO

A 3ª Edição do Fórum de Tecnologia, Inovação e Programas da ANP (TIP ANP) ocorreu como parte da programação da Rio Innovation Week, considerada a maior conferência global de tecnologia e inovação. O TIP ANP é uma plataforma estratégica para o intercâmbio de conhecimento e ideias inovadoras entre os principais atores dos setores de petróleo, gás natural e energia.

O evento buscou estimular a colaboração ampla e diversificada entre empresas, academia, agências governamentais e startups, visando acelerar a inovação tecnológica, fortalecer a sustentabilidade e enfrentar os desafios emergentes do setor energético no Brasil. Participaram Diretores e técnicos da ANP, além de representantes de empresas de energia, universidades, startups e de outras instituições.

O painel de abertura contou com a participação de três Diretores da ANP: Bruno Caselli (Diretor-Geral em exercício), Daniel Maia Vieira e Fernando Moura.

Segundo Caselli, “É importante destacar o posicionamento da ANP como uma instituição fundamental no processo de continuidade da descarbonização da economia brasileira”. Ele ressaltou, entre as ferramentas da Agência para catalisar a inovação, o Programa de Formação de Recursos Humanos (PRH-ANP) e o NAVE - Programa ANP de Empreendedorismo.

Daniel Maia lembrou alguns avanços realizados pela ANP entre a edição anterior do TIP, na RIW de 2024, e a atual. “Colocamos de pé e estamos bem avançados com o NAVE; o novo PRH-ANP vai ser iniciado em breve, com muitas novidades; avançamos em como inserir aspectos relacionados a gênero na regulação; em orientações sobre captura e armazenamento de carbono. Mas este evento é principalmente o que ainda está por vir. Buscamos integração entre políticas e programas”, declarou.

Entre os demais destaques da programação, estiveram o NAVE, o PRHANP, além de três keynotes speakers mulheres (Ana Casaca - Galp; Cristina Pinho - Consultora; e Suhana Sidik –Petronas Brasil) e moderação de painéis pelo superintendente de Tecnologia e Meio Ambiente da ANP, Raphael Moura, da superintendente adjunta, Mariana França, e da assessora da área, Luciene Pedrosa.

As atividades do NAVE se concentraram em um único dia. No painel “NAVE: conexões que impulsionam a inovação”,

Já o Diretor Fernando Moura afirmou que a ANP “tem muito orgulho em estar representada na Rio Innovation Week durante três dias de intensa interação. Iremos apresentar resultados e produtos que têm sido pensados e executados na nossa jornada de inovação. Nosso objetivo é fortalecer o papel da ANP como a maior Agência de fomento de PD&I do setor energético brasileiro. Foram mais de R$ 35 bilhões investidos nas últimas duas décadas, sendo R$ 4,5 bilhões somente em 2024”.

a ANP apresentou a visão e expectativa da Agência para o programa. Na sequência, representantes das 21 startups selecionadas para participar do programa apresentaram os seus projetos e para quais desafios eles buscam apresentar soluções.

Por fim, ocorreu um painel em que os representantes da indústria apresentaram suas experiências sobre a escolha das startups e suas visões sobre a primeira edição do programa.

Um painel foi dedicado ao desafio acadêmico PRH-ANP iUp Innovation

Connections, iniciativa voltada para bolsistas ativos do Prograna - o objetivo é transformar pesquisas acadêmicas em soluções tecnológicas aplicáveis à descarbonização e à transição energética, conectados aos desafios de inovação aberta lançados no NAVE.

Ainda aconteceram dois painéis dedicados ao PRH-ANP. No primeiro, “Boas-vindas do novo ciclo do PRHANP: fortalecendo a base da inovação energética”, o Diretor da ANP Daniel Maia Vieira e o Diretor-Presidente da Fapesp (gestora administrativa e financeira do PRH-ANP), Carlos Américo Pacheco, receberam reitores de universidades participantes do programa. O encontro deu o pontapé inicial no ciclo de 2025 do PRH-ANP, que conta com 60 programas, distribuídos por 30 instituições de ensino em 18 estados.

“O PRH visa financiar bolsas de graduação e pós-graduação em universidades e instituições de ensino, focados no setor de energia. No programa anterior tínhamos 25 instituições de ensino. Neste ano, subimos para 30, mostrando a ampliação do programa em instituições de todo o país. Também passamos a atingir 18 unidades da

Federação, enquanto no programa anterior eram 12. Estamos presentes agora em todas as regiões do país. Isso é importante porque precisamos aproveitar as vocações regionais”, completou o Diretor da ANP, Daniel Maia Vieira.

Outro painel do dia debateu “Integração PD&I e PRH-ANP: formando talentos, impulsionando inovação”,

com participação da ANP, Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), Petrobras e Fapesp.

A programação incluiu ainda painel sobre a proposta de criação de um Fundo de Investimentos em Participações (FIP) vinculado à cláusula de PD&I da ANP. A iniciativa busca potencializar o uso dos recursos obrigatórios, atrair novos investimentos e fomentar um fundo de longo prazo dedicado à inovação no setor de energia. Além disso, com base no Relatório Anual de Tecnologia e Meio Ambiente 2024, foram apresentados os principais resultados de PD&I do

ano, com destaque para projetos que geraram impacto, inovação e valor para a sociedade, inclusive no avanço de soluções sustentáveis e de baixo carbono.

O terceiro dia do TIP ANP foi inteiramente dedicado à transição energética, com uma programação voltada à construção de um setor mais sustentável, justo e inovador. Foram realizados painéis sobre financiamento da transição energética, com a participação de bancos públicos e investidores; debates sobre tecnologias emergentes e seu papel na descarbonização; além de iniciativas voltadas à diversidade e equidade de gênero na transição energética.

A programação contou ainda com debates sobre EnergyTech, computação quântica, iniciativas de descarbonização, governança da inovação e incentivos à formação de ecossistemas de inovação, entre outros assuntos estratégicos para o futuro do setor energético.(ANP)

40ª Conaendi

A 40ª edição do Conaendi se consolidou como principal encontro latino-americano de Ensaios Não Destrutivos e Inspeção, reunindo a comunidade técnica em três dias de debates, conexões e lançamentos, em São Paulo, sob o tema “Conhecimento, Tecnologia e Inovação Moldando o Futuro da Inspeção”.

O congresso abriu com a presença de lideranças nacionais e internacionais. A solenidade contou com o Marcos Heleno Guerson de Oliveira Junior, superintendente do Ipem, representando o governador do Estado de São Paulo, Tarcísio de Freitas. Na sequência, Flávio Casa Nova, da Petrobras, conduziu a conferência magna, seguida por um momento inspirador com o automobilista Ingo Ott Hoffman.

O Conaendi promoveu encontros institucionais estratégicos, como a reunião com a ASNT, além da assinatura do Memorando de Entendimento (MOU) entre a ICNDT, a Abendi e a Federação do PANNDT, fortalecendo a cooperação global e abrindo novas frentes de parceria para o desenvolvimento do END e da Inspeção.

A programação técnica de alto nível ofereceu conferências, painéis e eventos paralelos, com destaques como AI in NDE, com Dr. Johannes Vrana; Painel Internacional - The Future of NDT; Sessão SPIE & Integridade; Construção Civil (inspeção de pontes, viadutos e barragens);

Sessão Metroferroviária (aplicações e desafios do END em sistemas de transporte sobre trilhos); 10º Encontro EX (segurança em atmosferas explosivas); Sprint Robotics (robótica aplicada ao END).

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Exposição, competições e premiações

A grande final do Campeonato de END e Inspeção, patrocinado pela Magnaflux, reconheceu os três melhores profissionais certificados na técnica de Partículas Magnéticas. Criado em 2014, o campeonato já é tradição no Conaendi, reunindo especialistas em diferentes métodos de END.

Os vencedores desta edição foram:

1º lugar: Eduardo Cellini (Braskem)

2º lugar: Marcos Calssavari (BASF)

3º lugar: Daniel Kapor (BASF)

Já o Prêmio Paula Leite, instituído em homenagem ao pioneiro dos Ensaios Não Destrutivos no Brasil, destacou novamente o melhor trabalho técnico do congresso, reforçando sua relevância como um dos principais incentivos à inovação e à excelência no setor. O trabalho vencedor de 2025 foi: “Detecção de trincas de HTHA e classificação de danos em digestor HDT de aço carbono”, de autoria de Marcelo de Carvalho Salomão, da Priner.

Realizada em paralelo ao congresso, a 24ª EXPOENDI – Exposição Técnica de Equipamentos, Produtos e Serviços reuniu 55 empresas expositoras no Centro de Convenções Frei Caneca, em São Paulo. O público conferiu de perto as mais recentes soluções em equipamentos, produtos e serviços para Ensaios Não Destrutivos e Inspeção, além

de conhecer tendências tecnológicas e estabelecer conexões estratégicas com parceiros e fornecedores do setor.

Esta edição do Conaendi reuniu cerca de 1.300 participantes que puderam apreciar 150 apresentações técnicas e conhecer produtos de 55 empresas expositoras e 14 marcas patrocinadoras.

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Fernanda Delgado, presidente da ABIHV, Associação Brasileira da Industria do Hidrogênio Verde, proferiu a palestra Magna sobre “Transição energética: perspectivas, desafios e oportunidades” onde ela fez uma análise estratégica sobre o papel da indústria na transição energética e seus impactos sobre a integridade estrutural e os processos de inspeção.

Fernanda destacou que a sociedade como um todo pode e deve debater a transição energética e os problemas climáticos porque as enchentes e as secas afetam o dia a dia e o trabalho, acabando por se tornar um problema de CPFs – como foi o caso das pessoas que perderam tudo nas enchentes do Rio Grande do Sul. E todos precisam participar porque não adianta estabelecer políticas que não são exequíveis. Ela lembrou que a Brasil precisa trazer de volta a indústria de fertilizantes, por exemplo, mas que esse retorno deve ser verde. “O setor de energia do Brasil é reconhecido por não quebrar contratos – e isso é valorizado internacionalmente”.

A presidente da ABIHV - Associação

Brasileira da Industria do Hidrogênio Verde lembrou que todas as fontes de energia precisaram de estímulo e políticas para se firmarem no início. Fernanda destacou ainda que o expresidente dos EUA, John Kennedy, queria levar o homem à lua e trazê-lo de volta com segurança. “Essa meta gerou centenas de descobertas e patentes. O hidrogênio tem esse mesmo potencial”, afirmou Fernanda Delgado.

CONFIRA MAIS FOTOS DO EVENTO

Destaques do 12º Fórum de Biogás

O 12º Fórum do Biogás, organizado pela ABiogás Associação

Brasileira do Biogás e do Biometano reuniu executivos, autoridades governamentais, pesquisadores e investidores para debater o biogás e o biometano.

O evento foi marcado por anúncios regulatórios, lançamentos tecnológicos e uma forte articulação entre políticas públicas, inovação e negócios.

O prefeito de São Paulo, Ricardo Nunes, assinou decreto municipal instituindo o programa Bio SP, que estabelece regras para a aquisição de biometano e sua incorporação progressiva à frota de transporte público e de coleta de resíduos da capital paulista. A medida reforça o compromisso da cidade com a descarbonização urbana.

Nunes recebeu o Prêmio Liderança em Biometano 2025, ao lado de Pietro Sampaio Mendes, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), reconhecido pelo avanço regulatório que permitiu a expansão do setor.

Um dos marcos do evento foi o lançamento, pela ABiogás, de uma plataforma em Power BI que reúne dados regulatórios, tributários e financeiros sobre o setor. A ferramenta organiza informações antes dispersas, como convênios de ICMS e linhas de financiamento estaduais e federais, tornando mais ágil a análise de viabilidade de projetos.

Segundo Renata Isfer, presidenteexecutiva da ABiogás, a iniciativa “identifica estados com menos políticas

de incentivo e aponta caminhos para criar novas linhas de crédito e mecanismos de fomento”. O recurso será atualizado continuamente e estará disponível como benefício exclusivo aos associados.

De acordo com o Panorama do Biogás 2024 (CIBiogás), o Brasil já soma 1.633 plantas de biogás em operação, com capacidade instalada de 4,7 bilhões de Nm³/ano, crescendo 19% ao ano desde 2019. O biometano segue a mesma tendência, com 79 unidades de purificação (capacidade de 667 milhões de Nm³/ano) e outras 37 em análise pela ANP. Esses números reforçam a urgência de infraestrutura logística e de políticas públicas coordenadas.

O painel “Estados pelo Clima” destacou avanços regionais como o do Mato Grosso do Sul, que apresentou incentivos fiscais e linhas de crédito específicas, como a inclusão de projetos no FCO - Fundo Constitucional do Centro-Oeste, além da Lei MS Renovável, que reduziu a zero a carga tributária para comercialização de biometano; São Paulo evidenciou sua liderança com seis plantas em operação, sete em fase de autorização e um projeto em Presidente Prudente, que será o primeiro município do Brasil com rede de gás encanado 100% abastecida por biometano.

O painel foi moderado pela presidente-executiva da ABiogás, Renata Isfer e contou com a participação do secretário Jaime Verruck, da Semadesc; da secretária de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística de São Paulo, Natália Resende, e do subsecretário de Energia, Telecomunicações e Cidades Inteligentes de Goiás, Renato Lyra. A coordenadora de Energias Renováveis da Semadesc, Mamiule de Siqueira, também participou das atividades do Fórum do Biogás.

Durante sua intervenção no Painel, o secretário Jaime Verruck destacou que o biometano começa a assumir protagonismo no processo de transição energética brasileira. “No início, quando se discutiam políticas públicas, a palavra biometano sequer aparecia. Sempre se falava em gás natural, sem uma visão de longo prazo. Agora, começamos a inserir essa molécula na lógica de combustível renovável, com contribuição efetiva para a descarbonização. Essa mudança é fundamental”, afirmou.

Jaime Verruck lembrou que, desde

@Mamiule de Siqueira/Semadesc

2017, o Estado adotou como meta estratégica o Plano MS Carbono Neutro 2030, tratando a sustentabilidade como vantagem competitiva. “Já substituímos 5 milhões de hectares de áreas degradadas por produção agrícola e silvipastoril, resultando em uma curva consistente de descarbonização. Agora, no setor de energia, criamos a Lei Estadual MS Renovável, que reduziu a zero a carga tributária para comercialização de biometano e desonerou a aquisição de equipamentos, estimulando investimentos. Já temos mais de R$ 1 bilhão em projetos em andamento”, explicou.

Outro destaque é a política do MS que remunera produtores rurais que adotam práticas sustentáveis e transformam o biogás em biometano, comercializando o excedente. Editais de compra pública também já foram lançados para estimular a oferta e segundo o secretário, o principal desafio está no preço e na logística, já que muitos projetos ainda operam fora da rede (off-grid).

Como exemplo de inovação, Verruck citou a parceria com a Suzano e empresas espanholas para testar caminhões movidos a gás em estradas não pavimentadas, no transporte de celulose e eucalipto. “Esse movimento amplia a frota a gás natural e prepara o caminho para a entrada definitiva do biometano. Ele é parte central da estratégia de descarbonização da economia sulmato-grossense e da nossa meta de neutralidade até 2030. Representa não apenas uma alternativa energética, mas um vetor de competitividade e inovação para o Estado”, finalizou o titular da Semadesc.

A secretária de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística do Estado de São Paulo (Semil), Natália Resende, apresentou as iniciativas e políticas públicas desenvolvidas pelo Governo de São Paulo para ampliar o uso do biometano e ressaltou a vocação paulista como líder no setor. “Já temos seis plantas de produção de biometano autorizadas, totalizando cerca de 310 mil metros cúbicos por dia de capacidade instalada, sendo metade do setor sucroenergético. Outras sete plantas estão em processo de autorização. Isso é muito significativo para São Paulo, que tem vocação para produzir e fomentar o biometano”, afirmou. A secretária citou ainda o projeto em Presidente Prudente, já em fase avançada de obras, que tornará o município o primeiro do Brasil a ser abastecido 100% com biometano na rede de gás encanado.“A instalação do primeiro gasoduto destinado ao transporte de biometano terá 40 km de rede na cidade, com expectativa de atender 5 mil pessoas, além de 58 estabelecimentos.”

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, anunciou planos de reintegração ao mercado de etanol e parcerias no biogás, reforçando o investimento de US$ 16,5 bilhões em transição energética até 2029. Pietro Mendes, da ANP, confirmou que o decreto do mandato do biometano, previsto no programa Combustível do Futuro, será publicado ainda em setembro, estabelecendo meta inicial de 1% de descarbonização no suprimento de gás natural a partir de 2026, monitorada por Certificados de Garantia de Origem (CGOB).

A TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil e a EPE -Empresa de Pesquisa Energética apresentaram estudos e projetos de integração do biometano às redes existentes. A TBG destacou seu Hub de Biometano, enquanto a EPE debateu soluções logísticas no painel “Conectar é Preciso”, ao lado de empresas como TAG, Energisa e White Martins.

O Hub de Biometano da TBG foi tema no Espaço Arena onde o consultor da Gerência de Novos Negócios da companhia, Rafael Zonis, contribuiu no painel “Cases de Sucesso”, compartilhando o mapeamento de potencial, pilares do projeto da TBG para o transporte de Biometano e perspectivas.

“Para o Biometano ganhar escala, o transporte é o caminho. Por isso, estruturamos o Projeto Conceitual Avançado do Hub de Biometano. Queremos estimular a injeção de Biometano no sistema de transporte. Com o Contrato de Conexão para o Biometano sendo analisado pela ANP, a TBG já está preparada para auxiliar no crescimento do mercado e viabilizar que produtores fechem negócios com consumidores ao longo da malha de dutos”, pontuou Zonis.

Jorge Hijjar, Diretor Presidente da TBG, participou do painel sobre “Logística do Biometano: Conectar é Preciso”, reforçando o papel estratégico da empresa em aprimorar a infraestrutura logística para o setor.

A edição de 2025 do Fórum também abriu espaço para delegações estrangeiras, exposição, rodadas de negócios e debates sobre certificação de carbono, conectando o setor à agenda global da COP30, que ocorrerá no Brasil em 2026.

A presença de comitivas internacionais reforça a visão de que o biometano brasileiro é peça-chave não só para a descarbonização interna, mas também para a construção de um mercado energético competitivo globalmente.

O evento evidenciou que o Brasil está diante de uma janela de oportunidade estratégica. O avanço regulatório, os compromissos de estados, a mobilização empresarial e o lançamento da plataforma de dados pela ABiogás mostram que o setor se articula para dar escala ao biogás e ao biometano.

A EPE participou dos debates e da exposição, apresentando a Análise de Conjuntura dos Biocombustíveis 2024, os Cenários de Oferta de Etanol e Demanda do Ciclo Otto, o Caderno de Oferta de Biocombustíveis, o Sistema de Informações para Energia (Sienergia), o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) e o Plano Nacional de Energia (PNE).

O FUTURO CORRE NOS DUTOS

A malha de gasodutos no Brasil: expansão, desafios, monitoramento e a transição energética

O Brasil possui uma malha de transporte de gás natural que, segundo a ANPAgência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis soma hoje cerca de 9,4 mil km de gasodutos de transporte, operados por empresas privadas como NTS, TAG e TBG, além de trechos menores sob outras concessionárias.

No Balanço Energético Nacional 2024, o gás natural representou 9,6% da matriz energética brasileira —

participação inferior à do petróleo, mas ainda estratégica para a segurança de setores intensivos em energia. O Ministério de Minas e Energia (MME) defende que o gás tem papel essencial de “fonte de transição”: reduz emissões em comparação ao óleo e carvão, garante flexibilidade ao sistema elétrico renovável e permite integrar soluções de baixo carbono como o biometano e, futuramente, o hidrogênio.

Mas a malha precisa e vai expandira EPE Empresa de Pesquisa Energética apresentou em 2024 a quarta edição do Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte (PIG), que lista oito projetos totalizando 2.300 km de novos dutos.

O objetivo é interiorizar a oferta, aliviar gargalos no Sudeste e criar rotas alternativas para abastecimento de indústrias, terminais de GNL e possíveis pontos de injeção de biometano.

As transportadoras estão trabalhando:

em 2024, a NTS lançou consulta para obras de reforço na região de Macaé, ligadas ao escoamento do Pré-Sal; a TAG consolidou contratos estratégicos no Rio de Janeiro, em parceria com a NTS, ampliando a flexibilidade do sistema; e a TBG, responsável pelo Gasbol (2.593 km entre a Bolívia e o Brasil), revisou seu processo de oferta de capacidade e anunciou produtos de curto prazo para dar liquidez ao mercado.

CONFIRA O MAPA COMPLETO

Biometano e hidrogênio: novos vetores

O biometano ganhou impulso em 2024/2025 com iniciativas da ABiogás e de distribuidoras estaduais. A presidenteexecutiva da entidade, Renata Isfer, destaca que “o biometano precisa de sinais regulatórios claros e instrumentos financeiros para escalar rapidamente”. E o PIG 2024 já prevê cenários de injeção em pontos específicos da malha.

Paralelamente ao gás natural, o biogás e o biometano avançam na pauta como alternativa de descarbonização

e interiorização do abastecimento energético — especialmente em regiões agrícolas e de muitos resíduos sólidos. Entidades setoriais e associações empresariais têm estruturado mapeamentos e ferramentas para acompanhar incentivos regulatórios, tributários e financeiros destinados ao setor, facilitando a identificação de projetos viáveis e sua integração à malha de transporte quando houver condições técnicas e comerciais. A iniciativa mais recente de mapeamento por parte da ABiogás é um exemplo desse movimento.

Apesar do otimismo técnico, há obstáculos: o ecossistema de financiamento ainda é seletivo, os prazos de construção e a logística de licenciamento ambiental e de faixas de servidão seguem como restrições relevantes, e a necessária coordenação entre agentes (EPE, ANP, transportadoras

e consumidores finais) precisa ser aprofundada para mitigar riscos de atraso. Projetos coordenados entre transportadoras, que chegam a propor dezenas de intervenções ao longo dos próximos anos, dependem de planos de negócios robustos e de previsibilidade regulatória para saírem do papel.

@Divulgação

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A ANP formou grupo de trabalho, realizou estudos e reuniões com diversos agentes de mercado envolvidos no tema, com participação do Ministério de Minas e Energia (MME), de modo a viabilizar a regulamentação do biometano alinhada à política energética nacional. A Agência enviou contribuições técnicas à minuta de decreto regulamentador submetida a consulta e audiência públicas pelo MME em maio de 2025. Concluída a atuação do grupo de trabalho, a ANP passou a dar andamento às ações incluídas na Agenda Regulatória, que seguirão os ritos legais para possíveis publicações de futuras resoluções. O GT concluiu que, nesse caso, não é necessária a realização de análise de impacto regulatório (AIR), uma vez que o objetivo é disciplinar obrigações definidas em norma hierarquicamente superior – como previsto na regulamentação legal sobre AIR.

O grupo de trabalho sobre biometano foi criado pela ANP após a publicação da Lei no 14.993/2024 (Lei do Combustível do Futuro) para avaliar as competências para a Agência trazidas no Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano, que determina mandato de redução de emissões, pelo uso de biometano, no mercado de gás natural a partir de 01/01/2026; e também iniciar estudos para o desenvolvimento da regulação em questão.

A ANP trabalha com as especificações

do biometano regulamentadas pelas resoluções:

• Resolução ANP nº 886/2022Estabelece a especificação e as regras para aprovação do controle da qualidade do biometano oriundo de aterros sanitários e de estações de tratamento de esgoto destinado ao uso veicular e às instalações residenciais, industriais e comerciais, a ser comercializado no território nacional.

• Resolução ANP n° 906/2022Dispõe sobre as especificações do biometano oriundo de produtos e resíduos orgânicos agrossilvopastoris e comerciais destinado ao uso veicular e às instalações residenciais e comerciais a ser comercializado em todo o território nacional.

A ANP disponibiliza um Painel Dinâmico de Produtores de Biometano, que apresenta o mapa dinâmico com os dados de localização de todos os produtores de biometano regulados pela ANP, capacidades autorizadas de produção, além de informações relativas a produção regional e matéria-prima, com possibilidade de aplicação de filtros por período.

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No plano comercial, transportadoras como TBG comunicaram ajustes em seus produtos e ofertas de capacidade no mercado de transporte — movimentos que buscam aumentar a eficiência de uso da infraestrutura existente e dar maior liquidez ao mercado curto-prazo de transporte. Ao mesmo tempo, iniciativas de modernização operacional (loops, compressões, interconexões) tendem a ser preferíveis a grandes gasodutos em locais onde a demanda ainda é incerta, por reduzirem o risco financeiro.

Esse cenário mostra o Brasil em uma transição “mista”: por um lado, há sinais palpáveis de preparação da malha para integrar novas fontes (incluindo biometano); por outro, a dependência de decisões regulatórias e dos sinais de mercado (preço e contratos de longo prazo) permanece elevada. Movimentos de associações empresariais reforçam pedidos por regras mais claras sobre a definição de gasodutos e critérios regulatórios — demanda que tem se

intensificado em debates públicos e peças técnicas.

Para o biogás, a agenda é dupla: aumentar a escala de produção por meio de projetos em aterros, suínos, laticínios e agricultura de grande escala; e desenvolver a logística de injeção e transporte (quando o biometano for injetado na malha) ou de uso local (geração distribuída, substituição de combustíveis fósseis). Políticas de incentivo e marcos tributários, mapeados por entidades e atualizados em relatórios do setor, podem determinar quais projetos se viabilizam nos próximos anos.

No curto prazo, merece atenção: a evolução das normas e consultas da ANP sobre tarifas e classificação de dutos; a execução dos projetos indicados no Plano Coordenado e nas avaliações da EPE; e o desenvolvimento de instrumentos de fomento ao biogás e biometano que conectem oferta, demanda e infraestrutura de transporte.

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Quanto ao hidrogênio verde, estudos nacionais e internacionais apontam que parte da rede pode aceitar misturas de até 20% de hidrogênio em volume sem grandes adaptações, mas que concentrações maiores exigem reforço ou substituição de materiais para evitar fragilização do aço - a EPE estuda cenários de adaptação gradual, em sintonia com compromissos climáticos.

A Lei do Hidrogênio (PL 725/2022) prevê a injeção compulsória de hidrogênio na malha de gasodutos: 5 % até 2032 e 10 % até 2050. A produção de hidrogênio no Brasil é, em sua maioria, localizada em regiões costeiras próximas à malha de gasodutos existente, o que facilita sua eventual integração. Fernanda Delgado, diretoraexecutiva da ABIHV, ressalta que o setor de hidrogênio verde vive atualmente um período de “assentamento de ideias”. Projetos de geração e conexão estão sendo reestruturados, com análise detalhada dos custos, benefícios e potenciais consumidores. O objetivo é distinguir o que é viável na economia real do país. Fernanda destaca que o Complexo do Pecém – que reúne a Área Industrial, o Porto do Pecém e a Zona de Processamento de Exportação do Ceará – está estruturando um corredor de utilidades que incluirá dutos para hidrogênio verde e amônia, além de outras infraestruturas (gasodutos, água e elétricos). Essa infraestrutura visa interligar a área industrial e de produção

de H2V (hidrogênio verde) diretamente ao terminal portuário. Os dutos terão em grande parte trajeto subterrâneo, e a implantação está prevista já para iniciar ainda em 2024.

Para concretizar o corredor, a administração da ZPE lançou um estudo técnico-econômico, que definirá as especificações dos dutos (comprimento, diâmetro, materiais, segurança e viabilidade financeira). Após a conclusão desse estudo, será feita a seleção de uma empresa responsável pela construção e operação da rede. O trecho estimado terá cerca de 9 km de extensão entre a ZPE e o Porto do Pecém.

Zona de Processamento de Exportação do Ceará, na qual devem ser instaladas as indústrias de hidrogênio verde do hub do Pecém

@Gladison Oliveira/ ZPE do Ceará

Acidentes e integridade

E é importante ficar atento aos riscos: a Transpetro, empresa de transporte e logística de combustíveis da Petrobras, realiza com frequência treinamentos simulando vazamentos como os causados por tentativa de furto em duto operado pela companhia.

Os indicadores de integridade de dutos e terminais (ICID e ICIT) da Transpetro, que buscam atender aos requisitos do Regulamento Técnico de Dutos Terrestres (RTDT) e da ANP, apresentaram resultados consistentes, superando as metas estabelecidas nas iniciativas estratégicas da companhia. Os itens de maior destaque nos indicadores se referem ao atendimento às recomendações de inspeção, cumprimento do Plano de Inspeção, bem como da emissão dos relatórios consolidados de integridade dos ativos.

As orientações da ANP específicas para atividades de movimentação e armazenamento de petróleo, derivados, biocombustíveis e gás natural fazem parte do Anexo II do manual de comunicação de acidentes (https://www.gov.br/anp/ptbr/assuntos/comunicacao-de-incidentes/ arquivos-ci/2023-06-02-manualcomunicacao-incidentes.pdf). Para definir se um incidente de infraestrutura

Treinamento da Transpetro simula vazamento de diesel causado por tentativa de furto em duto de combustível na comunidade Jardim Nair, São Paulo

e movimentação é comunicável à ANP, devem ser observados a atividade desempenhada, a localização do evento e o enquadramento quando às tipologias presentes no manual. O agente regulado deve enviar a Comunicação Inicial de Incidente (CI) por meio da abertura de um processo eletrônico via Sistema Eletrônico de Informações (SEI) e, como alternativa, fazer a comunicação do incidente, em formato pdf, por correio eletrônico. No caso de incidente de maior gravidade, pode-se informar antecipadamente por telefone, o que não isenta o agente da Comunicação Inicial pelos meios descritos.

As derivações clandestinas (furto) são um dos maiores riscos à segurança nas faixas de dutos, mas o transporte por dutos continua a ser o mais seguro para combustíveis em geral, desde que coibida a ação criminosa.

Rovena Rosa/Agência Brasil

@Transpetro

Sustentabilidade

Cada novo gasoduto no Brasil exige licenciamento ambiental federal pelo Ibama - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis e/ou estadual, com estudos de impacto e condicionantes. O PIG da EPE incorpora critérios ambientais na seleção de rotas, buscando minimizar travessias de áreas sensíveis e otimizar traçados em regiões de menor impacto. Ainda assim, especialistas apontam que prazos de licenciamento e questões fundiárias estão entre os gargalos centrais.

A NTS transporta o metano, combustível de transição energética, e elabora seu Plano de Descarbonização buscando a eficiência energética e redução das emissões, com um portfólio de projetos que considera as estimativas

de crescimento e as oportunidades de melhoria, definindo uma meta de redução de emissões para os escopos 1 e 2 até 2026. Foi a primeira empresa brasileira a aderir à Oil & Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP), iniciativa global coordenada pela Organização das Nações Unidas (ONU), que fomenta transparência e precisão nos relatórios de emissão de metano com foco na mitigação das mudanças climáticas. A TAG também faz parte da OGMP e em 2023 concluiu seu primeiro projeto de redução de emissões com a interligação da Estação de Compressão Catu à rede de energia elétrica; em 2025 iniciou a Ecomb de Itajuípe (BA) que vai dar a flexibilidade necessária para injeção e/ ou retirada de gás do sistema com mais segurança operacional e ambiental. A TBG, além de se preparar para aumentar o Gasbol, trabalha em projeto de injeção de biometano à malha de dutos.

@NTS

ABDI participa de audiência pública sobre oportunidades na indústria de petróleo, gás e renováveis

A ABDI - Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial também participou, em 12 de agosto, de audiência pública promovida pela Comissão de Indústria, Comércio e Serviços da Câmara dos Deputados. O encontro teve como objetivo discutir oportunidades para o fortalecimento da indústria nacional por meio do adensamento da cadeia produtiva de petróleo, gás e outras fontes renováveis de energia.

Representando a ABDI, o analista Jorge Boeira apresentou dados sobre a política industrial e a demanda da indústria de energia, com destaque para as possibilidades de desenvolvimento de cadeias produtivas associadas à geração e ao uso de energia. De acordo com o Plano Nacional de Energia, entre 2025 e 2034, cerca de 80% da demanda de bens e serviços industriais estará concentrada no setor de petróleo e gás offshore. A área de energia elétrica (transmissão, geração e armazenamento) corresponderá a 18% e os biocombustíveis líquidos a 3,2%.

Boeira afirmou que o setor de petróleo e gás deve ser considerado parte da transição energética:

Segundo ele, fortalecer a competitividade das empresas fornecedoras é essencial, e políticas de conteúdo local desempenham papel importante ao estimular parcerias, reduzir custos logísticos, ampliar a segurança no abastecimento e qualificar a indústria. Neste contexto, de acordo com o analista, fortalecer a cadeia produtiva de petróleo e gás é uma oportunidade para unir competitividade e liderança na transição energética, posicionando o Brasil como protagonista de um futuro mais limpo, eficiente e inclusivo.

A diretora substituta do Departamento de Desenvolvimento da Indústria de Insumos e Materiais Intermediários do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), Ana Caroline Suzuki Bellucci, apresentou panorama da Nova Indústria Brasil (NIB)

“Esse volume mostra que o setor de petróleo no Brasil ainda tem uma grande contribuição a dar. As cadeias produtivas conectadas a ele terão grandes oportunidades de negócio. O nosso desafio é inserir as empresas nacionais com maior conteúdo tecnológico e inovação, e não apenas com produtos de baixo valor agregado”

e sua relação com as cadeias produtivas de energia. Ela ressaltou que a NIB está alinhada ao Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) e ao Plano de Transição Ecológica, e destacou a importância da energia para outras cadeias, como a de fertilizantes, que utiliza gás natural.

O presidente executivo da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee), Humberto Barbato, destacou a relevância da integração entre o setor de petróleo e gás e a indústria elétrica para o adensamento das cadeias produtivas e para o fortalecimento da transição energética.

A audiência foi mediada pelo deputado Alexandre Lindenmeyer (PT-RS) e contou com a presença de representantes do Ministério de Minas e Energia (MME), da Petrobras e de entidades como a Associação Brasileira da Indústria de

Tubos e Acessórios de Metal (Abitam), a Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), a Associação Brasileira das Empresas de Bens e Serviços de Petróleo (Abespetro) e a Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan).

Com a sustentabilidade e questões climáticas se tornando uma prioridade global, a ABDI tem se posicionado como um ator-chave na promoção de soluções limpas e eficientes para a indústria brasileira. Suas iniciativas não apenas contribuem para mitigar os impactos das mudanças climáticas, mas também promovem o aumento da competitividade da indústria nacional. Suas ações fazem parte de uma estratégia mais ampla que busca reposicionar o Brasil nas cadeias globais de valor, alinhando o setor

@RenatoAraujo/Câmara dos deputados

produtivo às metas de descarbonização e transição energética propostas pela Nova Indústria Brasil (NIB).

Um exemplo do envolvimento da ABDI com a questão da sustentabilidade a jusante da legislação é a plataforma Recircula Brasil, desenvolvida pela ABDI em parceria com a Abiplast - Associação Brasileira da Indústria do Plástico e operada pela Central de Custódia, para transformar resíduos em ativo estratégico para a indústria. Na prática, garante que cada quilo de plástico reciclado tenha origem e destino rastreados, por meio do cruzamento de dados fiscais e operacionais. Ao certificar a cadeia de reciclagem, a ferramenta torna-se essencial para a efetivação da logística reversa. O modelo confere segurança às transações, atende às exigências legais e agrega valor ao resíduo, transformando-o em um ativo estratégico para a indústria. Com isso, estimula a economia circular e fortalece práticas sustentáveis no setor produtivo.

Outro destaque é o Programa Renovar, que integra a Missão 5 da Nova Indústria Brasil (NIB), voltada para a descarbonização da indústria. Essa iniciativa, liderada pelo governo federal com apoio da ABDI, busca renovar frotas e implementar a reciclagem de veículos pesados, como caminhões e ônibus.

A ABDI tem conduzido projetospiloto para aprimorar os processos de reciclagem veicular. Um desses testes reciclou 23 caminhões, com um aproveitamento de 93,36% do peso total. Também, foram reciclados 38 ônibus, proporcionando aprendizados essenciais para a estruturação de uma nova geração de políticas públicas. A

desmontem dos ônibus resultou em impactos significativos. A ação contribuiu para evitar a emissão de 404.761 kg de CO2 equivalente, uma quantidade comparável à captura de carbono realizada por 49.643 árvores da Mata Atlântica ao longo de um ano. A economia de energia durante o processo atingiu 2.782.210 megajoules (MJ), o equivalente ao consumo médio mensal de aproximadamente 5.076 residências brasileiras. Esses números ilustram o impacto positivo da reciclagem de veículos, tanto na mitigação das mudanças climáticas quanto na eficiência energética.

Em maio deste ano, a ABDI e o MMEMinistério de Minas e Energia, por meio da Secretaria Nacional de Transição Energética e Planejamento, assinaram um Acordo de Cooperação Técnica (ACT) para promover a eficiência energética e estimular a transição industrial sustentável no país. A ideia é integrar as políticas de eficiência energética às estratégias de reindustrialização e política industrial da NIB. O projeto está em estreita articulação com entidades e empresas importantes do setor, como a Associação Brasileira de Refrigeração, Ar-Condicionado, Ventilação e Aquecimento (Abrava) e a Associação Nacional de Fabricantes de Produtos Eletroeletrônicos (Eletros), que compõem, ao lado de entidades do Governo Federal, o comitê de acompanhamento do projeto.

Com a parveira Clasp, entidade nãogovernamental referência em eficiência energética no mundo, a ABDI realiza o mapeamento e estudo da cadeia de valor dos compressores, da demanda atual e do potencial de mercado, além de estudos de benchmarketing e casos internacionais.

Vale destacar também o Programa Brasil

Mais Produtivo, que busca atrair micro, pequenas e médias empresas (MPMEs) dos setores industrial, comercial e de serviços interessadas em ganhar mais competitividade e eficiência. Com o apoio da ABDI, a iniciativa oferece assistência especializada em gestão, otimização de processos industriais transformação digital, visando impulsionar o setor produtivo no Brasil.

Na modalidade de otimização de processos industriais, as empresas podem receber atendimentos voltados à eficiência energética. As empresas inscritas para esses atendimentos recebem consultoria especializada com vistas a eliminar desperdícios energéticos no chão de fábrica, tornando a indústria mais limpa e responsável, além de alinhada à agenda mundial de descarbonização.

Tais atendimentos iniciam-se com uma Análise dos Custos com Energia Elétrica. Nessa análise, o consultor solicita à empresa as faturas de energia dos últimos 12 meses. Com apoio de um sistema informatizado, o consultor identifica se há oportunidades imediatas de redução

de custo com energia elétrica.

Os resultados obtidos nessa análise tarifária subsidiam o início do Mapeamento Energético, onde de fato serão analisadas oportunidades de redução de consumo. Esse mapeamento inclui identificação de cargas alvo, medição inicial, otimização do regime de uso de equipamentos e a elaboração de um plano de implementação.

Até julho de 2025, 12,9 mil empresas industriais do país foram atendidas pelo programa – 1,7 mil delas com atendimento em eficiência energética. A redução percentual média de consumo de energia dessas empresas foi de 19,55%.

O Brasil Mais Produtivo é coordenado pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), e conta com a parceria do SENAI, Sebrae, Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (ABDI), Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), Empresa Brasileira de Pesquisa e Inovação Industrial (Embrapii) e Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

Essas são apenas algumas das frentes em que a ABDI atua.

Segundo a TBG, diversos produtores procuraram a transportadora interessados na conexão à rede colocando o potencial em 3 milhões de m³/d de biogás produzido por usinas de cinco estados do traçado do Gasbol (Gasoduto Brasil-Bolívia), com destaque para São Paulo e Mato Grosso do Sul. Esse volume servirá de base para a idealização dos hubs de injeção.

Esse viés ambiental é possível graças a ampliação no leque de oportunidades de negócio no contexto da Lei do Combustível do Futuro, que define o incremento de 1% de biometano nas operações de gás natural por produtores e importadores a partir de 2026, com gradual aumento, até chegar aos 10%: ganha toda a malha, que é integrada.

O Hub de Biometano da TBG (ponto

de injeção) apresenta desafios técnicos distintos em relação à operação convencional do gás natural. A infraestrutura precisa estar preparada para o descarregamento de carretas de GNC que operam sob alta pressão, exigindo sistemas robustos e seguros. Durante o processo de despressurização, o biometano pode atingir temperaturas extremamente baixas, o que demanda o uso de aquecedores industriais para garantir condições adequadas à injeção no gasoduto. Além disso, para assegurar a conformidade com os padrões da ANP, é necessário implementar sistemas contínuos de filtragem e análise cromatográfica, capazes de monitorar e controlar a composição química do gás em tempo real.

“A TBG, que é uma das associadas da Abiogás, dedica-se a criar soluções para incrementar e injetar o biometano no sistema de transporte. No traçado do Gasbol, há mais de 180 usinas com volume potencial de produção de cerca de 6 milhões de m³/dia. Por isso, desenvolvemos o Hub de Biometano e encaminhamos uma proposta do Contrato de Conexão para Biometano que está em análise na ANP. O Hub de Biometano é um projeto que busca viabilizar a conexão de produtores; pode ser compartilhado entre vários atores; flexível já que pode receber o biometano por duto dedicado ou caminhões de GNC e GNL; e faseado, crescendo a capacidade conforme as adesões”, afirma o gerente de Novos Negócios da TBG, Rafael Perrone.

“O gasoduto da TBG tem o DNA já adequado para atender novos suprimentos. Assim, o biometano seria mais uma experiência para ser acrescentado à cadeia da empresa”, prossegue Perrone, destacando que a empresa está preparada para atender novos vetores de energia, como o Hub de Biometano, e salienta o quão preparada e alinhada a TBG está em relação à Lei do Combustível do Futuro.

A TBG lembra que foram realizados estudos de benchmarking no mercado internacional para a injeção do biometano na rede de gasodutos sendo transportado junto ao gás natural. Isso porque o biometano é um gás tecnicamente idêntico ao gás natural. Sendo assim, ele pode ser intercambiável ao gás natural dentro do gasoduto. Além do biometano, há estudos sobre o transporte do hidrogênio em gasodutos de gás natural, mas ainda em fase inicial.

A TBG vem contribuindo de forma proativa para a mitigação das mudanças

climáticas com investimentos para a redução das emissões de Metano (CH4) e Dióxido de Carbono (CO2). Desde 2006, contabiliza suas emissões através de seu Inventário de Gases de Efeito Estufa, o qual vem sendo aprimorado com a identificação de novas fontes de emissão, bem como com o refinamento dos cálculos buscando a aproximação da realidade operacional da TBG. Como exemplo de ações de redução de emissões já implementadas, destacam-se o Projeto de Otimização da Despressurização dos Turbocompressores das Estações de Compressão, o qual resultou em uma emissão evitada de cerca de 1.500 toneladas de metano (2015); instalação de válvulas manuais em duas Estações de Compressão da TBG visando reduzir o volume de metano ventado nas manutenções, diminuindo em 80% a liberação do citado gás nas manutenções (2018); no ano passado, o estabelecimento do Plano de Redução de Gases de Efeito Estufa da TBG, o qual prevê diversas ações

@Usina de Biometano da Bioköhler, Toledo-PR

para descarbonização, considerando ciclos de implementação dos projetos de redução no curto, médio e longo prazos com o objetivo de atingir a neutralidade de carbono em 2050.

A TBG já apresentou à ANP um modelo

Tecnologias de monitoramento: do PIG ao gêmeo digital

A segurança e a confiabilidade dessa malha de gasodutos integrada dependem de um conjunto cada vez mais sofisticado de tecnologias de monitoramento, que vêm evoluindo da inspeção visual e de ferramentas convencionais para sistemas digitais integrados com inteligência artificial e análise preditiva. Se a rotina de integridade dos dutos era centrada em inspeções internas periódicas e acompanhamento de pressão e vazão, hoje as transportadoras e operadoras de dutos já combinam diferentes camadas de detecção, correlação de dados e resposta rápida a incidentes.

A primeira linha de defesa continua sendo a instrumentação de campo, clássica, integrada a sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Esses centros de controle recebem em tempo real dados de pressão, temperatura, vazão e composição, permitindo que operadores percebam anomalias e ajustem válvulas de bloqueio ou acionem contingências. Nos últimos anos, a ANP passou a exigir

para viabilizar a injeção de biometano nos seus dutos por meio de contratos com os produtores de biometano ou qualquer empresa apta a comercializar o biometano pela ANP. Falta apenas a aprovação da Agência.

que as empresas demonstrem maior rastreabilidade e planos de resposta vinculados a esses sistemas.

O segundo eixo é a inspeção interna com ferramentas inteligentes conhecidas como PIGs (Pipeline Inspection Gauges),

@TCEnergy

dispositivos que percorrem o interior do duto coletando dados por tecnologias como MFL (magnetic flux leakage), ultrassom phased array ou caliper. Com elas, é possível identificar corrosão interna e externa, trincas por fadiga, ovalização, deslocamentos estruturais e outros. O uso de PIGs de alta resolução tornou-se prática corrente porque falhas detectadas precocemente evitam acidentes de maior escala. Relatórios de investigação de incidentes destacam a corrosão interna como uma das causas mais recorrentes de vazamentos, o que reforça a relevância dessa tecnologia. E há uma terceira camada que envolve

tecnologias de detecção distribuída que vem crescendo com a adoção de fibras ópticas instaladas ao longo da faixa de dutos, capazes de captar vibrações mínimas do solo (Distributed Acoustic Sensing – DAS) e variações de temperatura (Distributed Temperature Sensing – DTS). Essas ferramentas permitem perceber, em tempo real, atividades suspeitas como escavações não autorizadas ou microvazamentos que não geram queda imediata de pressão. A TAG e a NTS vêm testando essas soluções em trechos críticos próximos a áreas urbanas, onde a ação de terceiros é a principal ameaça.

A detecção acústica não-intrusiva, com sensores externos que captam ondas sonoras emitidas por vazamentos, também vem sendo incorporada ao dia a dia do monitoramento de dutos. Tecnologias como o “smart ball”, esfera que percorre o duto coletando ruídos transitórios e mudanças de pressão, estão em fase de aplicação piloto no Brasil, após se tornarem padrão em mercados da América do Norte e Europa. Outra frente em expansão é o uso de câmeras de imagem óptica de gás (Optical Gas Imaging – OGI), que permitem identificar plumas invisíveis de metano em tempo real. O Brasil emprega esse recurso em inspeções terrestres e offshore, integrando dados a sistemas de inventário de emissões, o que responde também à pressão internacional por transparência nas emissões de metano.

@Xylem @Flir

O passo mais recente no monitoramento dos dutos está na incorporação de digital twins (gêmeos digitais) e inteligência artificial aos programas de integridade. A Petrobras, por exemplo, desenvolve modelos de gêmeos digitais como o Lift and Flow, aplicados inicialmente a poços, mas com potencial de ser usado em malhas de escoamento. Essas plataformas criam réplicas virtuais do gasoduto, integrando dados de operação, inspeções e histórico de manutenção. Com isso, algoritmos de machine learning projetam cenários de falha, recomendam intervenções preventivas e otimizam cronogramas de parada. Relatórios técnicos da DNV e da EPE apontam que essa combinação pode reduzir em até 30% os custos de manutenção ao longo do ciclo de vida e, principalmente, reduzir a frequência de incidentes graves.

Do ponto de vista regulatório, o avanço tecnológico também desafia a normatização e a ANP exige que transportadoras adotem Programas de Gerenciamento de Integridade (PGI), mas ainda não especifica padrões mínimos

para tecnologias emergentes como fibra óptica ou gêmeos digitais. Consultores do setor sugerem que o Brasil siga a tendência da PHMSA, agência reguladora dos Estados Unidos, que desde a “Gas Mega Rule” de 2019 passou a exigir inspeções periódicas em toda a malha e não apenas em áreas de alta incidência (High Consequence Areas), estimulando a adoção de sensores e algoritmos de detecção.

Esse conjunto de ferramentas aponta para a transição de um modelo reativo, baseado em inspeções espaçadas e ações corretivas, para um modelo preditivo, onde o gasoduto fala em tempo real, informando riscos e antecipando falhas. A implementação em larga escala de novas tecnologias ainda enfrenta barreiras de custo, interoperabilidade e treinamento de pessoal, mas empresas e órgãos reguladores convergem em um ponto: sem esse salto tecnológico, será impossível garantir que a malha brasileira, já extensa e em crescimento, opere de forma segura, sustentável e alinhada às exigências ambientais e de mercado.

Malha em expansão: novos projetos de gás e o avanço do biogás estão redesenhando o sistema

ACESSE AQUI

Nos últimos meses o debate sobre a infraestrutura de transporte de gás no Brasil ganhou intensidade: estudos e movimentações operacionais mostram que o país tenta conciliar expansão da malha de gasodutos, segurança de abastecimento e a incorporação de fontes renováveis como o biogás e o biometano. Ao mesmo tempo, desafios regulatórios e financeiros persistem, condicionando o ritmo das obras e dos investimentos.

Com o arcabouço regulatório vigente, a ANP precisa autorizar a construção de cada gasoduto. Os critérios que precisam ser seguidos se encontram na Resolução ANP nº 52/2015. A ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis divulga boletins de produção que mantêm o gás natural como componente essencial do

mix energético brasileiro e os números mais recentes reforçam a importância de um sistema de transporte robusto para entregar esse insumo às indústrias e térmicas que dele dependem.

As Autorizações de Construção são publicadas no Diário Oficial da União e podem ser consultadas no Sistema de Legislação da ANP.

A EPE - Empresa de Pesquisa Energética e as transportadoras vêm apresentando programas e projeções que apontam para dezenas de intervenções na malha atual de dutos. A EPE estimou recentemente a necessidade de novas ligações incluindo propostas que visam interiorizar o gás para regiões ainda pouco atendidas — o que passa pela construção de gasodutos, loops e estações de compressão. Essa agenda precisa que se reduzam gargalos e exige

alinhamento regulatório e garantias de demanda para atrair investidores.

Os grandes operadores já avançam nessa expansão e a autorização formal para operar interconexões entre malhas — como a parceria entre TAG e NTS no Rio de Janeiro — permite maior flexibilidade logística ao sistema e sinaliza uma tendência de integração entre redes que historicamente operavam com limitações técnicas e comerciais. Essas interconexões podem reduzir custos de despacho e melhorar a segurança de abastecimento em picos.

Em julho de 2025 as principais transportadoras que operam a malha de gasodutos brasileira — NTS, TAG e TBG, reunidas pela Associação ATGás — apresentaram à ANP um Primeiro Plano Coordenado de Desenvolvimento do Sistema de Transporte de Gás Natural que reúne, na sua versão pública, aproximadamente 30 projetos (entre gasodutos, loops, estações de compressão e pontos de recebimento de biometano) e um investimento estimado em R$ 37 bilhões ao longo da próxima década, misturando intervenções de grande escala (duplicações e grandes estações de compressão) com medidas menores e moduláveis, pensadas para garantir suprimento, interiorizar oferta e conectar novas fontes como campos do Pré-Sal e terminais/GNL.

O documento-base funciona como diagnóstico e proposta: identifica

gargalos de escoamento, simula cenários de queda de oferta externa (como uma redução do gás boliviano) e aponta investimentos necessários em interconexões, reforços e pontos de recepção de moléculas renováveis (biometano). O Plano tem papel técnico e político porque pode servir de insumo para próximos Planos Nacionais Integrados de Infraestruturas de Gás Natural da EPE, e porque sua aprovação condicionará chamadas públicas, chamadas incrementais e projetos que dependem de contratação de capacidade.

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A proposta agrupa os projetos em cinco eixos:

• Eixo — Garantia de suprimento (prioridade na segurança do escoamento) R$ 10,2 bilhões

1. Corredor Pré-Sal Sul — NTS: quatro estações de compressão e duplicação de ~300 km (faseada para mitigar impacto tarifário).

2. Nova Ecomp Japeri (RJ) — NTS: estação de compressão (capacidade alvo ~25 MMm³/d), primeira fase do Corredor Pré-Sal.

3. Ampliação da ERP São José dos Campos (SP) — NTS: aumento de capacidade da estação redutora para o RMSP.

4. Expansão do Trecho Sul do Gasbol (Siderópolis–Canoas) — TBG: duas novas ecomps e duplicação de ~90 km (oferta adicional estimada ~0,9 MMm³/d).

5. Nova Ecomp Gaspar (SC) — TBG: estação para remanejamento de capacidade Araucária-Biguaçu.

6. Reclassificação TRBA (Terminal de Regaseificação da Bahia) — TAG: proposta de reclassificar trecho ligado ao terminal como gasoduto de transporte para aumentar flexibilidade.

7. Ramal Pilar e PS Marechal Deodoro II (AL) — TAG: novo ramal e ponto de saída interligando produção local e distribuição.

• Eixo — Diversificação de fontes de suprimento - R$ 982 milhões

8. SEAP (Sergipe) — TAG: ponto de conexão para receber produção do projeto Sergipe Águas Profundas.

9. Raia (RJ) — NTS: Ponto de Recebimento em Macaé para injeção do campo operado pela Equinor (capacidade anunciada até 16 MMm³/d). 10. Conexão Terminal Sergipe — TAG: ponto de recebimento/entrega e gasoduto ~25 km ligando terminal de regaseificação de Barra dos Coqueiros. (obra já em curso quando o plano foi preparado).

• Eixo — Integração de áreas de mercado (remover ilhas e aumentar liquidez) R$ 2,38 bilhões

11. Interligação Gascar x Gaspaj — NTS: conectar o Gaspaj (trecho isolado) ao resto da malha.

12. Nova Ecomp Macaé (RJ) — NTS: reduzir dependência operacional entre NTS e TAG (independência da interconexão).

13. Nova Ecomp Itajuípe (BA) — TAG: aumentar transferência Rio–Nordeste (de 9,4 para 12,4 MMm³/d).

matéria de capa

14. Nova Ecomp Cabo (PE) — TAG: ligada ao Projeto Veredas para aumentar capacidade no Nordeste.

• Eixo — Atendimento a novos mercados (interiorização, polos industriais) R$ 23,7 bilhões

15. Gasoduto Iacanga (SP) – Uberaba (MG) — TBG: ~300 km para atender Triângulo Mineiro (potencial ~6 MMm³/d, avaliação EPE). 16. Gasoduto Bragança Paulista (SP) –Extrema (MG) — NTS: ~30 km para atender parque industrial de Extrema.

17. Gasinf (RJ) — NTS: Gasoduto de Integração Norte Fluminense (~105 km), bidirecional, ligação Porto do Açu à NTS (capacidade inicial ~12 MMm³/d).

18. Gasog (RJ) — TAG: ramal bidirecional (~45 km) para conectar Porto do Açu à TAG, atender termelétricas/indústrias.

19. Ponto de Entrega GNC Japeri (RJ) — NTS: PE para gás natural comprimido (GNC), até 300 mil m³/dia (pedido da Urca Gás).

20. Gasoduto TBG — Curiúva (PR) — TBG: ~140 km para norte do Paraná (potencial ~0,5 MMm³/d).

21. Novo Ponto de Saída Itagibá (BA) — TAG: atender demanda de mineradoras em Brumado (cerca de 0,7 MMm³/d).

22. Expansão Gasfor — TAG: loop ~300 km (ligado ao Projeto Veredas), expansão condicionada a chamadas públicas.

23. Expansão Nordestão — TAG: loop ~450 km (ligado ao Projeto Veredas), condicionado a interesse de mercado.

24. Ampliação Ecomp Aracati (CE) — TAG: incremento de capacidade no Nordeste (Veredas).

25. Ampliação Ecomp Macaíba (RN) — TAG: ampliar compressão no RN (Veredas).

26. Ampliação Ecomp Santa Rita (PE) — TAG: mais compressão em Pernambuco (Veredas).

27. Ampliação Ecomp Pilar (AL) — TAG: reforço no trecho alagoano (Veredas).

28. Rota do Bode — TAG: gasoduto interior ligando Sergipe ao Ceará (alternativa ao Veredas; interiorização para Petrolina, Juazeiro do Norte). 29. Novo Ponto de Saída Buriti (AM) — TAG: atender UTE Manaus I e dar flexibilidade à Cigás.

• Eixo — Transição energética / Biometano (conexões para moléculas renováveis) R$ 7 milhões

30. PR Japeri (RJ) — NTS: Ponto de Recebimento para injetar até 120 mil m³/dia de biometano (pedido Urca Gás).

31. PR Valparaíso (SP) — TBG: Ponto de Recebimento para até 200 mil m³/dia de biometano (usinas de açúcar/etanol).

Observe-se que os projetos têm graus de maturidade distintos. Alguns — como Ecomp Japeri (NTS) e ampliações de Ecomps no Gasbol (TBG) — são apontados como relativamente mais maduros pelas próprias transportadoras e pela Petrobras, por tratarem de gargalos críticos para o escoamento do Pré-Sal; outros estão em fase conceitual e dependem de chamadas públicas incrementais para confirmar demanda e financiamento. A ANP enfatiza que muitos projetos “ainda não serão necessariamente incorporados” ao Plano Nacional Integrado da EPE — a aprovação na ANP e avaliação de viabilidade comercial e ambiental são passos obrigatórios. A proposta entrou

Regulação e classificação

No campo regulatório, a ANP tem conduzido consultas e revisões que podem redefinir regras de tarifas e a própria classificação de gasodutos — fatores centrais para determinar quem paga o quê e como se estruturam contratos de transporte. O assunto é sensível porque a clareza regulatória é frequentemente apontada como condição necessária para maior competitividade e atração de capital. A ANP regula a construção e operação dos gasodutos de transporte, a classificação e o acesso por terceiros.

em consulta pública na ANP (CP nº 3/2025) e teve dilatação do prazo.

Se implementados nos moldes propostos, os projetos reforçam três vetores: (i) segurança de suprimento para compensar a queda esperada do gás boliviano; (ii) interiorização de consumo (Triângulo Mineiro, Porto do Açu, polos industriais); e (iii) integração de moléculas renováveis com pontos de recepção para biometano — instrumentos considerados estratégicos pela EPE e por operadores para dar escala à produção renovável. O desdobramento prático depende, porém, de sinais de mercado (contratos de longo prazo, chamadas públicas) e de decisões sobre metodologia tarifária.

@Reprodução

A Resolução ANP nº 52/2015 disciplina autorizações, enquanto a Resolução nº 35/2012 garante o uso não discriminatório por transportadoras. No nível ambiental, o Ibama é responsável pelo licenciamento de dutos interestaduais e offshore. Para offshore, a regulação cruza competências: a ANP supervisiona a operação e segurança, enquanto o Ibama avalia impactos e condicionantes ambientais, em diálogo com a Marinha e outros órgãos.

O que tem sido o foco e preocupação do setor, no entanto, têm sido as discussões sobre o que é um gasoduto de transporte e sob responsabilidade de quem ele está.

Rogério Manso, presidente da ATGás, falou na Câmara do Deputados sobre o setor na audiência sobre classificação de gasodutos. E lembrou que, do ponto de vista de investimento, o setor está no momento de retomada de investimentos. “Foram feitos investimentos de mais de 30 bilhões há cerca de 20 anos, que disponibilizaram gás, que deram capacidade, como foi colocado aqui, da rede de distribuição se expandir e os novos investimentos distribuídos por todo o país garantem integração, confiabilidade no sistema, diversificação e atendimento a novos mercados (...)”

Patrícia Baran, da superintendência de infraestrutura e movimentação da ANP, expôs as motivações da ANP para estabelecer a nova classificação em audiência do legislativo.

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A ANP também realizou uma primeira audiência pública sobre minuta de resolução que estabelecerá os critérios para caracterização de gasodutos de transporte; a medida contribuirá para a harmonização regulatória em relação ao tema e trará mais segurança jurídica às atividades de transporte de gás natural.

O Diretor-Geral em exercício, Bruno Caselli, lembrou a prerrogativa legal para que a ANP promova a regulação do setor.

“Sabemos que há uma divisão constitucional sobre o que é responsabilidade da União e dos estados. Então é essencial alinhar as regulações federais e estaduais, evitando conflitos de competência, assegurando que as regras sejam compreendidas e aplicadas de maneira uniforme em todo o país. Nosso propósito é construir de forma colaborativa uma definição técnica e regulatória de gasodutos de transporte que fortaleça o ambiente de negócios, assegure previsibilidade aos agentes e, acima de tudo, atenda ao interesse público e à previsão legal”, esclareceu.

A ação da ANP visa regulamentar o disposto no inciso VI do caput do art. 7º da Lei nº 14.134 (Lei do Gás), de 2021, regulamentada pelo Decreto nº 10.712, de 2021. A Lei do Gás estabeleceu que compete à ANP definir os critérios para caracterização de gasodutos de transporte, com base nas características técnicas de diâmetro, pressão e extensão.

A minuta de resolução em debate prevê que os agentes da indústria do gás natural deverão considerar os critérios quando propuserem modificação ou ampliação nas infraestruturas de transporte de gás natural existentes, bem como quando realizarem estudo/planejamento ou proposição de construção de novos gasodutos no Brasil.

Ao longo do processo de construção da minuta de resolução, a ANP promoveu um workshop com os agentes interessados, no qual foram recebidas diversas contribuições e propostas de critérios para caracterização desse tipo de gasoduto, bem como fomentou o debate técnico em torno do tema que faz parte da Agenda regulatória da ANP.

A Agência realizou ainda uma Análise de Impacto Regulatório (AIR), que identificou a necessidade de definir, por meio de processo regulatório, a elaboração de instrumento normativo definindo os critérios técnicos para caracterização de gasodutos de transporte. O objetivo é cumprir a atribuição legal, eliminando uma lacuna regulatória que prejudica a aplicação do dispositivo da lei, e, assim, assegurar maior previsibilidade ao mercado.

A minuta passou por consulta pública de 55 dias, durante a qual foram recebidas mais de 500 contribuições.

ANP realizou ainda uma segunda sessão da audiência pública relativa à minuta de resolução que estabelecerá

os critérios para caracterização de gasodutos de transporte. Isso foi necessário devido ao grande número de inscritos para realizarem apresentações.

As sugestões recebidas na consulta e nas sessões da audiência serão avaliadas

ASSISTA AO VÍDEO COMPLETO

Na segunda audiência pública, a Congas por exemplo, pontuou que a proposta da ANP em discussão afeta diretamente a segurança jurídica, o equilíbrio federativo e a previsibilidade necessária aos investimentos no setor de gás natural (...) para iniciar, chamou a atenção para a inconstitucionalidade do inciso 6º do artigo 7º e da regulação proposta: a Constituição Federal, em seu artigo 25, parágrafo 2º, é expressa ao determinar que os serviços locais de gás canalizado são de titularidade dos estados, vedada a interferência normativa da União em Serviços Públicos estaduais. Já a União, conforme o artigo 177, inciso 4, compete regular apenas o transporte interestadual e internacional de gás natural, de

pela área técnica, para alteração ou não da minuta original proposta. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da Diretoria Colegiada da Agência, antes de sua publicação.

natureza econômica e não de serviço público. Diante dessa delimitação de competência, é evidente a necessidade de suspensão do andamento da consulta pública. A NP não pode, com base no referido dispositivo legal, ampliar as competências da União em detrimento da competência do Estado. E é isso que a regulação proposta pretende fazer indevidamente (...).

A Abegás pontuou especificamente que a União tem uma competência restrita para legislar sobre qualquer coisa, ignorando os outros dispositivos constitucionais. “E talvez se tivéssemos uma análise de impacto regulatória que de fato obedecesse a lei dela, que indica suas diretrizes, essa avaliação de invasão

@Reprodução

de competência já ficaria clara. Mas a AIR atual colocada na consulta pública optou por ignorar completamente o elo que efetivamente constrói gasodutos nesse país. É igualmente surpreendente que numa discussão como essa aqui se levante outra tese, a da liquidez de mercado. O mesmo mercado que conhece a inflexibilidade de contratos de transporte agora defende que esse é o elo, é o ápice da liberdade econômica. Então isso para mim é incompreensível. Quero lembrar aqui que a existência de um Mercado Livre atual, deve-se sim a um trabalho intenso de agências estaduais que criam seus marcos para garantir a liberdade da compra de forma conjunta com a continuidade e com a segurança dos serviços que são prestados. E cabe também uma ressalva aqui diante de tudo que eu tenho escutado, antes que criem novas teses... o atendimento aos usuários é efetuado pelas distribuidoras. Isso não se alterará diante do que pudemos acompanhar em algumas apresentações aqui(...)”

Para a Petrobras “A proposta da ANP visa regulamentar o inciso VI do Art. 7 da Lei 14.134/2021, considerando também as determinações do Art. 8 do Decreto 10.712/2021. Nesse sentido, a proposta tende a evitar que interesses locais estabelecidos no âmbito dos Estados se sobreponham aos interesses gerais, preservando a competência federal para autorização e regulação de gasodutos. Com isso, a nova norma proposta

pela ANP traz mais segurança jurídica e regulatória aos empreendedores, possibilitando a atração de investimentos seja no âmbito Estadual ou Federal, incluindo o biometano. Com relação a projetos existentes, qualquer eventual mudança de classificação de gasodutos existentes, de distribuição para transporte, por exemplo, deve ser realizada em caráter excepcional e precedida de avaliação técnica robusta. O potencial efeito de reclassificações em grandes trechos seria uma eventual majoração da extensão da malha de gasodutos de transporte, impactando carregadores e consumidores com aumento da base regulatória de ativos e, consequentemente, das tarifas.”

@Reprodução

ACESSE AQUI

Portal do Gás

As transportadoras de gás natural NTS - Nova Transportadora do Sudeste, TAGTransportadora Associada de Gás e TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil criaram uma nova versão da PEG - Plataforma Eletrônica de Gás para compra e venda da molécula. A ferramenta está integrada ao POCPortal de Oferta de Capacidade, um marketplace para contratação de capacidade nos gasodutos.

A PEG nasceu em 2023 voltada para registro das ofertas e demandas das transportadoras — a compra e venda do gás, em si, se dava fora do ambiente da plataforma. Agora, ela evoluiu para um sistema que permite todo o processo de compra e venda. Dentro da plataforma serão apresentadas as propostas comerciais, com preços, quantidades e formas de entrega e/ou retirada, por

meio de processos concorrenciais das transportadoras. Também por ela é possível a comercialização de gás entre agentes, sem que a transportadora seja, necessariamente, a contraparte.

As transportadoras se ampararam no decreto 12.153/2024, que as autoriza a desenvolver uma plataforma de negociação, balanceamento e comercialização de gás natural durante o período de transição, até que sejam concluídas as ações regulatórias para atingimento da liquidez do mercado. Até então, pela regulação, as transportadoras tinham permissão para compra e venda de gás apenas nas quantidades necessárias para seus fins operacionais: Gás de Uso do Sistema (GUS), balanceamento e linepack (formação e manutenção do empacotamento necessário para a prestação do serviço).

@MME/Tauan Alencar

Durante evento em São Paulo, Pedro Di Marco (TAG), Washingtong Souza (NTS) e Nicolau Branco (TBG) contaram como foi o desenvolvimento desse sistema integrado (Portal do Gás) que incluiu a padronização da troca de informação de dados operacionais entre as três transportadoras. Porque para cada tipo de cliente externo, seja para a ANP, seja para um carregador, seja para um cliente, os dados tinham características próprio. E dados operacionais já eram trocados entre os players desse mercado - porque a malha é uma só, interligada. A equipe encontrou uma ferramenta que unifica todas as linguagens numa nuvem, e conta com Machine Learning e Inteligência Artificial para facilitar o trabalho. E é um ambiente que vai se atualizando ao

longo do tempo, mantendo o sistema de gás seguro e eficiente.

O atual cenário mostra uma malha em transição, com o gás natural seguindo como essencial à matriz e como combustível de transição. Sua infraestrutura precisa crescer mais rápido para atender aos consumidores, integrar biometano e preparar espaço para o hidrogênio. As transportadoras projetam investimentos bilionários, enquanto a ANP e a EPE ajustam normas e planos. O desafio é garantir que nomenclaturas, licenciamento ambiental, regulação tarifária e financiamento não se tornem barreiras que promovam uma transição incompleta, marcada por gargalos e oportunidades perdidas.

NO MAR

Representação das várias camadas que compõem um tubo flexível

O mercado mundial de dutos offshore continua em movimento, com projetos de manutenção, expansão de redes existentes e contratos estratégicos para atender a demanda por gás natural liquefeito (LNG) e o escoamento de produção. Em 2025 várias campanhas de instalação estão em curso, combinando tecnologias tradicionais de linha rígida (S-lay/J-lay) com soluções flexíveis e risers especialmente projetados para águas ultraprofundas — reflexo de um portfólio que congrega campos maduros que exige reconexões e descobertas em zonas Pré-Sal e deepwater que demandam soluções customizadas.

Do ponto de vista de mercado, análises setoriais apontam para um crescimento constante do segmento de infraestrutura de dutos offshore até meados da década de 2030, com o mercado atraindo investimentos significativos tanto em oleodutos quanto, e sobretudo, em gasodutos e sistemas que conectam campos a terminais de processamento e exportação de LNG. Relatórios de mercado indicam projeções de crescimento anual impulsionado pela necessidade de transporte eficiente de gás e pela retroalimentação entre atividades de exploração e contratos de engenharia e montagem. A

@BakerHughes

Future Market Insights compila essas tendências, destacando oportunidades em reparos/retrofits, recuperação de encaixes (tie-ins) e na demanda por tubos flexíveis e risers que atendam requisitos ambientais e de redução de emissões nas operações offshore.

Em um mapa global de infraestrutura é possível perceber a distribuição desigual das redes: concentrações densas no Mar do Norte, Golfo do México e em áreas costeiras do Sudeste

Asiático, enquanto o Atlântico Sul e a costa brasileira têm visto um aumento de atividade concentrada nas bacias de Campos e Santos devido ao Pré-Sal. O Global Energy Monitor mantém trackers e mapas interativos que confirmam que, embora a malha global seja extensa, a dinâmica de investimentos e novos laydowns segue trajetória regionalizada. No caso brasileiro, o protagonismo tem sido o Pré-Sal: campos como Búzios, Libra, Berbigão, Sépia e outros vêm sendo conectados por uma combinação de dutos rígidos e sistemas flexíveis com risers e flowlines que acomodam condições de ultra-profundidade. A Petrobras e sua controlada Transpetro ainda seguem como atores centrais na infraestrutura de transporte. Em outubro

de 2024, a Baker Hughes anunciou acordos para fornecer cerca de 77 km de sistemas de tubos flexíveis destinados a campos do Pré-Sal, com entregas programadas a partir de 2026 — um exemplo concreto de como supply chain e operadoras no Brasil estão articulando novas campanhas de pipelay e logística associada.

Os desafios locais são múltiplos: a complexidade técnica de operar em ultra-profundidade, a necessidade de reduzir pegada de carbono nas operações (o que tem levado a optar por fluxos com menor intensidade de carbono e por equipamentos que reduzam emissões), e questões regulatórias e de concorrência no acesso às infraestruturas de transporte. No Brasil há também um debate público e institucional sobre o custo de acesso a gasodutos e terminais — tema que afeta a competitividade do gás nacional frente a alternativas importadas e que tem sido objeto de articulações entre governo, reguladores e operadores do setor. Essas variáveis moldam decisões de investimento em pipelines e em soluções de engenharia.

Em termos tecnológicos, o mix de

@Future Market Insights

@BakerHughes

soluções empregado nos projetos atuais combina: tubulações rígidas enterradas ou apoiadas (S-lay/J-lay), risers flexíveis para ligações dinâmicas, linhas umbilicais para controle e injeção, e técnicas de instalação que minimizam impacto ambiental e risco operacional (como lay support vessels com posicionamento dinâmico e métodos de ancoragem e enterramento que reduzem exposição a riscos externos). No Brasil, a contratação de tubos flexíveis e o emprego de pipelay vessels de última geração são respostas técnicas às exigências do Pré-Sal — profundidades extremas e necessidade de condutas com performance hidráulica e resistência mecânica elevadas.

O panorama para os próximos anos indica continuidade de investimentos, com tendências favoráveis para projetos de gasodutos offshore à medida que a demanda por gás natural e por

soluções de LNG cresce globalmente — e com o Brasil buscando articular sua infraestrutura para aumentar o escoamento e reduzir gargalos.

O Global Oil Infrastructure Tracker (GOIT) é um recurso de informação sobre projetos de dutos para transporte de petróleo bruto e líquidos de gás natural (NGL) e seu desenvolvimento. Atualmente, o GOIT inclui todos os oleodutos globais para transporte de petróleo bruto e LGN, independentemente do status, embora a disponibilidade dessa infraestrutura varie entre países e regiões, e alguns sejam pesquisados de forma mais completa do que outros. Um mapa interativo mostra as rotas dos oleodutos, e tabelas permitem que os usuários acessem dados adicionais sobre cada projeto. A divulgação mais recente desses dados foi em março de 2025.

ACESSE O MAPA

Repensando o futuro: um novo modelo operacional para o sucesso da distribuidora de gás

por: Alessandro Agosta – Sócio sênior no escritório de Milão da McKinsey; Humayun Tai – Sócio sênior no escritório de Nova York; Beatriz Enrico – Sócia associada no escritório de Milão

O artigo Repensando o futuro: um novo modelo operacional para o sucesso da distribuidora de gás da McKinsey discute os desafios e oportunidades enfrentados pelos operadores de sistemas de distribuição de gás (OSDs) diante da transição energética. Esses atores, historicamente essenciais para o desenvolvimento econômico, precisam agora equilibrar resiliência, acessibilidade, competitividade e segurança do fornecimento em meio a pressões internas — como redes envelhecidas, maior demanda por digitalização e variação no perfil de consumo — e externas, incluindo exigências regulatórias mais

rigorosas, expectativas digitais dos clientes e integração com outros setores de infraestrutura.

A McKinsey propõe quatro pilares para um novo modelo operacional e sua análise sugere que a adoção desse modelo pode gerar ganhos de até 30% na eficiência dos custos operacionais,

posicionando as distribuidoras como protagonistas da transição energética global.

Com base em insights do trabalho da McKinsey com empresas do setor, os executivos analisam as forças que estão remodelando o setor e como os DSOs podem atualizar sua abordagem

operacional em resposta.

Entre as pressões que estão afetando as operações dos DSOs, estão a evolução tecnológica da rede; a variação na densidade e no formato da rede devido a mudança de hábitos dos consumidores, podendo levar a desafios financeiros, à necessidade de reformulação da rede e otimização

da infraestrutura; envelhecimento progressivo da rede; tensão entre convergência e interferência das concessionáriasoperações sobrepostas e infraestrutura compartilhada gerando maior complexidade na gestão da infraestrutura; preferência do cliente por canais digitais; requisitos regulatórios mais

rigorosos.

No artigo, os executivos da McKinsey pontuam que as OSDs enfrentam um ambiente operacional complexo com desafios crescentes, mas elas podem se manter competitivas repensando seu modelo operacional atual em torno de quatro pilares principais: (1) uma máquina de capex rápida e eficaz, baseada

em digitalização e uso de IA para dar visibilidade em tempo real e reduzir custos e atrasos em obras; (2) uma rede digital, resiliente e sustentável, com sensores, automação e tecnologias de detecção avançada de vazamentos, capaz de gerar eficiência e reduzir emissões; (3) operações eficientes e centradas no cliente, apoiadas em modelos ágeis, requalificação da força de trabalho, IA generativa para processos e agendamento inteligente de equipes; e (4) crescimento multidimensional, com diversificação em serviços adjacentes, como eficiência energética, dispositivos inteligentes e até distribuição de água. Recentemente, a McKinsey auxiliou uma importante OSD do sul da Europa a aumentar sua entrega de investimentos dentro do prazo e do orçamento por meio de um console de investimentos. Isso teve um impacto significativo na OSD, incluindo uma aceleração de 10% a 20% no cronograma do projeto, a partir da visibilidade total do status

do projeto, eficiência de 5% a 10% no orçamento de capital devido à maior colaboração e à tomada de decisões baseada em dados, e melhor gestão de riscos.

A maioria das OSDs ainda se baseia em um modelo operacional de gestão de despesas de capital projetado para planejamento e implantação de longo prazo. Essa abordagem normalmente opera em um ciclo de planejamento de dez anos, é atualizada anualmente e não leva em conta o contexto de mercado em rápida mudança nem os dados de campo em tempo real disponíveis no ambiente atual. Esse modelo tradicional funcionou bem no passado, quando a infraestrutura de rede era relativamente nova, um único tipo de vetor de energia era utilizado e a construção e a manutenção eram relativamente simples.

Com o apoio da McKinsey, vários operadores de sistemas de distribuição (DSOs) europeus desenvolveram e licenciaram uma solução de software baseada em

IA para supervisão remota de ponta a ponta em locais de trabalho.

Adotando tecnologia avançada de detecção de vazamentos

O artigo ainda discorre sobre tecnologias avançadas de detecção de vazamentos com digitalização e automatização das operações de rede e reflete sobre as possibilidades de crescimento multidimensionalatualmente, a maioria das OSDs se concentra na otimização da distribuição de gás em suas redes, o que pode impedi-las de acessar outras oportunidades. Os executivos mostram que as principais operadoras também fortalecem sua presença em mercados adjacentes, oferecendo serviços de energia, soluções de eficiência energética e dispositivos inteligentes. E eles testam perspectivas com simulação econômica para modelar uma potencial demonstração de resultados futura para uma OSD.

O artigo completo pode ser acessado neste link.

Introdução

Cibersegurança em Dutos: Uma Metodologia Revolucionária

por: Dr.Guilherme Neves – Cybersecurity Partner @ Doutornet Tecnologia | OT Cybersecurity Research, Critical Infrastructures, National Defense

A ascensão da Indústria 4.0 transformou o setor de óleo e gás, mas trouxe consigo um desafio sem precedentes: a proteção cibernética de infraestruturas críticas. Uma nova metodologia promete otimizar a análise de riscos.

A digitalização e a automação, pilares da Indústria 4.0, têm impulsionado eficiências e otimizações notáveis nas operações de dutos. Contudo, essa modernização expõe esses sistemas vitais a uma

nova e complexa paisagem de ameaças cibernéticas. Incidentes como o ataque ao Colonial Pipeline em 2021 servem como um alerta global para a vulnerabilidade inerente a essas infraestruturas e a necessidade urgente de estratégias de defesa especializadas.

Tradicionalmente, a análise de risco em ambientes industriais baseia-se em metodologias como HAZOP e PHA. Embora eficazes para riscos operacionais físicos, estas se mostram insuficientes

para abordar as nuances e a rápida evolução dos riscos cibernéticos. Frameworks genéricos de cibersegurança, por sua vez, carecem da especificidade necessária para os complexos sistemas de controle industrial (SCADA/DCS) presentes em longas redes de dutos. No contexto brasileiro, a situação é agravada por vulnerabilidades físicas e pela atuação de grupos criminosos, que exigem uma abordagem de segurança adaptada à realidade local.

A Metodologia CHAZOP Adaptada: Eficiência e Foco

Em resposta a essa lacuna, um estudo intitulado “A Methodology for Systematizing Cyber Risk Analysis in SCADADCS Systems for Pipelines” propõe uma abordagem inovadora e sistemática para a análise

de riscos cibernéticos em dutos. A metodologia é uma adaptação do CHAZOP (Cyber HAZOP), alinhada aos preceitos da norma IEC 62443, e tem como objetivo otimizar o processo de avaliação sem comprometer sua robustez.

A estrutura é composta por sete etapas sequenciais, desenhadas para agilizar e aprimorar a identificação e a mitigação de riscos:

1. Preparação: Delimita o escopo da análise,

define objetivos claros e envolve um comitê de risco multidisciplinar, que abrange desde operações e manutenção até finanças e cibersegurança.

2. Identificação de Sistemas Sob Consideração (SUC): Utiliza critérios objetivos, de fácil aplicação (“sim/ não”), para classificar sistemas críticos. Exemplos incluem sistemas que impactam a segurança operacional, a qualidade do produto ou que possuem conexões externas.

3. Desenvolvimento de Cenários de Ameaça: Adota a premissa do “pior caso”, assumindo que o sistema será comprometido. Foca

em cenários como a perda de conexão entre o sistema supervisor e os sistemas de campo, e o comprometimento direto de um ativo por ciberataque. Essa abordagem simplificada otimiza o tempo de análise.

4. Análise de Risco: Avalia os impactos potenciais em cinco domínios cruciais: segurança operacional, meio ambiente, integridade da planta, financeiro e reputacional. Para cada um, são estabelecidos critérios de severidade.

6. Cálculo de Risco: Utiliza uma matriz de risco para combinar severidade e probabilidade, determinando um valor de risco global para cada SUC. Se o risco for inaceitável, medidas adicionais de mitigação são acionadas.

7. Definição do Nível de Segurança Alvo (SL-T): Com base na análise de risco, o SL-T é definido de acordo com a norma IEC 62443, determinando o nível de proteção exigido e orientando a implementação de requisitos de segurança proporcionais ao risco.

5. Estimativa de Probabilidade de Ocorrência: A probabilidade é estimada por critérios qualitativos (e.g., “Raro”, “Quase Certo”), calibrados conforme o ciclo de vida da infraestrutura.

Ganhos Tangíveis para o Setor

A aplicação prática dessa metodologia em diversos sistemas de dutos – incluindo sistemas de gás natural, oleodutos e sistemas multiprodutos – demonstrou resultados impressionantes. Houve uma *redução média de 65% no tempo total* necessário para a análise de risco, com a etapa de análise de ameaças

e vulnerabilidades registrando uma otimização de 90%.

Além da eficiência, a metodologia provouse altamente eficaz na identificação de riscos críticos que frequentemente passavam despercebidos por abordagens mais convencionais. Isso resultou em uma *redução

de 33% no número de controles técnicos necessários* e uma *queda de 50% no tempo médio de implementação, enquanto a eficácia na redução dos níveis de risco **aumentou em 77%*. Esses ganhos representam um impacto direto na otimização de recursos e na resiliência operacional.

Hidrogênio e

transição energética:

o jogo global está aberto

por: Alexandre de Figueiredo Costa – Doutor em Engenharia Química pela COPPE/UFRJ e professor-pesquisador da PUC/ICA/RJ; José Ricardo Uchoa Cavalcanti – Professor Doutor da UFBA e pesquisador na área de energia e sustentabilidade; Sílvio Vieira de Melo – Professor Doutor da UFBA, com atuação em processos industriais e energias renováveis

Transição energética

Atualmente a matriz energética é bem diversificada, mas segue dominada fontes fósseis: Petróleo (31%), Carvão (27%) e Gás Natural (24%). Isto mostra o tamanho do desafio enfrentado para criar alternativas à estes combustíveis que terão vida longa, pelo menos até 2050, com a matriz energética fortemente baseada neles.

O hidrogênio (H2) como fonte energética, ainda é pouco relevante. Considerando a disponibilidade em massa, o hidrogênio precisaria crescer quase 50 vezes para atender a demanda atual de energia (Figura 1).

Seria um imenso esforço de investimento. A Figura 1 apresenta cenários de produção em milhões de toneladas por ano (Mt/a) e bilhões de dólares por ano (biUSD/a). Por outro lado, o valor do suprimento da energia com tal quantidade de H2 seria muito similar ao valor

virtualmente despendido com petróleo.

Dentre as opções, a biomassa é uma forma de energia renovável já utilizada pelo ser humano desde os tempos da préhistória e representa 6 % do total da energia atualmente consumida no mundo. As renováveis,

como solar e eólica estão em alta, são uma realidade em muitos países e, no futuro, afetarão positivamente a competitividade dos

Foco no Hidrogênio

Neste cenário desafiador, o hidrogênio desponta como uma alternativa de armazenamento e transporte de energia para mitigar o problema do aquecimento global. O consumo de H2 no mundo, segundo a IEA, soma 95 milhões de toneladas/ano (2022), amplamente produzido via reforma a vapor, um processo que converte gás natural (GN) ou nafta em hidrogênio. As principais aplicações para o H2 são para produção de amônia (50%) e metanol (10%), refino de petróleo (30%) e outros 10% para eletrônica, energia, alimentos, metalurgia e farmacêutica. No Brasil, a Petrobras produz cerca de 500 mil toneladas por ano. Produzido a partir de gás natural, o hidrogênio tem um preço no mercado entre 1500-2000 USD/t, já o H2 produzido via eletrólise varia entre

países que dominarem toda a cadeia de produção. Para atingirmos um o cenário de 1,5oC de aquecimento um investimento crucial

será em conservação e eficiência energética, estes segmentos, entre 2024 e 2030, deverão receber 33% do investimento na transição energética.

2000-5000 USD/t, sendo a eletricidade utilizada para a conversão o seu maior custo.

A atual forma de produção de hidrogênio, com fontes fósseis, se caracteriza por ser um processo industrial com altas emissões de gases de efeito estufa (GEE), com uma intensidade de carbono variando tipicamente entre 12 kg de CO2 por kg de H2, na reforma do gás natural, e 20 kg de CO2 por kg de H2, na gaseificação do carvão. Por outro lado, existem rotas alternativas e de baixa emissão para produção de H2. O Marco Legal (Lei 14.948/24) criou ferramentas para agilizar a implementação deste mercado de H2 de baixo carbono.

A Economia do Hidrogênio pode se tornar um pilar fundamental da descarbonização para a indústria, principalmente em setores que enfrentam

grandes desafios para reduzir emissões de GEE, como as indústrias de cimento, aço e química, em aplicações conhecidas como “hard to abate”. Nestes casos, a maioria das tecnologias que podem contribuir ainda está nascente, porém passos importantes estão sendo dados. O primeiro projeto piloto do mundo para a produção de aço livre de carbono usando H2 de baixo carbono começou a operação na Suécia, em 2020. Adicionalmente, vários projetos estão em gestação e espera-se que se tornem operacionais durante os próximos anos. Projetos de demonstração para o uso de H2 em aplicações industriais, como cimento, cerâmica ou vidro também estão em desenvolvimento.

Na Europa os investimentos podem atingir €$ 470 bilhões até 2050, mas colocar o setor de hidrogênio avançando

para contribuir de forma definitiva para atingirmos emissões líquidas zero até 2050 requer US$ 1200 bilhões de investimento

O jogo ainda está aberto

Enquanto alguns veem na transição uma oportunidade de reinvenção industrial e inovação tecnológica, outros a encaram como um risco à sua hegemonia energética e geopolítica.

Os atores que participam na caminhada rumo à transição energética podem ser agrupados de acordo com suas funções e intenções estratégicas (Figura 2). Essa divisão distingue dois grandes grupos: os pensadores, que formulam diagnósticos, cenários e recomendações; e os agentes, que executam

no fornecimento e uso de H2 com baixo teor de carbono até 2030. Segundo recente estudo da CNI (2023) os países com mais

projetos para produção de H2 são Alemanha, Estados Unidos e Austrália, mostrando a diversidade dessas iniciativas.

ações, formulam políticas ou operam no mercado. Além disso, esses grupos se subdividem entre os que buscam acelerar a mudança rumo às energias renováveis e os que atuam para manter a resiliência e a relevância do setor de óleo e gás. Essa organização revela os diferentes interesses, lógicas e posicionamentos político-econômicos que moldam o ritmo e o rumo da transição.

O Brasil tem um papel de destaque na geração de energias renováveis principalmente com as suas hidrelétricas e

o álcool combustível, porém estamos atrás no desenvolvimento das renováveis mais modernas. Na produção de hidrogênio, o Brasil tem uma produção convencional relevante e algumas iniciativas, como a de Pecém (CE), prevendo em uma primeira etapa a produção de 500 toneladas por dia de hidrogênio verde. A existência de H2 em reservas naturais, hidrogênio branco, também é uma oportunidade que o Brasil tem investigado, sendo um exemplo a descoberta pela Engie na Bacia do São

Francisco.

Algumas empresas e organizações estão claramente alinhadas com os seus governos nacionais como no caso da Equinor, com a Noruega, e a Saudi Aramco, com a Arábia Saudita. Outras possuem uma atuação

mais independente.

Alguns dos principais vetores desta transformação são o carro elétrico e a nova figura do consumidor/ gerador. Uma outra força importante neste cenário é a sociedade cobrando dos governos a redução

das emissões para mitigar o aquecimento global, o que para o setor energético, se traduz em uma pressão para descarbonizar o setor, incluindo, alternativas como biomassa, solar, eólica, sequestro de CO2 e o hidrogênio.

Conclusões

Como diz Vaclav Smil:

“A energia é a única moeda universal” e seguirá sendo assim. As opções energéticas continuarão a ter o papel de moldar os caminhos que as civilizações irão percorrer. O hidrogênio hoje não é uma fonte relevante de energia no mundo, mas é uma tecnologia dominada

seja na produção, no armazenamento e na distribuição, entretanto com custos elevados em todos os elos de sua cadeia, quando comparado com as fontes de energia fósseis. Porém, as inovações necessárias já estão em desenvolvimento. Um possível aumento de 5 vezes da produção de

hidrogênio no mundo vai levar a um patamar de substituição de 10% do suprimento de energia e certamente contribuirá para as tão necessárias ações de mitigação para os efeitos do aquecimento global. O Brasil tem todas as condições para aproveitar esta oportunidade.

Folha de dados para especificação de válvulas

por: David Livingstone Villar Rodrigues – EE, MsC, Senior Life Member ISA

O formulário ISA 20.50 Rev. 1 foi, durante décadas, a Folha de Dados mais utilizada para a especificação de válvulas de controle pelos profissionais da área de instrumentação/ automação. O preenchimento do formulário desta Folha de Dados é a primeira tarefa a ser executada para quem deseja comprar uma válvula de controle. Muitos tiveram o primeiro contato com válvulas de controle preenchendo este formulário.

Até 2024, esta Folha de Dados podia ser adquirida através da compra da norma ISA-20-1981. Esta norma também incluía dezenas de outras Folhas de Dados para a especificação dos instrumentos aplicados no controle de processo industrial. Porém em março de 2004 a ISA Standards and Practices Board retirou (withdrawn) a norma ISA-20-1981 do

seu “portfolio” de normas. O processo de substituição da norma ISA-20-1981 foi iniciado em 2001 com a publicação do Technical Report ISATR20.00.01 com revisões em 2006 e 2007. O objetivo desta TR é atualizar e acrescentar novas Folhas de Dados. Porém, no caso das válvulas de controle, as novas Folhas de Dados publicadas pela ISATR20.00.01 apresentam itens em excesso. A especificação de uma válvula de controle exige o preenchimento de três formulários de Folhas de Dados com um total de 392 linhas. E não contempla uma folha anexa contendo instruções para o preenchimento destas linhas.

Para termos uma comparação, a Folha de Dados para válvulas de controle publicada pela norma ISA-20-1981 era composta por apenas um formulário, ISA S20.50,

Rev. 1, com 86 linhas. Nas páginas seguintes estão incluídas instruções para o preenchimento de todas estas linhas. Por este motivo esta Folha de Dados, apesar de estar parcialmente desatualizada, continua a ser amplamente usada por profissionais de todo o mundo.

Uma opção é usar a Folha de Dados objeto da norma IEC 60534-7:2010, que está na 2ª edição. Esta Folha de Dados contém 112 linhas. É mais atual que a Folha de Dados ISA S20.50 porem necessita um “upgrade”, principalmente no bloco que especifica os posicionadores.

Esperamos que a ISA Standards and Practices Board e o Comitê para válvulas de controle ISA 75 aceitem a tarefa de elaborar uma nova norma, atualizada, e tendo como conteúdo exclusivo a Folha de Dados para válvulas de controle.

Petrobras atualiza preços do gás natural para distribuidoras

A Petrobras informou que em 01/08/25, conforme os contratos acordados pela Companhia com as distribuidoras, os preços de venda da molécula de gás serão atualizados, com redução média de cerca de 14% em relação ao trimestre anterior.

Os contratos com as distribuidoras preveem atualizações trimestrais da parcela do preço relacionada à molécula do gás e vinculam esta variação, para cima ou para baixo, às oscilações do petróleo Brent e da taxa de câmbio R$/US$. Para o trimestre que inicia em agosto de 2025 a referência do petróleo Brent caiu 11,0% e o câmbio teve apreciação de 3,2% (isto é, a quantia em reais para se converter em um dólar reduziu 3,2%).

Importante destacar que as variações por distribuidora dependem dos produtos contratados com a Petrobras, e que considerando os mecanismos criados pela empresa, em 2024, dos prêmios por performance e de incentivo

à demanda é possível ampliar a redução no preço da molécula.

Desde dezembro de 2022, o preço médio da molécula vendido às distribuidoras acumula uma redução da ordem de 32%, incluindo o efeito da redução de agosto. Considerando a aplicação integral dos prêmios, a redução acumulada média poderia atingir mais de 33%.

A Petrobras ressalta que o preço final do gás natural ao consumidor não é determinado apenas pelo preço de venda da molécula pela companhia, mas também pelo custo do transporte até a distribuidora, pelo portfólio de suprimento de cada distribuidora, assim como por suas margens (e, no caso do GNV – Gás Natural Veicular, dos postos de revenda) e pelos tributos federais e estaduais.

A participação da Petrobras nos contratos de longo prazo com distribuidoras de gás natural caiu de 100% para 69% no intervalo de 2021 até o

@Geraldo Falcão/Agência Petrobras

fim de 2024, segundo o Observatório do Gás Natural, plataforma do Movimento Brasil Competitivo (MBC) e Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), com apoio do Ministério de Minas e Energia (MME) e Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV Ceri).

O estudo identificou que, apesar do crescimento no número de agentes autorizados e consumidores livres, a competição “ainda não alcançou de fato o consumidor final, e os preços do gás continuam elevados, limitando os ganhos econômicos para o país”.

O Observatório mostrou ainda que o número de empresas autorizadas a comercializar gás natural cresceu em média 15% ao ano, chegando a 226 em agosto de 2025.

Em outra frente, os agentes autorizados ao carregamento na malha de transporte aumentaram 19% ao ano, totalizando 149 em agosto. Já no mercado livre, o número de grandes empresas que compram gás diretamente – sem intermediários –está crescendo em média 70% ao ano. Apesar desses avanços, grande parte das empresas autorizadas ainda não

atua efetivamente devido às limitações operacionais, falta de escala e entraves regulatórios, principalmente em nível estadual. O mercado permanece concentrado e restrito a grandes consumidores industriais, que detêm maior capacidade de negociação e infraestrutura próprio, segundo o levantamento.

Na análise por região, é identificada uma disparidade de preço. No Nordeste, o preço do gás é cerca de 20% menor que no Sudeste – em função de regras mais flexíveis que ampliam o acesso e estimulam a concorrência. Estados que permitem a migração para o mercado livre com volumes a partir de 10 mil metros cúbicos por dia, por exemplo, favorecem pequenas e médias empresas, enquanto outros com consumo mínimo elevado restringem o mercado.

Sem concorrência efetiva, a indústria brasileira paga em média R$ 43,65 a mais por milhão de BTUs medida internacional do que nos Estados Unidos. Em 2021, essa diferença gerou um impacto de R$ 2,48 bilhões no Custo Brasil, pontua o estudo, apontando que a abertura plena do mercado pode gerar uma economia anual de até R$ 21 bilhões.

Sonda de perfuração afretada pela Petrobras chega ao Amapá para atuar em simulado

A sonda de perfuração NS-42, afretada pela Petrobras, chegou à locação, no bloco FZA-M-59, em águas profundas do Amapá, na noite do dia 18/08. A embarcação será utilizada durante a Avaliação Pré-Operacional (APO), que tem início previsto para o dia 24/08.

A APO é a última etapa do processo de licenciamento ambiental para perfuração de poço no bloco marítimo

“Atuaremos nesse simulado com os rigorosos protocolos de segurança e prontidão que praticamos em todas as atividades da Petrobras. Estamos levando para o Amapá a maior estrutura de resposta a ocorrências já mobilizada pela companhia. A confirmação da existência de petróleo na Margem Equatorial poderá abrir uma importante fronteira energética para o país, que se desenvolverá de forma integrada com outras fontes de energia e contribuirá para que o processo de transição energética ocorra de forma justa, segura e sustentável”, afirma a presidente da Petrobras, Magda

Chambriard

.

FZA-M-59, localizado a 175 quilômetros da costa do Amapá e distante mais de 500 quilômetros da foz do rio Amazonas. Durante o exercício, será avaliado pelo Ibama o atendimento pela Petrobras das ações previstas nos Planos de Proteção e Atendimento à Fauna e no Plano de Emergência. Por meio da simulação de uma ação de resposta a um acidente, o órgão avaliará aspectos como a eficiência dos equipamentos, agilidade, cumprimento dos tempos de atendimento à fauna previstos e comunicação com autoridades e partes interessadas.

O exercício envolverá mais de 400 pessoas e contará com recursos logísticos como embarcações de grande porte, helicópteros e a própria sonda de perfuração NS-42, que será posicionada no local onde o poço será perfurado. Por meio da APO, a Petrobras será capaz de demonstrar sua capacidade de atuar com prontidão e estará habilitada para receber a licença para perfuração do

poço. Esse procedimento é semelhante ao realizado, em 2023, no offshore do Rio Grande do Norte, antes da licença de perfuração dos poços Pitu Oeste e Anhangá.

A atuação da Petrobras na Margem Equatorial, região que compreende a faixa litorânea entre o Amapá e o Rio Grande do Norte, é pautada no

Transpetro

respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente. As atividades da Petrobras são realizadas sob protocolos rigorosos de responsabilidade social e ambiental e a companhia tem ampla e larga experiência técnica, adquirida ao longo de décadas atuando no offshore brasileiro, com reconhecimento mundial em Exploração e Produção em águas profundas.

investe R$ 100 milhões por ano para ampliar a segurança na faixa de dutos

A Transpetro investe, em média, cerca de R$ 100 milhões por ano para garantir a segurança dos 8,5 mil km de dutos que transportam petróleo e derivados em todo país. Essa operação é essencial para o abastecimento de combustíveis no Brasil. Os investimentos contínuos incluem o uso de tecnologias para monitoramento ostensivo, a aplicação de soluções de detecção avançada, equipes de campo especializadas e supervisionadas continuamente por um centro de controle dedicado à proteção de dutos.

A Transpetro é responsável pela logística de combustíveis para todo país, transportando aproximadamente 650 bilhões de litros de petróleo, derivados e biocombustíveis anualmente. Para realizar essa operação, a companhia tem dutos que percorrem 18 Unidades da Federação, conectando 48 terminais.

Para o presidente da Transpetro, Sérgio Bacci, esse investimento é significativo para o setor de óleo e gás e reflete o compromisso da Transpetro com a

integridade dos dutos, a prevenção de acidentes ou intervenções indevidas e o abastecimento do mercado.

“Nós somos responsáveis por uma operação que garante que diariamente os brasileiros se locomovam nas cidades, que as encomendas cheguem às pessoas, que os aviões cumpram a malha aérea, enfim, que os combustíveis atendam todas as infraestruturas que necessitam desses produtos. Por isso, investimos continuamente para garantir a segurança dos dutos”, explica Bacci.

“Contudo, ainda somos vítimas de criminosos que tentam furtar

@Divulgação/Transpetro

combustíveis nos dutos e colocam em risco a vida das pessoas e o meio ambiente. Por isso, monitoramos nossos dutos 24 horas por dia com tecnologia de ponta, detectando qualquer atividade suspeita e agindo rapidamente para evitar danos. Também fazemos um intenso trabalho de relacionamento comunitário e de parceria com os órgãos de segurança pública”, acrescenta o presidente.

Desde 2020, a Transpetro reduziu em cerca de 90% o número de furtos e tentativas de furtos de combustíveis. Em 2020, a companhia registrou 201 ocorrências, e no ano passado esse número caiu para 25. Até junho de 2025, foram registradas 17 derivações clandestinas na nossa malha de dutos.

Além da aplicação de tecnologia e demais medidas preventivas, a Transpetro também se dedica a ações de relacionamento comunitário e responsabilidade social nas comunidades

vizinhas às faixas de dutos e na parceria com órgãos de segurança pública.

Em 2024, a companhia investiu cerca de R$ 6 milhões em ações de responsabilidade social nas faixas de dutos operadas pela companhia, impactando de maneira positiva a vida de aproximadamente 70 mil pessoas. Esses recursos são aplicados na construção de hortas comunitárias e espaços de convivência comunitária.

Dia da Segurança na Faixa de Dutos

Anualmente, no dia 16 de agosto, a Transpetro promove o Dia do 168, o tridígito que é o canal de comunicação direto da comunidade com a companhia, que funciona 24 horas por dia, sete dias por semana.

Em todo país, a Transpetro realiza uma grande mobilização para conscientizar a população sobre a segurança nas faixas de dutos. Nesta edição, a companhia amplia seu alcance e triplica o público em relação ao ano anterior, com a estimativa de atingir mais de 26 mil pessoas em 11 estados, 19 municípios e 28 comunidades localizadas nas proximidades das faixas. Neste ano, as ações ocorrerão nos

estados do Alagoas, Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Pernambuco, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo e Sergipe.

Nas mobilizações, a Transpetro, em parceria com diversos órgãos e empresas, oferece serviços à população, como emissão de carteiras de identidade, aplicação de vacinas, aferição de pressão e glicose, e serviços de saúde bucal. Além disso, haverá apresentações musicais, aulas de dança, oficinas de robótica, caminhadas ecológicas, atividades de compostagem, entrega de mudas de Pau-Brasil, simulado de emergência, exibições de atrações e

projetos patrocinados pela companhia, entre outras iniciativas.

A Transpetro disponibiliza o número 168 para receber notificações sobre qualquer atividade suspeita nas proximidades das faixas de dutos, como movimentações atípicas e a presença de

máquinas pesadas. O canal é gratuito, garante o anonimato de quem liga e está disponível 24 horas por dia, sete dias por semana. Essa linha direta auxilia no combate aos furtos de combustíveis, um crime que coloca em risco a segurança da comunidade e o meio ambiente.

Petrobras anuncia desinvestimento dos campos de Cherne e Bagre

A Petrobras, dando continuidade às divulgações feitas em 17 de abril de 2024 e 25 de abril de 2024, concluiu a transferência da totalidade de sua participação (100%) nos campos de Cherne e Bagre, localizados em águas rasas na Bacia de Campos, para a Perenco Petróleo e Gás do Brasil Ltda (Perenco).

Os campos de Cherne e Bagre tiveram sua produção interrompida em março de 2020, e suas respectivas instalações de produção estão desativadas desde então.

A transferência desses campos para a Perenco inclui ajustes de compensação a serem pagos pela Petrobras relacionados à integridade do ativo e traz a perspectiva de retomada da produção pela nova operadora, oferecendo uma alternativa ao seu descomissionamento pela Petrobras.

Os próprios funcionários da Petrobras envolvidos na operação desses ativos serão realocados para outras operações dentro da empresa.

Esta divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e a legislação aplicável.

Os campos de Cherne e Bagre foram adquiridos por meio da Rodada Zero da ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Os campos

estão situados na Bacia de Campos, a 73 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em lâmina d’água que varia de 108 a 150 m. Até a interrupção da produção, em março de 2020, os campos de Cherne e Bagre produziam através das plataformas PCH-1 e PCH-2, que estão atualmente hibernadas.

A Perenco Petróleo e Gás do Brasil Ltda é uma subsidiária da Perenco S.A., uma das maiores empresas independentes de óleo e gás, com operações em 13 países. No Brasil, a Perenco opera desde 2019 os campos de Carapeba, Pargo e Vermelho que constituem o Polo Pargo, localizados em águas rasas na Bacia de Campos.

@Petrobras

Petrobras avança na contratação para construir primeira planta de BioQAV e diesel renovável

A Petrobras deu início ao processo de contratação para construir a primeira planta dedicada à produção de BioQAV (ou SBC, Componente Sintético da Mistura para produção de SAF) e de diesel renovável (ou HVO - Hydrotreated Vegetable Oil), a ser instalada na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão (SP).

O projeto prevê capacidade de processamento de cerca 950 mil toneladas por ano de matérias-primas de origem vegetal e gordura animal, gerando uma capacidade de produção de até 16 mil bpd de renováveis (BioQAV e diesel renovável).

Para a construção da nova planta, o

projeto foi dividido em cinco pacotes de contratação. A licitação do primeiro pacote, que já está aberta, refere-se à unidade de pré-tratamento, responsável pela retirada das impurezas da matériaprima para posterior conversão nos produtos BioQAV e diesel 100% renovável. A projeção é que sejam instalados tanques para armazenamento de derivados e de matérias-primas como óleo de soja e sebo bovino provenientes, principalmente, das regiões CentroOeste, Sul e Sudeste.

Os contratos devem ser assinados no segundo semestre de 2026 e as obras iniciadas no fim do mesmo ano. Devem ser gerados, aproximadamente, três mil

@Wilson

Melo/Agência Petrobras

postos de trabalho para a execução das obras.

A Petrobras tem compromisso com o desenvolvimento sustentável e a implantação de soluções para uma transição energética justa. A planta dedicada para a produção de BioQAV e diesel renovável representa um marco para atendimento das metas de redução de emissões dos segmentos rodoviário e de aviação civil do país.

O projeto da planta dedicada para a produção de combustíveis sustentáveis

“A Petrobras avança no pioneirismo e na capacidade de desenvolver soluções que contribuam para as metas de redução de emissões.

A planta dedicada para a produção de combustíveis renováveis na RPBC e a oferta de novos produtos ao mercado serão um marco no desenvolvimento sustentável a que estamos nos propondo”, declara a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata

na RPBC está alinhado à lei brasileira Combustível do Futuro, às iniciativas globais de redução de emissões, como a produção de SBC (Sustainable Blending Component) e aos compromissos assumidos pelas empresas de aviação com o CORSIA a partir de 2027. O CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation) é o programa da Organização da Aviação Civil Internacional (OACI) para a redução e compensação de emissões de CO2 provenientes dos voos internacionais.

“A implantação da primeira planta de BioQAV e diesel renovável da Petrobras reforça o nosso posicionamento na liderança da transição energética justa e o compromisso com o desenvolvimento sustentável do Brasil. Vamos entregar produtos com menores emissões de gases de efeito estufa, em linha com as demandas da sociedade e com um mundo em transformação”, afirma o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França

Plataforma Almirante Tamandaré bate recorde de produção

Ao atingir a marca de 225 mil barris/dia, nesta quinta-feira (14/8), a plataforma Almirante Tamandaré (Projeto Búzios 7) alcançou a maior vazão de produção por unidade da história da Petrobras, 3 meses antes da data prevista, novembro deste ano. O FPSO (navio que produz, transporta e armazena petróleo) entrou em operação em fevereiro, no campo de Búzios, no Pré-sal da Bacia de Santos, e

o recorde obtido confirma a expectativa de que o campo seja, em breve, o maior em produção pela Petrobras. Búzios é o segundo campo em volume de produção no país, atrás apenas do Campo de Tupi. O super campo de Búzios, descoberto em 2010, apresenta dimensões gigantescas, sua espessura equivale a altura do pão de açúcar e área

A diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, lembrou que a capacidade média das plataformas no mundo é menor, em torno dos 150 mil barris por dia de óleo e de compressão de 10 milhões de m3 de gás. “Alcançamos outro patamar de produtividade, só possível em campos como o de Búzios. Nessa unidade, além da alta capacidade, focamos em obter mais eficiência e em tecnologias de descarbonização, destacou.

equivalente a duas vezes o tamanho da Baia de Guanabara. A magnitude do campo permitiu que a Petrobras buscasse também maiores unidades de produção. O FPSO Almte Tamandaré, com apenas 5 poços e com 179 dias do início da produção, já atinge sua capacidade máxima de produção de 225 mil barris/ dia.

Sylvia Anjos, diretora de Exploração e Produção, ressaltou as condições que contribuíram para o recorde. “A excelência técnica do nosso pessoal, aliada à prontidão de recursos e dos equipamentos instalados, contribuiu decisivamente para este recorde. Outro fator importante, além do volume,

Entre as tecnologias citadas estão o flare fechado, que contribui para redução das emissões de gases de efeito estufa na atmosfera. Há também tecnologias para aproveitamento de calor, que reduzem a demanda de energia adicional para a unidade. O FPSO recebeu o Selo de Sustentabilidade da certificadora ABS, e o Projeto Búzios 7, como um todo, concorre, por inovações e excelência nas práticas de gerenciamento, ao Prêmio OTC Brasil Distinguished Achievement Award for Companies, da Offshore Technology Conference, um dos mais importantes eventos mundiais de tecnologia voltado para o setor de petróleo e gás offshore. O projeto inclui, além da plataforma Almirante Tamandaré, toda a infraestrutura submarina, como

dutos e poços.

A expectativa da empresa é de superar nesse campo, até 2030, o marco de 1,5 milhão de barris/dia.

O FPSO Almirante Tamandaré, afretado à SBM Offshore, é a primeira unidade de 225 mil bpd instalada no Brasil. O campo de Búzios tem mais cinco plataformas contratadas e em construção para entrada em produção nos próximos anos, sendo três de alta capacidade. O Projeto Búzios 7 prevê 8 poços produtores e a marca de 225 mil barris por dia (b/d) foi atingida com 5 desses poços.

O consórcio de Búzios é composto pela Petrobras, como operadora, a PPSA, gestora dos contratos de partilha da produção, e as empresas parceiras chinesas CNOOC, CNODC.

Petrobras informa sobre posicionamento em distribuição

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou, no âmbito dos elementos estratégicos do Plano Estratégico da companhia, a inclusão do Posicionamento da Petrobras em Distribuição nos segmentos de RTC e G&E e Baixo Carbono, nos seguintes termos:

• Posicionamento em Distribuição: Atuar em negócios rentáveis e de

parcerias nas atividades de distribuição, observadas as disposições contratuais vigentes.

• Direcionadores do Posicionamento em Distribuição:

- Atuar na distribuição de GLP;

- Integrar com demais negócios no Brasil e no mundo;

- Oferecer soluções de baixo carbono para seus clientes.

@André Motta de Souza / Agência Petrobras

Petrobras contrata embarcações voltadas à campanha de prontidão de plataformas no valor de R$ 1,2 bilhão

A diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, o CEO da OOS International, Leon Overdulve (à esquerda), e o vice-presidente da Camorim, Eduardo Adami, celebram assinatura de contratos das embarcações do tipo Liftboat

A Petrobras assinou contratos de afretamento e de prestação de serviços de operação náutica e hotelaria referentes a duas embarcações autoeleváveis do tipo Liftboat, no valor de R$ 1,2 bilhão. Essas embarcações apoiarão operações de manutenção e prontidão de plataformas fixas que serão descomissionadas nas bacias Sergipe-Alagoas e Rio Grande do Norte-Ceará.

O acordo comercial, oriundo de um processo licitatório, foi celebrado com a OOS International B.V., em parceria com a Camorim Serviços Marítimos. As unidades Jin Hua 01 e Jin Hua 02 serão afretadas por um período de três anos. Os contratos devem gerar novos empregos diretos e movimentar a economia local.

“Com estes contratos, a Petrobras

aumenta a eficiência de suas atividades na campanha de descomissionamento, agilizando a prontidão das plataformas, além de melhoria das condições de integridade”, destacou o gerente executivo de Terra e Águas Rasas da Petrobras, Stênio Galvão.

Liftboats são embarcações multiuso e autoeleváveis, projetadas para transportar tripulação e equipamentos, além de realizar manutenção e servir como acomodação para pessoal. Este tipo de embarcação trará melhorias no apoio logístico com consequente ganho de produtividade para estas atividades. As unidades contratadas operarão em profundidades de até 48 metros, dando suporte à manutenção e às atividades de prontidão das plataformas que futuramente serão descomissionadas.

@Petrobras/Eduardo

Petrobras aprova Bruno Moretti como novo presidente do Conselho de Administração

O Conselho de Administração (CA) da Petrobras aprovou (21/08) o conselheiro Bruno Moretti como novo presidente do CA, nos termos do §2º do art. 18 do Estatuto Social, com mandato até a próxima Assembleia Geral.

Bruno Moretti é formado em Economia

Executiva do Ministério da Saúde, entre 2014 e 2015. De 2015 a 2016 atuou como Secretário-Executivo Adjunto da CasaCivil da Presidência da República. Foi Assessor Técnico no Senado Federal, de Economia, infraestrutura, política fiscal e orçamento público entre 2017 e 2022. Atualmente é Secretário Especial de Análise Governamental da Presidência da República, Conselheiro de Administração da Petrobras e Membro do Comitê de Investimentos da Petrobras.

@Edilson Rodrigues/Agência Senado

Receita Federal inclui gasodutos de escoamento no Repetro-Sped

Receita federal publicou a Instrução

Normativa RFB nº 2.274, de 4 de agosto de 2025, que altera a Instrução

Normativa RFB nº 1.781, de 29 de dezembro de 2017, que dispõe sobre o regime tributário e aduaneiro especial de utilização econômica de bens destinados às atividades de exploração, desenvolvimento e produção das jazidas de petróleo e de gás natural – RepetroSped.

A alteração tem como objetivo eliminar ambiguidades interpretativas que atualmente recaem sobre a elegibilidade de tubos e dutos destinados à construção de gasodutos de escoamento de gás natural no âmbito do Repetro-Sped.

O Repetro-Sped é um regime aduaneiro e tributário especial relativo ao setor de petróleo e gás natural brasileiros, instituído com o objetivo de incentivar as atividades de exploração, desenvolvimento e produção desses recursos no país. O Repetro-Sped permite que as empresas do setor de óleo e gás natural importem ou adquiram no mercado interno bens (equipamentos, materiais etc.) a serem utilizados nessas atividades com suspensão ou isenção de tributos federais, o que reduz custos e torna os investimentos no setor mais atrativos. Afinal, os gasodutos de escoamento são diretamente ligados aos sistemas de produção e precisam ser previstos no respectivo Plano de Desenvolvimento do campo, o que reforça sua integração às atividades de E&P, além de possuírem regime de

autorização distinto dos gasodutos de transporte, nos termos das Resoluções ANP nº 17/2015 e 52/2015.

A redação anterior da Instrução Normativa gerava dúvidas quanto à possibilidade de aproveitamento do regime para tubos e dutos utilizados na construção do gasoduto de escoamento do gás natural com a finalidade de alcançar as instalações onde será tratado, processado, liquefeito, acondicionado ou estocado. Importa destacar que a construção de gasodutos de escoamento é uma etapa intrínseca e indispensável

@Undergroundinfrastructure

às atividades de desenvolvimento e produção de gás natural. Sem a capacidade de escoar o gás extraído das jazidas, as próprias atividades de desenvolvimento e produção tornam-se inviáveis ou severamente limitadas.

Assim, a nova redação esclarece acerca da aplicação do regime aos tubos e dutos utilizados na construção do gasoduto de escoamento do gás natural com a finalidade de alcançar as instalações onde será tratado, processado, liquefeito, acondicionado ou estocado, por se enquadrarem nas atividades de desenvolvimento e de produção de

gás natura., atendendo ao objetivo do Repetro-Sped, que é o de incentivar a cadeia produtiva de óleo e gás natural no país.

A medida está em consonância com a legislação federal sobre o tema. A Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/1997) vincula o conceito de “transporte” à movimentação de hidrocarbonetos em percurso de interesse geral, ao passo em que a Nova Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021) explicitou as distinções entre os gasodutos de transporte, de um lado, e os gasodutos transferência (de interesse específico e exclusivo) e de escoamento, de outro.

ICL reforça apoio ao PL 1482 para proteger a sociedade e o mercado de combustíveis

O Instituto Combustível Legal (ICL) defende a aprovação do Projeto de Lei nº 1.482/2019, que tipifica de forma específica os crimes de furto, roubo e receptação de combustíveis. O país convive com um cenário preocupante: mais de 14 milhões de litros são furtados anualmente apenas dos oleodutos da Transpetro, gerando prejuízos superiores a R$ 600 milhões. Além disso, fraudes, adulterações e sonegação drenam cerca de R$ 30 bilhões por ano dos cofres públicos, enfraquecendo a competitividade do mercado formal e alimentando a atuação de organizações criminosas.

Os impactos desses crimes não se limitam à economia. O furto e o roubo de combustíveis, muitas vezes realizados de forma amadora, colocam em risco a vida de comunidades inteiras, expostas

a explosões, incêndios e contaminação ambiental grave. Casos como a tragédia ocorrida no México, em 2019, quando mais de 90 pessoas morreram após a explosão de um duto perfurado, demonstram a gravidade desse tipo de crime. No Brasil, essas práticas comprometem o abastecimento de cidades e a segurança energética nacional, além de colocar em risco a fauna, a flora e os recursos hídricos.

O PL 1482 traz avanços indispensáveis ao endurecer penas, criminalizar a receptação e prever medidas mais eficazes, como a interdição de estabelecimentos envolvidos e a alienação antecipada dos combustíveis apreendidos.

RELIVRE

reafirma

“A aprovação desse projeto é fundamental para proteger vidas, preservar o meio ambiente, reduzir distorções de mercado e enfraquecer o crime organizado. Estamos falando de uma legislação moderna, capaz de dar uma resposta efetiva a um problema que afeta todo o país”, afirma Emerson Kapaz, presidente do ICL.

a competência federal na comercialização de gás natural no Brasil

O Ranking do Mercado Livre de Gás (RELIVRE), iniciativa liderada pelo IBP, ABPIP e ABRACE, com o apoio de outras 11 associações (as quais representam os principais consumidores de gás natural do País e as transportadoras do insumo), considera como acertada a decisão judicial que suspendeu a exigibilidade da Taxa de Fiscalização sobre os Serviços Públicos Delegados (TFSD), instituída no estado de Pernambuco.

Desenvolvido em 2022, o RELIVRE acompanha a evolução das normas estaduais brasileiras referentes ao mercado livre de gás natural, com o objetivo de incentivar melhorias regulatórias, disponibilizando sugestões de aprimoramento e possibilitando a realização de comparações com outras

normas. Uma das temáticas principais de discussão no âmbito do RELIVRE é a previsão normativa de cobrança de taxas de fiscalização sob a atividade de comercialização de gás natural, o que inclui a TFSD instituída em Pernambuco.

Pelas razões que embasaram a acertada decisão judicial, o RELIVRE entende que não devem ser admitidas taxas nas legislações estaduais referentes à atividade de comercialização de gás natural. A fiscalização da comercialização de gás natural se dá ao nível federal (ANP), não devendo haver sobreposição desta função ao nível estadual.

Atualmente, das 27 unidades federativas apenas cinco estados preveem essa taxa de fiscalização e nem todos efetivamente a executam, o que sinaliza para um ajuste

conjunto de tal distorção, comum antes da recente abertura do mercado de gás natural.

Desse modo, a suspensão da eficácia da TFSD em Pernambuco, além de restabelecer a legalidade, vai na direção correta do desenvolvimento do mercado de gás natural brasileiro, reduzindo custos e, no final, estimulando concorrência como o vetor para aumento do uso do

insumo que traduz parte da transição energética desejada para o País.

O RELIVRE espera que a decisão seja mantida não apenas em benefício do interesse público local, mas igualmente por se tratar de importante exemplo para que outros estados, que ainda preveem a taxa, efetuem ajustes e sigam na mesma direção de abolir a exigência.

Alexandre Silveira assume presidência de honra do

Conselho

Mundial de Energia

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, recebeu o título de Presidente de Honra do Conselho Mundial de Energia (WEC), em cerimônia conduzida pelo diretor-Executivo da WEC, Luiz Carlos Ciocchi, e pelo presidente do conselho brasileiro da instituição, Luiz Fernando Vianna.

Ao agradecer a homenagem, Alexandre Silveira destacou que o título reforça o reconhecimento internacional ao esforço brasileiro em liderar a transformação do

@Tauan Alencar/MME

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setor energético.

“Receber este título é uma honra pessoal e institucional. Ele mostra que o trabalho do governo brasileiro tem sido reconhecido mundialmente e que o Brasil se consolida como cabeça global da transição energética justa, com responsabilidade social e ambiental”, afirmou o ministro ao receber o destaque em virtude de sua atuação à frente da agenda energética brasileira e pelo protagonismo do país na condução

da transição energética justa, segura e inclusiva.

Fundado em 1923, o WEC é uma das mais relevantes organizações globais do setor energético. Presente em mais de 90 países, reúne governos, empresas, universidades e especialistas para promover o diálogo e a cooperação internacional em torno de políticas energéticas sustentáveis, além de publicar estudos e cenários estratégicos de referência mundial.

Basf e Equinor confirmam parceria e assinam fornecimento de gás natural por dez anos

Da esquerda para direita: Dirk Elvermann, CFO e CDO da BASF, e Anders Opedal, Presidente e CEO da Equinor

A Equinor fornecerá até 23 terawattshora de gás natural (cerca de 2 bilhões de metros cúbicos) anualmente para a Basf.

A BASF e a Equinor assinaram um acordo estratégico de longo prazo para o fornecimento anual de até 23 terawatts-hora de gás natural ao longo de um período de dez anos. O contrato garante uma parcela substancial das necessidades de gás natural da Basf na Europa. As entregas começarão em 1º de outubro de 2025.

“Este acordo fortalece ainda mais nossa parceria com a Basf. O gás natural não só fornece segurança energética para a Europa, como também matéria-prima essencial para as indústrias europeias. Estou muito feliz que nosso gás também apoie os esforços da Basf para reduzir sua pegada de carbono. O gás da Noruega apresenta as menores emissões de produção e transporte”, afirma Anders Opedal, presidente e CEO da Equinor. O gás natural é uma matéria-prima essencial para as indústrias europeias,

especialmente na produção de produtos químicos e fertilizantes. A Basf utiliza gás natural tanto como fonte de energia quanto como matéria-prima na produção de produtos químicos básicos. Esta parceria de longo prazo apoiará a estratégia da empresa de diversificar seu portfólio de energia e matérias-primas. O gás é vendido em condições de mercado.

“Estamos muito felizes em firmar esta parceria de longo prazo com a Equinor para o fornecimento confiável de gás natural de baixo carbono para as operações da Basf na Europa. A Equinor

é uma parceira confiável e valiosa. O acordo de fornecimento não só oferece condições competitivas, como também apoia nossas metas de sustentabilidade”, afirma Dirk Elvermann, Diretor Financeiro e Diretor Digital da Basf SE.

A Basf desenvolve um amplo portfólio de soluções que são componentes essenciais na fabricação de bens de consumo do dia a dia, como interiores de automóveis, artigos esportivos, itens de higiene pessoal e soluções agrícolas.

A Equinor fornece gases e líquidos para a Basf há vários anos.

EPE recebe Envision para discutir transição energética e oportunidades de investimento no Brasil

A EPE - Empresa de Pesquisa Energética recebeu representantes da Envision Group, empresa chinesa voltada a soluções net zero, com atuação em turbinas eólicas inteligentes, armazenamento de energia e hidrogênio verde. O encontro teve como objetivo a troca de informações institucionais e a discussão sobre perspectivas do setor energético brasileiro e oportunidades de investimento.

A reunião ressaltou a relevância do

planejamento energético desenvolvido pela EPE como instrumento estratégico para reduzir assimetrias de informação e ampliar a previsibilidade do setor. Ao oferecer maior transparência e segurança, esse processo fortalece a confiança dos investidores e contribui para atrair novos aportes ao país. Esse vínculo direto entre planejamento energético e atração de investimentos é também o eixo central da Coalizão Global para o Planejamento Energético (GCEP,

do inglês Global Coalition for Energy Planning), iniciativa em construção no cenário internacional sob a liderança do Ministério de Minas e Energia com apoio da EPE, cujo objetivo é alinhar conhecimento técnico à tomada de decisão e ao financiamento da transição energética.

Foram apresentados os múltiplos processos e produtos conduzidos pela instituição, como o Plano Nacional de Energia (PNE), o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE), ferramentas digitais como o Webmap, além de diversas publicações setoriais. Esses instrumentos consolidam a EPE como referência no planejamento energético de longo prazo e na disponibilização de informações estratégicas para a sociedade e investidores.

Dada a amplitude e a complexidade dos temas tratados, a reunião contou com representantes de todas as diretorias técnicas da EPE, reforçando o caráter multidisciplinar e integrado do trabalho desenvolvido pela empresa. Essa abordagem garante uma visão ampla das transformações em curso e permite identificar oportunidades que fortalecem a segurança energética e a transição para uma matriz mais sustentável.

Com encontros como este, a EPE reafirma sua missão de orientar o desenvolvimento do setor energético brasileiro de forma transparente e estratégica, apoiando a atração de investimentos, o avanço da transição energética e o protagonismo internacional do Brasil nesse processo.

FUP defende retorno da Petrobras ao setor

A maioria das grandes companhias de petróleo do mundo, estatais ou privadas, mantém operações no segmento de distribuição, considerado estratégico para garantir equilíbrio financeiro e operacional, segurança de abastecimento e maior controle sobre preços, tornando-as menos suscetíveis à conjuntura internacional. É o que aponta levantamento do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep). A Federação Única dos Petroleiros (FUP) defende que a Petrobrás retome sua presença nesse mercado, em linha com a prática adotada pelas principais empresas globais.

O estudo do Ineep mostra que, entre 16 petroleiras analisadas (quadro), levando

em conta os indicadores de lucro sobre receita e valor de mercado, apenas três – Petrobras, Equinor e QatarEnergy –não estão presentes na distribuição. No Brasil, a estatal deixou esse mercado em 2019, quando foi concluída a privatização da BR Distribuidora.

Fonte: Site das companhias / Elaboração: Ineep

Deyvid Bacelar, coordenador-geral da FUP, reforça que a ausência da Petrobras na distribuição reduziu a capacidade do país de coordenar o setor e de suavizar os impactos das oscilações internacionais sobre os preços. O efeito é sentido de forma ampla na economia, já que a alta do combustível repercute diretamente no custo do transporte, dos alimentos e de toda a cadeia produtiva.

“O anúncio da volta da Petrobras ao segmento de distribuição de GLP (gás de cozinha) é um importante passo no resgate de uma empresa integrada e capaz de atuar como instrumento de política pública no Brasil”, destaca o diretor do Ineep, Mahatma Ramos. Ele observa, contudo, que devem ser lembradas as amarras contratuais herdadas do governo passado, que não só privatizou ativos estratégicos como barrou a volta da Petrobrás ao segmento de distribuição de derivados líquidos até 2029. “São elas que impedem um controle social e democrático mais eficaz da flutuação dos preços dos combustíveis no Brasil”, afirma ele.

Dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ilustram essa distorção: entre janeiro de 2023 e abril de 2025, o preço do diesel nas refinarias da Petrobrás caiu 23,9%, enquanto a gasolina recuou 2,2% e o gás de cozinha, 17%. No mesmo período, porém, ao consumidor final a gasolina subiu 25,5%, o diesel caiu apenas 2,3% e o gás de cozinha teve redução de somente 0,7%.

A tendência se repetiu entre janeiro de 2023 e início de agosto de 2025: mesmo com reduções de 6,5% na gasolina, 26,6% no diesel e 6,9% no gás de cozinha nas refinarias, os preços ao consumidor

mostraram comportamento distinto. Nesse intervalo, a gasolina aumentou 21,1%, enquanto o diesel e o gás caíram apenas 7,4% e 0,6%, respectivamente.

Para a FUP, os números reforçam a importância de a Petrobras voltar ao segmento de distribuição e comercialização de combustíveis, garantindo que as reduções feitas nas refinarias cheguem, de fato, ao bolso dos consumidores.

A Wood Mackenzie lança ferramentas

IA para desbloquear recursos vantajosos de petróleo e gás

A Wood Mackenzie apresentará duas adições à sua plataforma Lens Subsurface na IMAGE 2025, oferecendo Avaliação de Prospectos e Análogos com tecnologia de IA. As novas ferramentas permitirão que as empresas concentrem seus investimentos em Upstream em recursos vantajosos, aqueles com a economia mais robusta e a menor pegada de carbono.

“Para atender à demanda esperada além do fornecimento comprovado de campos onstream, a indústria Upstream enfrenta uma pressão crescente para fornecer ao mercado um suprimento vantajoso, mantendo a disciplina de capital e reduzindo as emissões”, afirmou Andrew Latham, Vice-Presidente Sênior de Pesquisa Energética da Wood Mackenzie. “As novas ferramentas que desenvolvemos permitirão que as empresas construam e mantenham portfólios rentáveis e sustentáveis para a Transição Energética.”

A ferramenta Analogues utiliza os mais recentes recursos de IA Synoptic da Wood Mackenzie para fornecer resultados

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acionáveis com eficiência, alavancando os dados Upstream líderes do setor da empresa. Ao focar nas métricas técnicas e comerciais relevantes, a identificação e a pontuação de análogos, orientadas por IA, são rápidas, flexíveis e precisas. Ao colocar a IA no comando, o viés do usuário é eliminado. Os resultados são guiados por uma visão holística dos atributos de campo, permitindo uma validação mais precisa das premissas de investimento usando análogos de campo apropriados.

A ferramenta de Avaliação de Prospectos permite que os clientes avaliem o valor comercial de prospectos programados para perfuração, aproveitando os recursos de avaliação líderes de mercado da Wood Mackenzie. As empresas podem gerenciar seus inventários de prospectos com mais eficiência, comparar concorrentes e realizar prospecção de mercado.

Ambas as ferramentas integram de forma única dados e análises técnicas e comerciais, fornecendo os insights interconectados necessários para uma tomada de decisão inteligente para garantir valor de longo prazo em um cenário energético em evolução.

“Com o aumento da pressão da oferta e a disciplina de capital permanecendo um imperativo estratégico, essas novas ferramentas representam uma mudança fundamental na forma como as empresas de Upstream podem abordar a otimização de portfólios”, afirmou Craig McMahon, Vice-Presidente Sênior e Chefe de Pesquisa de Upstream da Wood Mackenzie. “Ao combinar nossa expertise técnica com inteligência artificial de ponta e nossa capacidade de análise comercial líder do setor, estamos permitindo que as empresas tomem decisões mais informadas sobre onde concentrar seu capital e recursos em um mercado cada vez mais competitivo.”

AMIGO LNG assina acordo de LNG SPA de 20 anos com a GUNVOR

A AMIGO LNG, joint venture mexicana da LNG LLC, sediada no Texas , e da LNG Alliance, sediada em Cingapura, assinou um Contrato de Compra e Venda definitivo de Longo Prazo com a Gunvor Singapore Pte Ltd, uma das principais empresas independentes de negociação

de commodities.

Pelo acordo, a Gunvor comprará 0,85 milhão de toneladas por ano (MTPA) de GNL por 20 anos, com entregas começando no início das operações comerciais do primeiro trem de liquefação da AMIGO LNG, programado

para o segundo semestre de 2028.

Este compromisso de longo prazo representa um marco importante para a AMIGO LNG, reforçando sua posição como o primeiro terminal de exportação de GNL em larga escala do México na costa oeste das Américas. A unidade, sediada em Guaymas, aproveitará sua localização estratégica e proximidade

com a prolífica Bacia Permiana dos EUA para fornecer suprimentos competitivos de GNL a clientes na Ásia e na América Latina.

“A Gunvor está comprometida em garantir o fornecimento de GNL a longo prazo para atender às crescentes necessidades energéticas de nossos clientes em todo o mundo. A parceria com a AMIGO LNG está alinhada à nossa estratégia de diversificar as fontes de fornecimento e apoiar a transição global para uma energia mais limpa”, disse Kalpesh Patel, Codiretor de Comercialização de GNL da Gunvor.

“Estamos muito satisfeitos em receber a Gunvor como uma de nossas principais compradoras. Este acordo reforça a confiança que os players globais do setor energético depositam na capacidade da AMIGO LNG de fornecer GNL confiável, flexível e competitivo aos mercados internacionais”, disse o Dr. Muthu Chezhian, CEO da LNG Alliance.

Além de fortalecer as cadeias globais de fornecimento de GNL, o projeto AMIGO LNG serve como uma ponte para o comércio de energia entre os EUA e o México, monetizando as exportações de gás natural dos EUA pela costa oeste do México. Isso aprimora a integração energética transfronteiriça, cria valor econômico bilateral e reforça o papel dos EUA e do México como parceiros estratégicos no fornecimento de energia segura e acessível ao mundo.

ConocoPhillips vende ativos da Marathon Oil na Bacia de Anadarko

A ConocoPhillips vendeu os ativos da empresa na bacia de Anadarko para a Stone Ridge Energy por US$ 1,3 bilhão. O negócio compreende operações de aproximadamente 40.000 boe/d.

Ao anunciarem o acordo, os executivos afirmaram que pretendiam vender US$ 2 bilhões em ativos.

“Ficamos positivamente surpresos com a bacia de Anadarko”, disse Ryan Lance, presidente e diretor executivo da ConocoPhillips a analistas e investidores em uma teleconferência em 7 de agosto. “Estamos obtendo bastante produção de gás natural a partir de nossos ativos na América do Norte, e isso simplesmente não nos permitiria competir por capital quando integramos esse ativo à empresa.”

A Stone Ridge Energy faz parte o Stone Ridge Holdings Group que também está investindo em diversas outras estratégias, incluindo a NYDIG, focada em Bitcoin, que, segundo executivos, é “pioneira em tecnologia para facilitar o consumo lucrativo de energia que, de outra forma, ficaria retida ao longo do ciclo de vida de

um poço de gás natural”.

Desde 2021, a Stone Ridge acumulou US$ 9 bilhões em investimentos upstream e construiu mais de 11 gigawatts de capacidade de fornecimento de energia a gás natural com esta compra de ativos ricos em gás da Anadarko de US$ 1,3 bilhão marcando sua mais recente expansão.

TotalEnergies desinveste em Vaca Muerta

A TotalEnergies anuncia que sua afiliada Total Austral assinou um acordo com a YPF SA para a venda de sua participação operada de 45% em dois blocos de petróleo e gás não convencionais na Argentina, Rincon La Ceniza e La Escalonada, por um valor de US$ 500 milhões a uma avaliação de cerca de 10.000 USD/acre.

Localizadas na área de Vaca Muerta, na Bacia de Neuquén, essas concessões (51.000 acres líquidos) estão atualmente em fase de desenvolvimento piloto. Os parceiros da Total Austral nessas concessões são a Gas y Petroleo de Neuquen (10%) e a O&G Developments LTD SA (45%), de propriedade da Shell.

“A venda dos blocos Rincon La Ceniza e La Escalonada faz parte da nossa estratégia de gestão ativa de portfólio. A TotalEnergies permanece totalmente comprometida com a Argentina, onde opera uma grande área não convencional de 183.000 acres líquidos no play de Vaca Muerta, após o desinvestimento desses dois blocos, que representavam cerca de 20% da nossa área líquida naquele play. A Companhia está atualmente produzindo gás e condensados nos blocos operados Aguada Pichana Este e San Roque, com uma produção combinada de cerca de 50.000 boe/d na participação da TotalEnergies em 2024. Esta transação nos permite liberar valor de parte do nosso portfólio, enquanto nos concentramos no desenvolvimento dos nossos principais ativos na Bacia de Neuquén e no offshore da Terra do Fogo”, disse Javier Rielo, Vice-Presidente Sênior para as Américas, Exploração e Produção

da TotalEnergies.

A conclusão da transação está sujeita às condições habituais.

A TotalEnergies opera na Argentina desde 1978 e hoje emprega mais de 1.100 pessoas em seus segmentos de negócios, em Exploração e Produção, eletricidade renovável (solar e eólica) e lubrificantes.

Por meio de sua afiliada Total Austral, é a maior produtora internacional de gás do país, operando cerca de 25% da produção. A participação acionária da Companhia na produção atingiu uma média de 95.000 barris de óleo equivalente por dia em 2024.

Na Terra do Fogo, juntamente com as parceiras Harbour Energy (37,5%) e Pan American Sur (25%), a TotalEnergies (37,5%) opera a concessão Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), que inclui campos terrestres e 6 plataformas offshore. Em Neuquén, a Companhia detém participações acionárias em três blocos terrestres operados. Em toda a Argentina, a TotalEnergies opera 3 parques eólicos e 1 usina solar, com uma capacidade instalada de aproximadamente 300 MW.

Primeira declaração sobre Financiamento Climático

A “Declaração-Marco dos Líderes do BRICS sobre Finanças Climáticas” representou o primeiro documento do bloco dedicado exclusivamente ao tema do financiamento climático. O texto destacou a importância da UNFCCC e do Acordo de Paris como canais centrais para a cooperação internacional diante das mudanças climáticas, constatando que o BRICS busca reforçar, e não substituir, essas instituições. O documento reafirmou a responsabilidade dos países desenvolvidos em prover recursos para os países em desenvolvimento, destacando a necessidade de maior ambição nas metas climáticas, principalmente com relação às Contribuições Nacionalmente Determinadas (NDCs) até 2030

O documento criticou o baixo comprometimento dos países desenvolvidos e defendeu que estes alcancem emissões líquidas zero antes de 2050, e preferencialmente até 2030. O BRICS cobrou a ampliação do financiamento climático global para

ao menos US$1,3 trilhão por ano, com foco especial em aumentar recursos para adaptação, já que os países em desenvolvimento são os mais vulneráveis às mudanças climáticas. Também foi condenado o uso de barreiras comerciais sob justificativa ambiental, por considerá-las punitivas e prejudiciais ao desenvolvimento sustentável

A Declaração também definiu a criação de um Marco de Cooperação do BRICS para melhorar o financiamento climático, recomendando maior integração entre ministérios, bancos centrais e bancos de desenvolvimento para acelerar as ações climáticas e adaptá-las às prioridades nacionais. Por fim, a Declaração também incentivou o aumento do financiamento climático doméstico e saudou a estratégia do New Development Bank (NDB), de destinar 40% dos recursos do banco para projetos ligados à mudança climática até 2026 (apesar de não trazer metas climáticas mais robustas para o NDB).

Instituto Arayara vai à Justiça contra Licença Ambiental

Especial no PL da Devastação

Regulamentada por Medida Provisória no PL da Devastação, a Licença Ambiental Especial (LAE) é alvo de forte oposição da Arayara, que considera a medida um retrocesso grave e já se prepara para questioná-la judicialmente.

A ONG destaca que o mecanismo acelera o licenciamento ambiental de projetos estratégicos, como exploração de petróleo e mineração, sem o devido debate público e sem a consideração de impactos ambientais cruciais, como mudanças climáticas ou riscos a comunidades tradicionais.

A LAE, inserida no PL pela Emenda nº 198, apresentada pelo senador Davi Alcolumbre, foi sancionada parcialmente e cria um modelo de licenciamento político, permitindo que o governo federal determine quais projetos serão considerados “prioritários” sem a necessidade de estudos técnicos robustos ou consulta às comunidades afetadas. Juliano Bueno, diretor-presidente do Instituto afirma que a medida foi articulada para viabilizar megaempreendimentos, como

a exploração de petróleo na Foz do Amazonas, que poderiam avançar sem as devidas análises ambientais.

Além disso, a entidade critica a Medida Provisória que regulamentou a LAE, destacando que ela foi editada sem a devida discussão pública e em regime de urgência. A ONG alerta que essa mudança representa uma afronta ao princípio constitucional de proteção ambiental, uma vez que a nova legislação permite que projetos com alto potencial de degradação, como termelétricas e mineração, sejam aprovados sem estudos adequados de impacto.

A Arayara também destaca que, com a LAE, o Brasil corre o risco de uma explosão de projetos de alto impacto ambiental, especialmente em biomas como a Amazônia. Para a organização, o PL 2.159/2021 representa o maior retrocesso já visto na legislação ambiental brasileira, comprometendo décadas de avanços na governança socioambiental e colocando em risco a proteção do meio ambiente em nome de interesses políticos e econômicos.

Acelen consolida operação e avança com agenda ESG no setor de energia

A Acelen, empresa de energia do Mubadala Capital, divulgou seu Relatório de Sustentabilidade 2024, com dados que comprovam os avanços de uma companhia jovem que, em menos de quatro anos na Bahia, tem promovido uma transformação relevante no setor. A gestão da Refinaria de Mataripe — focada em segurança, eficiência, inovação e impacto positivo — tem gerado conquistas importantes nas frentes ambiental, social e de governança (ESG). O relatório, elaborado conforme os padrões internacionais Global Reporting Initiative (GRI), Sustainability Accounting Standards Board (SASB) e International Petroleum Industry Environmental Conservation Association (Ipieca), apresenta resultados sólidos. Entre os destaques estão a redução de 24% dos custos totais em relação a 2022, e de 15% na comparação com 2023. O custo

operacional unitário também caiu 18% nos últimos dois anos, evidenciando ganhos de eficiência energética e ambiental. E, mesmo com alta nos custos da matéria-prima, a companhia alcançou EBITDA (indicador financeiro que mede o desempenho operacional) recorde, de US$ 450 milhões.

Com mais de R$ 3 bilhões investidos desde 2021, a modernização da Refinaria de Mataripe vem acompanhada de uma transformação digital, com projetos de automação e tecnologia que já resultaram em uma economia estimada de R$ 121 milhões. A empresa implantou o Centro Integrado de Manutenção (CIM), que monitora mais de 700 equipamentos em tempo real, e adotou inspeções com drones, escaneamento 3D e sistemas inteligentes de detecção de vazamentos.

Na operação, entre os principais resultados obtidos, destaca-se o aumento

da produção de derivados médios (como diesel S-10, diesel S-500, MGO e QAV) que responderam por 40,5% do volume total produzido em 2024, frente a 34,0% em 2022. Com papel estratégico para importantes setores da indústria nacional, esses produtos possuem maior valor agregado em comparação a derivados mais pesados, como óleo combustível e asfalto, refletindo a busca por maior eficiência e rentabilidade na produção.

No ano passado, também começou a parceria da Acelen com a Bunker One para abastecimento de navios no país, atendendo clientes do Maranhão, Rio de Janeiro e Bahia. A Refinaria de Mataripe é a maior produtora nacional de bunker, combustível marítimo utilizado pelas embarcações, e a Bunker One é líder na comercialização desse produto.

Um dos principais marcos de 2024 foi a conclusão da primeira fase do projeto de modernização do Temadre, terminal marítimo responsável pelo recebimento de cargas de petróleo e pela distribuição de produtos para os mercados interno e externo. Após mais de duas décadas, foi realizada a dragagem do canal, uma intervenção que aumentou significativamente a segurança da navegação e viabilizou a atracação de navios de grande porte, como os do tipo SuezMax. Com isso, tornou-se possível transportar volumes maiores, com expressiva redução nos custos logísticos. O impacto ambiental da operação também foi reduzido:

- 79% de redução nas emissões de enxofre, em relação a 2023

- 20% de redução na queima de gases no flare, em relação a 2023

- 11% de economia no consumo de água, em relação a 2023

- 90% dos resíduos operacionais destinados para reaproveitamento ou reciclagem

No campo social, os avanços também foram expressivos. Entre 2023 e 2024, a Acelen reduziu significativamente a taxa de frequência de acidentes reportáveis, resultado direto dos treinamentos e da promoção contínua de uma cultura de prevenção de riscos e cuidado com as pessoas. Desde 2022, investiu R$ 9,8 milhões em projetos sociais, beneficiando 52 comunidades e 2,8 mil pessoas diretamente. A companhia também realizou mais de 95 mil horas de treinamento e consolidou a presença feminina: 27% do quadro de colaboradores são mulheres, com 24% de representatividade em cargos de liderança.

“Estamos vivendo uma mudança de paradigma no setor de energia. Atualmente, a sustentabilidade é um tema que ocupa o centro da estratégia dos negócios. Nosso relatório de 2024 mostra

o quanto a Acelen está comprometida em construir uma operação segura, eficiente, limpa e inclusiva, com impacto social real e mensurável, além de ações concretas voltadas à redução do impacto ambiental”, afirma Marcelo Lyra, VP de Relações Institucionais, Comunicação e ESG da Acelen.

O relatório também aponta para o futuro. Um dos marcos é a construção

de uma usina solar, que permitirá que 100% da energia elétrica da Refinaria de Mataripe seja renovável. Outro destaque é a consolidação da Acelen Renováveis, com investimento inicial de US$ 3 bilhões para produzir 1 bilhão de litros por ano de diesel renovável (HVO) e combustível sustentável de aviação (SAF) a partir da macaúba, planta nativa cultivada em terras degradadas de Minas Gerais e Bahia.

MedcoEnergi supera meta e reduz mais de 1,5 milhão de toneladas de CO₂e antes do previsto

A PT Medco Energi Internasional Tbk registrou uma redução de mais de 1,5 milhão de toneladas de emissões de gases de efeito estufa (GEE) de Escopo 1 e 2 em comparação com sua linha de base de 2019.

Este valor supera a meta da empresa para 2025 de 1,08 milhão de toneladas de CO₂e, ou 20% do total de emissões no ano base.

Esta redução de emissões faz parte do plano de longo prazo da empresa para atingir emissões líquidas zero de GEE

de Escopo 1 e 2 até 2050 e emissões de Escopo 3 até 2060. Na implementação, a empresa empreendeu várias iniciativas, incluindo programas de eficiência e redução de emissões em suas áreas operacionais na Indonésia e em seus ativos internacionais.

Em 2024, a MedcoEnergi implementou 43 iniciativas em seus ativos, com reduções estimadas de pico anual de emissões de GEE atingindo 181.727 toneladas de CO2e. A maior contribuição veio das atividades de prevenção de

@Medco Energi

flares no Bloco do Corredor, totalizando 53.713 toneladas de CO2e.

“A redução de emissões faz parte de nossos esforços para aprimorar a eficiência operacional geral. A MedcoEnergi continua a realizar diversas iniciativas de redução de emissões em paralelo com nossas operações diárias de campo”, disse Ronald Gunawan, Diretor e Diretor de Operações da MedcoEnergi.

As reduções de emissões também foram alcançadas por meio da otimização do processo de produção para melhorar a eficiência do combustível gasoso e reduzir as emissões de metano. Nas operações offshore, painéis solares fotovoltaicos foram instalados para atender às necessidades de energia em diversas plataformas no Bloco B do Mar de Natuna do Sul e no Bloco de Sampang. Painéis solares fotovoltaicos também foram implantados em operações de ativos onshore na Indonésia. A conversão de geradores a diesel para o fornecimento de energia baseado na rede elétrica foi implementada em Omã, nas instalações

de Grati (Java Oriental) e na Usina de Gás Rawa (Sumatra Meridional). Além disso, o biodiesel foi utilizado em navios de abastecimento na Tailândia.

“Os esforços de redução de emissões são conduzidos em conformidade com as normas técnicas e ambientais aplicáveis. Essas iniciativas continuarão e se expandirão em linha com a transformação da empresa em direção a operações mais eficientes e com menor emissão de carbono”, concluiu Ronald.

DNV suporta projetos CCUS com garantia de qualidade

A DNV está pronta para fornecer serviços de inspeção de local, garantia de qualidade e controle de qualidade para a Net Zero Teesside Power (NZT Power) e a Northern Endurance Partnership (NEP) , ambas sediadas no nordeste da Inglaterra. Isso inclui a inspeção de equipamentos e materiais, garantindo que atendam aos padrões da indústria e fornecendo suporte no local conforme os projetos progridem da construção

para a operação.

A NEP, uma parceria de joint venture incorporada entre a BP, a Equinor e a TotalEnergies, está desenvolvendo a infraestrutura onshore e offshore necessária para transportar CO2 de projetos de captura de carbono em Teesside e Humber, conhecidos coletivamente como East Coast Cluster , para locais de armazenamento seguros no Mar do Norte.

A construção do projeto CCS está prevista para começar este ano, enquanto a primeira injeção pode ocorrer já em 2027 e iniciar em 2028. Com uma taxa de injeção permitida de 4 milhões de toneladas anuais, com média de duração de 25 anos, isso pode chegar a um total de 100 milhões de toneladas.

A NZT Power, uma joint venture entre a BP e a Equinor, pretende ser a primeira usina elétrica a gás com CCS. Uma vez em operação, a usina geradora de eletricidade com turbina a gás de ciclo combinado poderá produzir até 742 MW de energia flexível, distribuível e de baixo carbono, o equivalente à demanda média anual de eletricidade de mais de 1 milhão de residências no Reino Unido.

“Ser selecionada para apoiar a Net Zero Teesside Power e a Northern Endurance Partnership representa um marco significativo no crescimento da DNV Inspection no setor de energia de baixo carbono do Reino Unido. Esses projetos de CCS são essenciais não apenas para atingir as metas de zero carbono do Reino Unido, mas também para desbloquear oportunidades de emprego locais na região de Teesside e além.” afirmou Mariagrazia Silva, Gerente Regional de Operações da Europa na DNV.

Dobrando a capacidade: unidade de reciclagem avançada da Exxon está em operação em Baytown

A segunda unidade de reciclagem avançada da Exxon está operacional em Baytown, Texas. Ela dobra a capacidade avançada de reciclagem e processamos mais de 100 milhões de libras de resíduos

plásticos em Baytown até maio de 2025. Investimentos adicionais em reciclagem avançada estão sendo considerados para América do Norte, Europa e Ásia porque é um bom

investimento para clientes, acionistas e as comunidades onde a empresa opera. Ao incorporar essas unidades às instalações já existentes, a Exxon pode expandir a escala mais rapidamente e a um custo muito menor do que a maioria da indústria, além de ajudar a aumentar as taxas de reciclagem em cidades e vilas próximas.

Combinada com a primeira unidade, em operação desde o final de 2022, foram processados mais de 45 milhões de kg de plástico até maio de 2025. Essas unidades são investimentos sólidos e fazem parte de como a Exxon ajuda a lidar com o desperdício de plástico.

A reciclagem avançada transforma plástico usado em matéria-prima para produtos valiosos. Por meio das instalações existentes, a Exxon pode converter quase 90% do plástico usado em matéria-prima útil. Isso ajuda a manter o plástico longe de aterros sanitários e incineradores e pode ajudar os clientes a atingirem suas metas em relação aos resíduos plásticos.

Para aumentar as taxas de reciclagem, um dos grandes desafios em todo o mundo é coletar e separar resíduos plásticos. É por isso que a empresa trabalha com comunidades, clientes e outras empresas para coletar resíduos plásticos para as unidades de reciclagem. A Exxon afirma que não parou em Baytown já anunciou investimentos

adicionais, incluindo uma terceira e quarta unidades em Baytown e uma primeira unidade em Beaumont, Texas –o que deve aumentar a capacidade total para aproximadamente 227 milhões de kg de resíduos plásticos por ano. E ainda, investimentos adicionais em reciclagem avançada estão sendo considerados para América do Norte, Europa e Ásia.

@Exxon

@Exxon

“Só tem um caminho: implementar”, diz

Marina sobre compromissos climáticos

A ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, ressaltou a disposição do Brasil em fazer da COP30 a “COP da implementação” dos compromissos firmados até agora pelos países contra as mudanças climáticas. Ecoando o presidente da COP André Corrêa do Lago e a CEO Ana Toni, a ministra afirmou que a ação é mais necessária do que nunca: ou tiramos os compromissos do papel, ou a crise climática se intensificará.

“É preciso agora implementar os compromissos que já assumimos por consenso. Assumimos no Azerbaijão que era US$1,3 trilhão para financiamento climático, prometemos triplicar a energia renovável, duplicar eficiência energética, nos afastar de combustível fóssil, de desmatamento, viabilizar os recursos de perdas e danos. Tudo isso já foi decidido”, disse Marina após participar, no Rio de Janeiro, de um evento do Climate Reality Project.

O mundo chegou ao limiar do processo que já é debatido há 33 anos nas COPs do clima e vive hoje uma crise civilizatória, ressaltou a ministra, na qual os líderes preferem guerrear entre si a declarar guerra contra a crise climática, uma ameaça à nossa sobrevivência no planeta: “São 500 mil vidas perdidas a cada ano só em função de ondas de calor”.

Marina Silva admitiu as dificuldades colocadas pelo contexto geopolítico atual, mas afirmou que líderes e tomadores de decisão precisam continuar a ouvir os cientistas e trabalhar juntos para cumprir a meta limite de 1,5oC de aquecimento global neste século estabelecida pelo

@Fernando Frazão/Agência Brasil

Acordo de Paris.

Para ser a COP da implementação, contudo, a conferência brasileira precisa resolver gargalos logísticos. Os preços cobrados pela hospedagem em Belém são uma “pedra no sapato” da organização da cúpula, com protestos generalizados e ameaças de não comparecimento. Para tentar resolver o problema, o governo quer mapear as delegações em dificuldade e resolver caso a caso. A ação deve ser coordenada por um grupo de assessores dos ministérios do Turismo e do Meio Ambiente, além de representantes da organização do COP30.

A conversão de dois transatlânticos em hotéis flutuantes durante a conferência é parte da solução. As embarcações, com capacidade para até 6 mil leitos, ficarão atracadas na Ilha Caratateua, a cerca de 25 km do bairro do Marco, onde ocorrerá o evento. No entanto, o tempo a ser gasto pelos hóspedes até o local da conferência é bem maior do que os 30 minutos anunciados pela organização - as múltiplas etapas e gargalos conhecidos, podem facilmente triplicar esse tempo.

Estudo sobre como integrar cadeias da

sociobiodiversidade amazônica à indústria

A relação entre a indústria brasileira e a sociobiodiversidade amazônica ainda é inicial em termos de sustentabilidade dos negócios e do meio ambiente, mas já existem caminhos possíveis para aproximar esses dois mundos. É o que mostra a análise de como cadeias produtivas amazônicas podem ser integradas às estratégias de suprimento e inovação das empresas, de forma planejada, sustentável e com geração de valor compartilhado, lançada pela Fundação Eco+, em parceria com o Quintessa, aceleradora de inovação e impacto positivo.

A publicação “Da Floresta à Indústria: como viabilizar cadeias amazônicas sustentáveis” parte da constatação de que, apesar do crescente interesse do setor privado por práticas ESG, ainda há barreiras significativas para

que empresas estabeleçam relações comerciais estruturadas, transparentes e duradouras com cadeias produtivas amazônicas. O estudo busca justamente superar essa lacuna, oferecendo um olhar aplicado e sistêmico sobre o tema.

Para isso, a pesquisa iniciou através de um diagnóstico do setor industrial ligado à análise de cadeias produtivas da região, como castanha, açaí, andiroba, cumaru e cacau, que embasou a posterior realização de entrevistas com representantes de

negócios comunitários, organizações intermediárias e grandes indústrias dos setores de alimentos, cosméticos, têxtil e automobilístico. A metodologia foi baseada na ferramenta “Hot Spot Analysis”, da própria Fundação Eco+, com apoio técnico do time do Quintessa.

Para isso, a pesquisa iniciou através de um diagnóstico do setor industrial ligado à análise de cadeias produtivas da região, como castanha, açaí, andiroba, cumaru e cacau, que embasou a posterior realização de entrevistas com representantes de negócios comunitários, organizações intermediárias e grandes indústrias dos setores de alimentos, cosméticos, têxtil e automobilístico. A metodologia foi baseada na ferramenta “Hot Spot Analysis”, da própria Fundação Eco+, com apoio técnico do time do Quintessa.

“Este estudo se diferencia por sua abordagem prática. Mais do que reforçar a importância da sociobioeconomia, ele traz soluções já testadas por empresas que conseguiram superar desafios logísticos, jurídicos e culturais para construir relações sustentáveis com a Amazônia”, afirma Ana Paula Barbosa de Almeida, coautora do material e analista de sustentabilidade da Fundação Eco+.

Gabriel Costa, coautor e gestor de Projetos no Quintessa, reforça que o estudo se baseia na experiência do Quintessa em projetos de inovação aberta e impacto positivo em grandes empresas e busca apoiá-las a alinhar suas estratégias ESG com melhores resultados financeiros e operacionais

“Partimos da perspectiva que a indústria é um grande vetor de demanda para insumos e inovações das cadeias da sociobiodiversidade amazônica. Assim, a intenção foi entender como as empresas podem se conectar de forma estruturada com cadeias amazônicas, respeitando as particularidades do território e promovendo valor para todos os elos da cadeia”, comenta Costa.

Entre as práticas mapeadas estão o uso de projetos-piloto em inovação aberta, a articulação entre áreas internas (como sustentabilidade, suprimentos e jurídico), a presença local e diálogo transparente para formação e pagamento de preço justo às comunidades produtoras, a priorização de cadeias produtivas já estruturadas e o fortalecimento de arranjos financeiros que garantam previsibilidade aos fornecedores.

Também são abordadas estratégias para mitigar riscos operacionais e reputacionais, como a adoção de certificações, a atuação territorial e o apoio de organizações intermediárias. Ao fomentar conexões sustentáveis entre indústria e Amazônia, o estudo contribui para a construção de um ambiente de negócios mais inclusivo, resiliente e alinhado à transição para uma economia de baixo carbono.

Estudo FEED de captura de carbono

A tecnologia de captura de carbono de regeneração eletroquímica de amina (EMAR) da Solvanic será implantada na unidade de GNL de Coastal Bend, na Costa do Golfo do Texas.

A Coastal Bend LNG, desenvolvedora de uma instalação de liquefação e exportação de gás natural de múltiplos trens ao longo da Costa do Golfo do Texas, iniciou um estudo de engenharia e design de front-end (FEED) com a Solvanic para captura de carbono por regeneração de amina mediada eletroquimicamente (EMAR) em sua instalação Coastal Bend LNG.

A Solvanic assinou um acordo de opção para o uso da tecnologia EMAR, originalmente desenvolvida pelo grupo de pesquisa do Professor T. Alan Hatton no Departamento de Engenharia Química do Instituto de Tecnologia de Massachusetts (MIT).

A tecnologia utiliza um processo eletroquímico para liberar dióxido de carbono (CO2 ) capturado por aminas com eletricidade, em vez do vapor de alta temperatura tradicionalmente usado em sistemas de amina térmica. Essa abordagem inovadora reduz os requisitos de energia e os custos de capital para captura de carbono e permite uma flexibilidade muito maior entre as condições operacionais e escalas de processo. A tecnologia EMAR está em desenvolvimento no MIT há mais de uma década, com avanços recentes do Dr. Michael Massen-Hane e do Dr. Michael Nitzsche, abrindo caminho para reduções de emissões que antes eram inviáveis. Os Drs. Massen-Hane e Nitzsche se tornaram cofundadores da Solvanic para escalar a tecnologia na indústria e maximizar seus impactos climáticos.

“Para atingir nossas ambiciosas metas de GNL de baixa intensidade de carbono, precisamos capturar as emissões de dióxido de carbono de nossas instalações de pré-tratamento de gás natural e de cogeração”, disse Nick Flores, CEO da Coastal Bend LNG. “Para a captura póscombustão em nossas instalações de cogeração locais, precisamos de uma mudança radical na eficiência da captura de carbono. Estamos muito animados com os dados técnico-econômicos preliminares da Solvanic e estamos ansiosos para acelerar sua prontidão tecnológica com este estudo FEED.”

“Estamos alavancando mais de uma década de pesquisa e desenvolvimento em captura eletroquímica de carbono no MIT por meio deste acordo de opção. Agradecemos a confiança da Coastal Bend LNG na tecnologia para atingir seus objetivos de descarbonização industrial”, disse o Dr. Michael MassenHane, cofundador e CEO da Solvanic.

“Demonstramos nossa solução EMAR no Nível 4 de Prontidão Tecnológica com baixa energia, alta estabilidade e escalabilidade modular entre fontes de emissão”, disse o Dr. Michael Nitzsche, cofundador e diretor de tecnologia da Solvanic. Ele acrescentou: “Este estudo FEED acelera nossas análises técnicoeconômicas para processamento de gás e captura de carbono pós-combustão com o total suporte de engenharia da Coastal Bend LNG e seus contratantes.”

De vilão a exemplo global: o papel do plástico na sustentabilidade

Em meio ao crescente debate sobre os impactos ambientais do plástico, a Campo Limpo, referência global em economia circular, mostra que o material pode ser parte da solução, desde que corretamente destinado. Pioneira na reciclagem de embalagens plásticas rígidas de defensivos agrícolas, a companhia já transformou mais de 170 milhões de embalagens em novos produtos, provando que resíduos podem voltar à cadeia produtiva com valor agregado.

A resina reciclada produzida em sua unidade de Taubaté (SP) é utilizada na fabricação de novas embalagens rígidas, que retornam à indústria agroquímica, com rastreabilidade, controle de qualidade e certificação internacional.

“A atuação da Campo Limpo comprova que o plástico, quando bem destinado, pode ser um importante aliado da sustentabilidade. Não se trata da demonização do seu uso, mas de garantir que ele volte à cadeia como matériaprima circular, com impacto ambiental positivo”, afirma Marcelo Okamura, presidente do inPEV (Instituto Nacional de Processamento de Embalagens Vazias) e da Campo Limpo.

Com capacidade para processar até 25 mil toneladas de plástico por ano, a Campo Limpo é a primeira empresa do mundo a operar uma cadeia completa de reciclagem de embalagens de defensivos agrícolas. O processo permite transformar resíduos em novas embalagens com certificação UN, selo internacional das Nações Unidas que atesta a segurança para o transporte de produtos perigosos.

Entre as inovações desenvolvidas pela empresa estão a Ecoplástica®, a primeira embalagem de defensivos agrícolas feita com plástico reciclado do mundo e certificada internacionalmente, e a Ecocap®, tampa produzida com 100% de material reciclado e rastreável.

“O agro é exemplo da capacidade que a indústria tem em transformar resíduos em soluções sustentáveis, com alto padrão técnico e de segurança. Mais do que apontar o plástico como vilão, é fundamental reconhecer que o verdadeiro problema está em sua destinação após o uso. A reciclagem eficiente e a economia circular, como demonstrado pela Campo Limpo, são caminhos concretos para transformar resíduos em recursos, preservar o meio ambiente e impulsionar a inovação sustentável”, reforça Okamura.

Desenvolvimento e implantação de solução Agentic AI nas operações subterrâneas da ADNOC

A SLB e a AIQ vão colaborar para promover o desenvolvimento e a implantação de solução de IA ENERGY ai agentic nas operações subterrâneas da ADNOC. Baseada em 70 anos de dados e conhecimento proprietários, a ENERGY ai combina a tecnologia de modelos de grande linguagem (LLM) com IA agêntica, treinada para fluxos de trabalho específicos em toda a cadeia de valor upstream da ADNOC. As primeiras indicações das capacidades da solução em um ambiente de teste utilizando 15% dos dados da ADNOC e analisando especificamente dois campos resultaram em um agente sísmico que alcançou um aumento de 10 vezes na velocidade da interpretação sísmica e um aumento de 70% na precisão.

A AIQ e a SLB projetarão e implementarão em conjunto novos fluxos de trabalho de IA com agentes em todas as operações subterrâneas da ADNOC, incluindo geologia, explorações sísmicas e modelagem de reservatórios, com o suporte da plataforma de dados e IA Lumi™ da SLB e outras tecnologias digitais. Projetada para ajudar os clientes a aumentarem a produtividade e a eficiência, a plataforma Lumi aprimora o acesso aos dados, otimiza os fluxos de trabalho e dimensiona as soluções de IA perfeitamente.

Uma versão escalável do ENERGYai está em desenvolvimento, incluindo agentes de IA para cobrir tarefas em operações

subterrâneas e a implantação começa no quarto trimestre de 2025.

“Esta parceria reflete nossa visão de utilizar a IA para otimização energética, e estamos entusiasmados que a SLB compartilhe essa visão. A colaboração entre a AIQ e a SLB permite o desenvolvimento de fluxos de trabalho de IA sofisticados que se integram perfeitamente à infraestrutura da ADNOC, impulsionando eficiência, escalabilidade e inovação em todas as etapas do ciclo de vida da energia. Nossa solução de IA agêntica ENERGYai é pioneira em sua escala e impacto, e temos orgulho de envolver outros importantes players do setor de tecnologia em seu desenvolvimento e evolução”, disse Dennis Jol, CEO da AIQ.

“Nossas colaborações com a AIQ já resultaram em soluções inovadoras e agora estamos apoiando a construção da base para a próxima era de operações inteligentes de energia, juntamente com a ENERGY ai da AIQ. Esta solução de IA ágil está pronta para gerar valor de longo prazo e resiliência operacional em toda a cadeia de valor de energia da ADNOC”, disse Rakesh Jaggi, presidente de Digital e Integração da SLB.

A ENERGY ai impulsionará a IA agêntica para automatizar tarefas complexas e de alto impacto, aumentando a eficiência, aprimorando a tomada de decisões e otimizando a produção em todas as operações da ADNOC. A colaboração entre a AIQ e a SLB reflete

um compromisso compartilhado com a inovação, a excelência operacional e o fornecimento de energia centrado em dados, gerando impacto comercial em escala para a ADNOC e acelerando o impacto da transformação energética impulsionada pela IA.

Tecnologia brasileira usa IA para melhorar segurança de plataformas

A Shape Digital, a Shell Brasil, a MODEC Brasil e a Unicamp firmaram uma parceria para desenvolver novas metodologias de monitoramento de riscos operacionais utilizando inteligência artificial. A solução será baseada no Shape Reef, ferramenta de segurança de processos operacionais desenvolvida pela Shape Digital. Ela será

aprimorada para identificar a degradação de barreiras de segurança em unidades offshore – sistemas, procedimentos e equipamentos projetados para prevenir, controlar ou mitigar riscos operacionais. O objetivo é fornecer visualização em tempo real, apoiar a tomada de decisões e contribuir para operações mais seguras.

@Shell

“Vamos desenvolver e testar novos métodos para a gestão de barreiras de segurança em unidades offshore, tornando a ferramenta ainda mais robusta. Este projeto está totalmente alinhado com a nossa visão e estratégia: gerar cada vez mais inteligência com base em dados e IA apoiando a tomada de decisões rumo à excelência operacional”, explicou o CEO da Shape Digital, Felipe Baldissera. Ao longo dos 36 meses do projeto,

financiado com recursos da cláusula de PD&I da ANP, as empresas parceiras implementarão, testarão e aprimorarão abordagens de estimativa de risco utilizando técnicas baseadas em dados para dois contextos: degradação de barreiras de segurança e cenários de vazamento de gás.

“A segurança é um ativo inegociável para a Shell Brasil. Investir em tecnologia e inovação para aprimorar a gestão de riscos em unidades offshore é parte central da nossa estratégia de excelência operacional. Parcerias como essa nos permitem antecipar falhas, reduzir incertezas e aumentar a proteção das pessoas e do meio ambiente. É assim que avançamos com responsabilidade e garantimos operações cada vez mais seguras”, afirma Olivier Wambersie, Diretor de Tecnologia e Inovação da Shell Brasil.

A MODEC fornecerá expertise

operacional de seus FPSOs no Brasil para dar suporte ao desenvolvimento da ferramenta.

“A iniciativa reforça o compromisso da MODEC com a inovação contínua e a adoção de tecnologias que fortaleçam a segurança das pessoas e a excelência operacional das unidades offshore. Por isso, estamos comprometidos em compartilhar nossa expertise, fornecendo dados técnicos relevantes e todo o capital intelectual necessário para impulsionar soluções que contribuam para operações mais seguras e eficientes”, afirma Leonardo Santoro, Gerente de Gestão Técnica da MODEC.

A tecnologia em desenvolvimento

teve origem em um projeto anterior realizado na Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), sob a coordenação do professor Sávio Viana. Na primeira

etapa, foram criados e registrados dois programas computacionais, que deram origem a produtos inovadores: o Fuzzy BowTie e a Rede Neural Artificial para Detecção de Vazamentos. Agora, na Fase II, novamente sob a coordenação do professor Sávio Vianna, da Unicamp, o projeto combinará dados de dinâmica de fluidos computacional e dados reais de campo para investigar e aplicar novos modelos de inteligência artificial, elevando o nível de maturidade tecnológica da solução.

Com a validação dessas novas tecnologias, a Shape Reef – que já opera em unidades offshore no Brasil, México e África – terá sua capacidade de identificar e apoiar a mitigação de riscos ampliada em abrangência e precisão. O

Shape Reef é uma solução que pode ser aplicada a diferentes plantas industriais do segmento de Óleo e Gás. Além disso, a Shape Digital também comercializa o Shape Lighthouse, software de gestão inteligente de ativos, e o Shape Aura, para eficiência energética e redução de emissões de gases de efeito estufa.

Financiado com recursos da cláusula de PD&I da ANP, o projeto implementará, testará e aprimorará abordagens de estimativa de risco usando técnicas baseadas em dados para dois contextos, abrangendo degradação de barreiras de segurança e cenários de vazamento de gás, ao longo de 36 meses. A MODEC fornecerá expertise operacional de seus FPSOs no Brasil para apoiar o desenvolvimento da ferramenta.

Dow encerra três ativos europeus de upstream

A Dow anunciou que, como anunciado em abril de 2025, seu Conselho de Administração aprovou o encerramento de três ativos upstream na Europa , além de certos ativos corporativos e outros em toda a área de ativos globais da empresa:

• Embalagens e Plásticos Especiais: Cracker de etileno em Böhlen, Alemanha; desligamento previsto para o 4T27

• Intermediários Industriais e Infraestrutura: Ativos de cloro-álcali e vinil (CAV) em Schkopau, Alemanha; fechamento previsto para o 4T27

• Performance Materials & Coatings: Planta de siloxanos básicos em Barry, Reino Unido; fechamento previsto para meados de 2026

O fechamento desses ativos redimensionará a capacidade regional,

reduzirá a exposição a vendas comerciais e removerá partes do portfólio da Dow de maior custo e alto consumo de energia na região. Isso aumentará nossa capacidade de suprir a demanda lucrativa por derivativos e otimizará as margens.

“Nossa indústria na Europa continua enfrentando uma dinâmica de mercado difícil, bem como um cenário desafiador de custos e demanda”, disse Jim Fitterlingabre, presidente e CEO da Dow. “Na última década, demonstramos o compromisso da Dow em operar com a mentalidade de “melhor proprietário”, tomando medidas proativas em ativos de custo mais alto ou não estratégicos. Olhando para o futuro, continuamos comprometidos em realizar o valor de

nossos investimentos em crescimento incremental e em aumentar a lucratividade e o fluxo de caixa por meio de mais de US$ 6 bilhões em suporte financeiro de curto prazo.”

As ações da Dow para fechar esses ativos resultarão em um aumento no EBITDA operacional a partir de 2026, atingindo 50% da meta aproximada de US$ 200 milhões até o final de 2027, com entrega total até 2029, com um desembolso de caixa de aproximadamente US$ 500 milhões ao longo de quatro anos.

Como resultado, a empresa registrará

encargos que variam de US$ 630 milhões a US$ 790 milhões, tanto para itens não monetários — como baixas e baixas de ativos — quanto para itens monetários, como saída e alienação de ativos, bem como custos de indenização e benefícios relacionados.

A desativação dos ativos está prevista para começar em meados de 2026 e sua conclusão está prevista para o final de 2027, com potencial descomissionamento e demolição continuando até 2029, conforme necessário.

Aproximadamente 800 cargos da Dow serão impactados como resultado dessas ações. Essas funções se somam às ações de redução de custos de US$ 1 bilhão anunciadas em janeiro que incluiu uma redução de força de trabalho de aproximadamente 1.500 cargos da Dow em todo o mundo.

A Dow envolverá as partes interessadas locais, conforme definido em cada país e em conformidade com os processos de informação e consulta relevantes.

Braskem realiza segunda edição de sua Expo Supplier

A Braskem promoveu a segunda edição da Expo Supplier’s, evento voltado ao fortalecimento da relação entre fornecedores e as áreas de Suprimentos e Manutenção. Realizada com foco em sustentabilidade, inovação e eficiência operacional, a feira reuniu 58 fornecedores, incluindo negócios locais e participantes do programa Valorize, e atraiu representantes de diversas unidades Braskem, como Paulínia, Cubatão, Triunfo, Camaçari, Rio de Janeiro e Alagoas.

Além da exposição de produtos e serviços voltados ao setor petroquímico, o evento ofereceu 40 treinamentos e capacitações específicas, que somaram mais de mil inscritos.

A feira também abriu espaço para pequenos empreendedores locais, com negócios de doces, sabonetes artesanais, utilidades e brindes personalizados, todos integrantes do programa Valorize, que puderam apresentar e vender seus produtos durante o evento.

Para Luis Pazin, diretor industrial da unidade, a Expo Supplier’s vai além da exposição técnica: “Promovemos um ambiente de inovação, aprendizado e relacionamento transparente. Ao integrar empresas locais e parceiros estratégicos, ampliamos o acesso a novas tecnologias, impulsionamos o desenvolvimento regional e fortalecemos uma rede de colaboração que gera valor compartilhado”.

@Divulgação

Shell conclui venda de participação na Colonial Enterprises Inc

A Shell Midstream Operating LLC, subsidiária da Shell plc, concluiu a venda previamente anunciada de sua participação de 16,125% na Colonial Enterprises, Inc. para a Colossus AcquireCo LLC, subsidiária integral da Brookfield Infrastructure Partners L.P. e seus parceiros institucionais por US$ 1,45 bilhão.

“Este desinvestimento reflete nosso foco em desempenho, disciplina e simplificação. Isso nos permitirá concentrar em áreas onde temos escala e vantagem competitiva”, disse Andrew Smith, presidente da Shell Trading & Supply.

Juntamente com a Shell, os coproprietários da Colonial Enterprises,

Inc. concordaram em vender 100% de suas ações da Colonial para a Brookfield. A Colonial é dividida entre cinco sócios: Shell Midstream Operating LLC (16,125%), Koch Capital Investments Company, LLC (28,088%); KKR-Keats Pipeline Investors, L.P. (23,443%); Caisse de dépôt et placement du Québec (16,549%); e IFM Investors (IFM) (15,795%).

A CPC fornece serviços de transporte de derivados de petróleo da Costa do Golfo dos EUA para a Costa Atlântica dos EUA. Os EUA são um mercado-chave para a Shell, onde possui participações em 50 estados e emprega mais de 12.000 pessoas que trabalham para garantir o fornecimento seguro de energia hoje, ao mesmo tempo em que enfrentam os desafios energéticos do futuro.

Porto de Santos valida solução pioneira de detecção de resíduos

A Autoridade Portuária de Santos(APS) formalizou a validação da solução Vanguard, sistema inteligente de monitoramento de resíduos sólidos desenvolvido pela startup Data Overseas.

A cerimônia de assinatura do documento, realizada na sede da APS, marcou a conclusão bem-sucedida de um

projeto originado no ESG Challenge 2024 — primeiro hackathon da instituição — e viabilizado por uma bolsa de inovação de R$ 36 mil administrada pela Fundação Centro de Excelência Portuária de Santos (Cenep).

A tecnologia foi demonstrada ao vivo durante o evento, com a condução do diretor da startup, professor Renato Marcio. A solução combina câmeras de alta precisão com algoritmos de inteligência artificial e comprovou eficácia na identificação automática de resíduos diversos em áreas operacionais do Porto em testes controlados.

Para Anderson Pomini, presidente da APS, a inovação é um marco na agenda de sustentabilidade do maior complexo portuário do hemisfério sul.

“Esta tecnologia não apenas atende às exigências contratuais da bolsa, mas tem potencial de redefinir nossos padrões de monitoramento ambiental”.

A solução Vanguard utiliza sensores ópticos integrados a um sistema de visão computacional para detectar, classificar e georreferenciar resíduos em tempo real.

Durante a prova de conceito realizada em 27 de junho de 2025, a tecnologia analisou fluxos operacionais simulados com dados fictícios, identificando materiais como plásticos, metais e

resíduos orgânicos com precisão.

O sistema gera alertas automáticos para equipes de gestão ambiental, permitindo resposta imediata e mapeamento de pontos críticos de acúmulo de detritos

Com a validação técnica, a Vanguard entrará em fase piloto. O objetivo é integrar a solução ao Sistema de Gestão Ambiental da APS, com potencial replicação em outros portos brasileiros.

A solução nasceu do ESG Challenge, realizado em junho de 2024 no Parque Tecnológico de Santos, quando a Data Over Seas foi uma das oito equipes finalistas. O evento desafiou participantes a criar tecnologias alinhadas a práticas ambientais, sociais e de governança, com foco em problemas críticos como gestão de resíduos, crise climática e inclusão portuária.

Como vencedora, a startup garantiu não apenas a bolsa de R$ 36 mil, mas também 12 meses de incubação no Parque Tecnológico e mentoria do Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas— recursos estratégicos para refinar a plataforma Vanguard.

O desenvolvimento do projeto foi intermediado pela Fundação Cenep, entidade responsável por operacionalizar o programa de bolsas da APS e fomentar parcerias entre academia, setor público e empreendedores.

@Divulgação/APS

Desentupidor de dutos

Um sensor portátil desenvolvido pelo CNPEM - Centro Nacional de Pesquisa em Energia e Materiais está em fase de testes na Petrobras para prevenir, de forma rápida e eficiente, o entupimento de dutos de óleo e gás da estatal. O equipamento, chamado de sistema P-Track, deve reduzir custos com manutenção e aumentar a eficiência operacional, além de diminuir as emissões de carbono da empresa.

O dispositivo mede, de forma rápida e precisa, a concentração de inibidores de incrustação nos dutos de óleo e gás, ação fundamental para garantir o bom funcionamento do sistema de extração de petróleo.

Atualmente, o monitoramento nos dutos da Petrobras depende da coleta de amostras nas plataformas enviadas para laboratórios em terra firme, o que torna a rotina da operação mais morosa e complexa. Esse processo leva no mínimo uma semana, enquanto o novo sensor fornece o resultado em, no máximo, 35 minutos, diretamente na plataforma e de forma mais econômica.

O sistema P-Track também contribui para diminuir a emissão de carbono, porque agiliza a manutenção e dispensa transporte marítimo: o sensor desenvolvido no CNPEM permite que a análise seja feita diretamente nas plataformas, por qualquer técnico local, adotando os ajustes necessários com resultado em tempo real. Representa uma economia significativa de tempo, custo e impacto ambiental.

O equipamento detecta compostos fosfonados, substância ativa presente nos inibidores usados para prevenir o acúmulo de incrustações nas linhas de extração de óleo e gás. São aplicados produtos químicos nesses dutos justamente para evitar a formação de depósitos sólidos que podem provocar entupimentos, o que geraria prejuízos de milhões de dólares.

O sensor indica o teor de matéria ativa presente no produto, ajudando na dosagem correta de inibidor e evitando problemas operacionais e de formação de sólidos nas linhas de produção. Além disso, permite o acompanhamento dos residuais desses inibidores nas águas provenientes dos processos, monitorando a necessidade de injeção de mais ou menos produto nas linhas, reduzindo ações desnecessárias e promovendo o uso inteligente de recursos.

O projeto foi encomendado pela Petrobras, com financiamento da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no âmbito de pesquisa aplicada. O protótipo ficará com a estatal para testes e possíveis adaptações, caso seja necessário, com apoio da equipe do CNPEM.

Se for aprovado pela Petrobras, o Senai de Curitiba cuidará da etapa que consiste em elevar o grau de maturidade tecnológica (TRL) da solução, preparando o sensor para uso comercial e industrial. A equipe do Senai já trabalha no aprimoramento do dispositivo e na prospecção de parceiros industriais para fabricação dos componentes.

Sistema de armazenamento de energia

A SubCtech lançou o Sistema de Armazenamento de Energia (ESS) de íons de lítio de alto desempenho, altamente confiável e seguro para aplicações submarinas offshore. Projetado para implantações de até 25 anos. Os ESSs são normalmente usados como integração de sistemas de backup, atuando como sua fonte de energia renovável offshore. As baterias do ESS possuem qualificação API17F e certificação UN T38.3.

Cada Skid de Armazenamento de Baterias (BSS)

tem uma potência total de 1 MWh – o ESS atual tem um total de 2 MWh. Isso é alcançado conectando dois deles em paralelo. Atualmente, 6 unidades podem ser conectadas de forma a fornecer um máximo de 6 MWh no total. O ESS opera com um conceito avançado de redundância e é equipado com recursos inovadores, como carregamento CA, um conversor de saída CA e configuração automática por meio de nosso SmartBMS™ e BCM (Módulo de Controle de Bateria, baseado em nossa comprovada tecnologia de controle NetDI®).

O conceito de redundância do ESS garante um fornecimento de energia ininterrupto. Este projeto permite que nosso cliente minimize o tempo de inatividade de seu sistema submarino.

Aplicações típicas dos Sistemas de Armazenamento de Energia são como fonte de energia de reserva para aplicações offshore com altas demandas de energia (>1 MWh) e em instalações de produção de petróleo e gás para garantir que os sistemas de controle e sensores críticos sejam continuamente alimentados

Testes de correntes Foucault

A Cangxin Company desenvolveu um sistema de teste de correntes parasitas (correntes de Foucault) rotativas, um sistema digital multicanal, de alta resolução, totalmente automático e de alta qualidade, usado para detecção de defeitos longitudinais superficiais e subterrâneos de fios, hastes e tubulações de materiais ferromagnéticos, aço austenítico e metais não ferrosos.

A velocidade máxima da linha de detecção para cobertura de 100% é de 3 m/s, e a abertura mínima de detecção de defeitos atende ao padrão internacional de abertura para detecção de falhas por correntes parasitas.

O desempenho do equipamento atingiu padrões internacionais; é fácil de operar e conta com serviços técnicos de suporte completos.

Pode cobrir de forma abrangente defeitos verticais, horizontais e de furos passantes, com forte universalidade e

uma ampla gama de aplicações.

Características: canais de detecção: 0/1 através do tipo + 2/4/8 tipo rotativo; Diâmetro de detecção: 0,8-130 mm; Faixas de diâmetro: 0,8-10 mm (Ro10), 2-20 mm (R20), 2-35 mm (R35), 5-65 mm (Ro65), 10-130 mm (R130); Velocidades máximas de rotação: 18.000 rpm (R20), 9.000 rpm (R35), 6.000 rpm (R65), 3.000 rpm (R130); Frequência de detecção: 3KHz-3000KHz;

Velocidade de teste: máximo 3 m/s (com cobertura de 100%); Velocidade do motor: até 18000 rpm.

Disponível no Brasil

Sensoriamento Acústico

Distribuído

Com a combinação de medições de fase e amplitude, a tecnologia proprietária 2P Squared da AP Sensing é menos afetada pelo sinal de desvanecimento comumente observado em outros sistemas C-OTDR. O sistema DAS da AP Sensing proporciona um desempenho mais constante em toda a fibra, resultando em alta qualidade de medição. Dados brutos de alta qualidade são a base para algoritmos de reconhecimento de padrões e aprendizado de máquina.

Os principais recursos da tecnologia 2P Squared DAS da AP Sensing incluem: Medição e localização precisas da amplitude, frequência e fase do campo acústico incidente; A linearidade real é mantida em toda a distância, tempo e amplitude acústica; Qualidade do sinal alcançada com excelente relação sinalruído; Técnicas ópticas avançadas “2P ao quadrado” melhoram a qualidade do sinal em longas faixas de medição; Faixa de medição de mais de 100 km.

O Sensoriamento Acústico Distribuído (DAS) oferece muitas vantagens para monitorar infraestrutura crítica, incluindo: Simplicidade e Robustez do Sensor; Monitoramento Contínuo e Alerta Precoce; Alta precisão de localização; Longo alcance de detecção/monitoramento; Detecção multiparâmetros; Custoefetividade; Monitoramento remoto e áreas de difícil acesso; Robustez e Segurança em Zonas Perigosas.

Gabarito Autônomo Robótico de Inspeção

Através de fomento do Edital SENAI de Inovação, a UpSensor, em parceria com o Instituto SENAI de Inovação em Engenharia de Polímeros e o Instituto SENAI de Inovação em Sistemas Embarcados, desenvolveu o GARI – Gabarito Autônomo Robótico de Inspeção. O sistema foi projetado para realizar o monitoramento de dutovias não pigáveis com especificações para linhas de transporte de Querosene de Aviação e Diesel.

A proposta foi projetar e desenvolver componentes estruturais e de locomoção fabricados em materiais de base polimérica e metálica para utilização em um ROUV. Este projeto, integrado à eletrônica e ao controle desenvolvidos pelo projeto do ISI Sistemas Embarcados, forma um sistema robótico capaz de atender à demanda apresentada pela Petrobras na busca de soluções tecnológicas para realizar o monitoramento e a manutenção de dutos.

O sistema robótico de acionamento pneumático para inspeção de dutos tem dimensões de 4 a 6 polegadas. O mecanismo possui sistema de agarre que não danifica o duto e sistema de propulsão peristáltica à base de músculos pneumáticos fabricados em elastômeros que permitem a ligação de módulos para aumentar a capacidade de carga. O sistema permite, ainda, o acoplamento de ferramentas como câmera e laser de mapeamento radial e tem como vantagem operar em área classificada, pois a unidade de potência se encontra fora do robô. Sendo assim, o GARI pode ser utilizado para inspecionar dutos de QAV sem a necessidade de inertizar o duto.

O Gabarito Autônomo Robótico de Inspeção se diferencia dos tradicionais sistemas de inspeção por conta da sua capacidade de controlar a movimentação do sistema de sensores. A aquisição de informações de integridade física interna dos dutos se dá através das seguintes funcionalidades como Câmera de visualização frontal; Detecção de corrosão por ultrassom; Detecção de geometria por laser; Sensor háptico; Sistema de agarre de base polimérica; Sistema de locomoção pneumático