Revista Petro & Química n°403

Otimize a eficiência no controle de parques eólicos

Com PC aberto e tecnologia de controle baseado em EtherCAT

Tecnologia de controle baseado em PC e EtherCAT para turbinas eólicas: usado em mais de 100.000 turbinas eólicas em todo o mundo integração de todas as funções, como gerenciamento de operações, controle de inclinação, conversor, caixa de engrenagens e controle de freio, visualização, rede de parques eólicos, tecnologia de segurança e monitoramento de condições portfólio de componentes altamente escalonável:

PC industrial, sistema de E/S, software de automação TwinCAT sistema de comunicação EtherCAT rápido e integrado

Tecnologia de controle escalonável

Intervalo modular de terminais de barramento de E/S

Referência

Xinjiang Goldwind Science & Technology Co., Ltd. China

Bibliotecas de software modulares

Produção mostra ajuste

de portfólio, não retração estrutural

O avanço das fontes renováveis vem influenciando de forma direta as decisões de investimento em petróleo e gás, mas os dados de mercado indicam um processo de ajuste estratégico, e não de abandono dos ativos fósseis. Em 2026, as operadoras globais seguem alocando capital no upstream, porém com critérios mais rigorosos de rentabilidade, resiliência a ciclos de preço e intensidade de carbono.

Projetos de longo prazo e elevado custo marginal têm sido revistos, enquanto ativos com baixo breakeven, ciclos de desenvolvimento mais curtos e infraestrutura já instalada continuam atraindo investimentos. Esse movimento é particularmente visível em campos offshore maduros, em projetos de alta produtividade e em operações com integração logística, onde a previsibilidade de fluxo de caixa permanece elevada mesmo em cenários de preços mais pressionados.

No gás natural, o investimento mantém tração como elemento-chave da transição energética. A expansão da capacidade de GNL e a modernização de sistemas de transporte refletem a percepção de que o gás seguirá desempenhando papel central na segurança energética e no equilíbrio de sistemas elétricos cada vez mais dependentes de fontes intermitentes.

Os acontecimentos geopolíticos recentes reforçam, aliás, um ponto central deste debate: qualquer aposta do setor de energia em mudanças abruptas, “da noite para o dia”, mostra-se incompatível com a realidade operacional, financeira e tecnológica do sistema energético global. A recomposição de matrizes, cadeias de suprimento e investimentos exige tempo, previsibilidade regulatória e decisões ancoradas em escala industrial — não em respostas conjunturais.

Na prática, o capital está sendo redistribuído dentro do próprio setor. As empresas ajustam portfólios, reduzem exposição a riscos estruturais e incorporam métricas ambientais à tomada de decisão, sem comprometer a oferta necessária para atender à demanda global. O cenário reforça a leitura de que a transição energética, ao menos no horizonte dos próximos anos, se dará por recomposição gradual de investimentos, e não por uma substituição abrupta do petróleo e do gás.

Além do olhar sobre a produção de 2025, esta edição traz reflexões importantes sobre as dinâmicas do mercado e um pouco das notícias e eventos que marcaram os últimos meses. Destacando que, mesmo durante o intervalo entre publicações e o período de Festas, estivemos permanentemente conectados por meio das redes sociais e newsletters. No espírito desse contínuo diálogo com leitores, especialistas e profissionais do setor é que começamos o ano lembrando que cada leitor pode se considerar um conselheiro editorial, convidado a sugerir temas, abordagens e questões que ajudem a qualificar o debate energético neste momento de transição complexa e decisiva.

Boa leitura. O editor

ISSN: 0101-5397

Whatsapp/Cel: (11) 96925-7321

Combustíveis e renováveis: desafios estruturais e o horizonte energético

A visão da gestora PPSA

Destaques e ações previstas

A margem equatorial no cenário EUA-Venezuela 26 49 52 56

8. jornal

09. Fundo da Marinha Mercante direcionou R$ 4,6 bilhões para projetos na Região Norte em 2025

19. especial

22. Indústria química global sob pressão estrutural e reconfiguração estratégica

56. artigo

59. opinião

59. A transição energética imediata e acessível que bate à porta

63. retrospectiva

66. O epicentro da energia offshore e da transição energética

68. COP30: Desafios e Debates do Setor de Energia, Petróleo e Gás

105. notícias da Petrobras

109. Petrobras inicia contratação para construção do FPSO Búzios 12 78

119. excelência sustentável

120. Monitoramento aéreo, sensores IoT e novos métodos de quantificação impulsionam combate às emissões de metano

137. empresas e negócios

143. produtos e serviços

Presidente Lula sanciona Presiq que prevê estímulos de R$ 3 bilhões

A sanção presidencial do Programa Especial de Sustentabilidade da Indústria Química (Presiq) institui a Lei 15.294/2025: a proposta aprovada prevê estímulos inteligentes de R$ 3 bilhões anuais para o setor químico entre 2027 e 2031, totalizando R$ 15 bilhões no período total.

O setor registrou a rápida tramitação do projeto e o reconhecimento da importância do tema pelo Congresso Nacional e pelo Governo Federal, porém, destacou as urgências que se apresentam ao setor químico brasileiro neste fim de 2025 e em 2026.

O documento sancionado pelo presidente Lula apresentou alguns vetos, dentre eles o que diz respeito à continuidade do Regime Especial da Indústria Química (REIQ) para o ano de 2025 e 2026, por isso a preocupação do setor com os desafios que se apresentam no curto prazo, já que os estímulos inteligentes previstos no Presiq começam a partir de 2027. “Permanecemos com um diálogo intenso com o Congresso Nacional

“O Congresso entendeu a importância desta matéria para o país, aprovando rapidamente a pauta em um esforço multipartidário. Agora, precisamos avançar ainda mais para que o setor possa continuar contribuindo para o país nos próximos anos, crescendo em competitividade e tendo igualdade de condições perante os concorrentes internacionais”, declarou o presidente-executivo da Abiquim Associação Brasileira da Indústria Química, André Passos Cordeiro.

e o Poder Executivo, especialmente Casa Civil, MDIC, e Ministério da Fazenda, para alinhar essa pendência e encontrarmos alternativas para combater o cenário crítico que a indústria tem enfrentado e seguirá em 2026”.

A indústria química brasileira é a 6ª maior do mundo, gera um faturamento líquido anual de US$ 167,8 bilhões, possui o 3º maior PIB e também é o 3º maior contribuinte em tributos federais. Além

disso, é o quarto maior empregador da indústria de transformação, com 2 milhões de postos diretos e indiretos. No entanto, dados recentes indicam ociosidade média superior a 35%, crescimento expressivo das importações, perda de participação da produção nacional no mercado interno e forte pressão de custos, especialmente com energia, gás natural e matérias-primas, reflexo de concorrência internacional desleal nos últimos anos.

Fundo da Marinha Mercante

direcionou

R$ 4,6 bilhões para projetos na Região Norte em 2025

Os projetos da Marinha Mercante priorizados para a Região Norte em 2025 somaram R$ 4,6 bilhões em recursos do Fundo da Marinha Mercante (FMM), com 524 iniciativas aprovadas nos estados do Amazonas e do Pará. As ações contemplam construção e modernização de embarcações, implantação e melhoria de terminais portuários, além de atividades de docagem e reparo, reforçando a navegação

interior e o fortalecimento da infraestrutura aquaviária.

Os investimentos têm potencial para gerar 23.774 empregos diretos, contribuindo para o desenvolvimento econômico regional e a sustentabilidade da indústria naval, em especial onde a navegação fluvial é ferramenta essencial de transporte, mobilidade e integração territorial.

Segundo o ministro de Portos e Aeroportos,

Silvio Costa Filho, os investimentos do FMM integram uma estratégia estruturante do Governo Federal para ampliar a eficiência logística e potencializar o desenvolvimento regional.

“O Fundo é um instrumento central da política pública para o setor aquaviário. Ao priorizar investimentos na Região Norte, fortalecemos a navegação interior, ampliamos a capacidade logística e promovemos desenvolvimento econômico com geração de empregos e integração regional em uma área estratégica para o Brasil”, afirmou o ministro.

No Pará, os recursos priorizados pelo FMM somam R$ 3,7 bilhões para 430 projetos, com potencial de geração de 20.613 empregos diretos. Entre as empresas beneficiadas estão Kanoé Brasil Hidrovias Ltda, Mobile Port Logística e Navegação Ltda, Navegações Unidas Tapajós S.A., Plataforma Logística do Amapá SPE Ltda, LHG Logística Ltda, Wilson Sons Serviços Marítimos Ltda e Navegação Guarita S.A. Os projetos contemplados no estado abrangem construção e modernização de embarcações, implantação e ampliação de terminais portuários, além de atividades de docagem e reparo.

No Amazonas, o valor priorizado pelo

Fundo da Marinha Mercante alcança R$ 858,9 milhões em 94 projetos, com previsão de 3.161 empregos diretos. As iniciativas são voltadas principalmente à construção de embarcações para navegação interior e ao apoio portuário. Empresas como Edlopes Transportes Ltda, LHG Logística Ltda, CT Log Transportes Ltda, Navegação Cunha Ltda, Companhia de Navegação da Amazônia (CNA) e Corrêa & Santos Ltda serão beneficiadas com recursos que impulsionam a infraestrutura logística fluvial e reforçam o papel estratégico dos rios na economia regional.

Com a regionalização dos dados do FMM, o Ministério de Portos e Aeroportos reforça a transparência da política pública, ao mesmo tempo em que evidencia o impacto dos investimentos na ampliação da infraestrutura aquaviária, na geração de empregos e no desenvolvimento sustentável da Região Norte.

Kawasaki Heavy Industries e a Japan Suiso Energy assinam contrato

de tanque para transporte de hidrogênio liquefeito

A Kawasaki Heavy Industries, Ltd. e a Japan Suiso Energy, Ltd. acordaram a construção de um tanque de transporte de hidrogênio liquefeito com capacidade para 40.000 m³, descrito como o maior do mundo em sua categoria, de acordo com um comunicado da empresa.

A embarcação será construída no estaleiro Sakaide Works da Kawasaki Heavy Industries, na cidade de Sakaide, província de Kagawa. A Japan Suiso Energy atuará como operadora do projeto financiado pelo Fundo de Inovação Verde da Organização para o Desenvolvimento de Novas Energias e Tecnologias Industriais (NEDO), que visa demonstrar, até o ano fiscal de 2030, o carregamento e descarregamento de hidrogênio liquefeito de navio para base e realizar testes em condições de navegação oceânica.

O novo navio foi projetado para dar suporte a uma cadeia de suprimentos de hidrogênio liquefeito em escala comercial e possui uma capacidade total de carga de aproximadamente 40.000 m³. Ele foi projetado com um sistema de isolamento de alto desempenho para reduzir a evaporação de gases gerada pela entrada de calor, permitindo o transporte de grandes volumes de hidrogênio liquefeito criogênico.

O sistema de propulsão elétrica combina um motor gerador de combustível duplo à base de hidrogênio/óleo com um motor gerador convencional à base de óleo e inclui um sistema de fornecimento de gás hidrogênio que permite que o gás de evaporação dos tanques de carga seja usado

como propelente, reduzindo as emissões de CO2 durante o transporte.

A embarcação também contará com um sistema de manuseio de carga para carregamento e descarregamento de grandes volumes, utilizando tubulações com revestimento a vácuo de parede dupla para manter temperaturas extremamente baixas durante a transferência entre as instalações em terra e os tanques a bordo. O formato do casco e o calado foram projetados para compensar a baixa densidade do hidrogênio liquefeito, reduzindo a potência necessária e melhorando a eficiência da propulsão.

Os sistemas de combustível de hidrogênio, fornecimento de combustível e manuseio de carga foram submetidos a uma avaliação de riscos, com medidas de segurança destinadas a proteger a tripulação, o meio ambiente e a integridade estrutural da embarcação.

A japonesa Suiso Energy quer utilizar a embarcação juntamente com o Terminal LH2 de Kawasaki, em construção em Ogishima, cidade de Kawasaki, para demonstrar o desempenho, a segurança, a durabilidade, a confiabilidade e os aspectos econômicos necessários para a comercialização de uma cadeia de suprimentos global de hidrogênio liquefeito.

Fusões e aquisições em petróleo têm recuo de quase 30%

As empresas de petróleo e gás realizaram 16 operações de fusões e aquisições, de janeiro a setembro de 2025. Desse total, apenas uma envolveu fundos de investimentos de private equity e venture capital. Trata-se de uma queda de quase 30% em comparação com o mesmo período de 2024, quando foram fechados 14 negócios. O estudo é feito trimestralmente pela KPMG com 43 setores da economia. Com relação ao tipo de transação concretizada de janeiro a setembro, das

16, oito envolveram empresas estrangeiras adquirindo capital de outra estabelecida no Brasil. Outras seis foram do tipo doméstica, ou seja, realizada entre organizações do país e duas foram feitas por brasileiros adquirindo, de estrangeiros, capital de empresa estabelecida no exterior.

No terceiro trimestre, foram fechadas no Brasil 425 operações de fusões e aquisições (sendo 203 de private equity e venture capital). Este foi o melhor trimestre de 2025, já que nos períodos anteriores foram concretizados 330 (primeiro) e 409 (segundo) negócios.

No acumulado de nove meses, foram finalizadas 1.164 operações de fusões e aquisições, uma leve queda de 2,6% em relação aos mesmos meses de 2024, quando houve 1.196 transações, indicando um cenário de estabilidade. Se consideramos apenas os negócios envolvendo fundos de investimentos de private equity e venture capital, foram 566 (48,6% do total) contra 497 (41,6%), no acumulado dos respectivos períodos, um aumento de mais de 13%.

“A queda no número de fusões foi pequena e podemos considerar um cenário estável. Isso se deve ao contexto macroeconômico brasileiro que não está favorável, principalmente, relacionado à parte fiscal, assim como as taxas de juros brasileiras e mundiais. Por isso, não houve uma recuperação significativa em relação ao ano passado, apesar de o ticket médio por transação estar crescendo. Por outro lado, aumentou a participação de fundos de investimentos no total de operações concretizadas”, analisa o sócio da KPMG, Paulo Guilherme Coimbra.

Com escassez de mão de obra, indústrias apostam em tecnologia

Empresas do Grande ABC, como a Maximu’s Embalagens Especiais, buscam automatização na China para reduzir dependência de mão de obra

A indústria brasileira do setor plástico encerrou 2025 com perspectivas positivas e, para 2026, projeta faturamento de R$ 168 bilhões, segundo dados da AbiplastAssociação Brasileira da Indústria do Plástico.

O segmento registrou R$ 5 bilhões em investimentos apenas no primeiro semestre de 2025, com foco em modernização industrial, tecnologias sustentáveis e expansão fabril, consolidando-se como o quarto maior empregador da indústria de transformação brasileira, com mais de 404 mil empregos diretos. A Abiplast prevê ainda R$ 31,7 bilhões em investimentos até 2027, destinados a embalagens sustentáveis, ampliação industrial, logística reversa e tecnologias de reciclagem.

Porém, um dos principais desafios enfrentados pelo setor é a escassez de mão de obra qualificada. A busca por eficiência operacional, a falta de profissionais e a pressão por escalabilidade levaram a automação de processos a ocupar papel de destaque nas estratégias de transformação digital no Brasil

Empresas de médio porte do Grande ABC encontram na modernização tecnológica o caminho para manter a competitividade. A Maximu’s Embalagens Especiais, instalada em Ribeirão Pires e referência regional na produção de embalagens plásticas de proteção, exemplifica essa estratégia ao traçar planos focados em automação e inovação tecnológica.

@HeitorSchewchenko

“Os números de 2025 foram positivos. Para 2026, estamos seguindo nosso caminho de forma independente, focados no que podemos controlar. Temos viagens marcadas para a China em busca de novas tecnologias para aperfeiçoar nosso processo e melhorar nossa entrega”, explica o diretor da Maximu´s, Márcio Grazino.

O executivo aponta que a modernização fabril ampliou a eficiência operacional e fortaleceu a presença da companhia em setores como construção civil e equipamentos eletrônicos. “Porém, a mão de obra anda escassa, está cada dia mais difícil e deve piorar. Tentaremos reduzir ao máximo possível nossa dependência nas contratações, trabalhar com uma equipe bem enxuta e automação forte no que for possível”.

O diretor alerta para uma transformação profunda no mercado de trabalho industrial, impulsionada pelos avanços tecnológicos globais. “A China já está lançando fábricas completamente autônomas, rodando 80% com luz apagada. É uma realidade que ainda não chegou aqui, mas vai chegar. Estamos com um problema de contratação; muitos não querem permanecer no chão de fábrica e faltam especialistas para lidar com as novas tecnologias”, pontua.

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Porto de Qingdao lança o primeiro sistema de amarração automatizado a vácuo da China

O Porto de Qingdao colocou em operação comercial o primeiro sistema de amarração automatizado a vácuo da China em seu terminal de contêineres totalmente automatizado. O porto afirmou que o sistema reduz o tempo de amarração de uma embarcação para menos de 30 segundos e elimina a necessidade de os trabalhadores portuários manusearem as amarras no cais.

O sistema foi utilizado pela primeira vez em 1 de janeiro de 2026, quando o navio porta-contentores “MSC Saudi Arabia”, de 366 metros, foi automaticamente identificado, posicionado e atracado no cais utilizando ventosas a vácuo.

O processo de amarração, que normalmente leva de 20 a 30 minutos quando feito da maneira convencional, foi concluído em 30 segundos.

A instalação compreende 13 unidades de amarração implantadas ao longo da linha de atracação e foi projetada para navios porta-contentores com mais de 200 metros de comprimento. Quando ativadas simultaneamente, as unidades

podem gerar uma força de sucção total de 2.600 kN, suficiente para as necessidades de amarração automatizada dos maiores navios porta-contentores do mundo.

O sistema utiliza uma estrutura de controle de três camadas descrita como “controle remoto centralizado + terminal móvel + controle local de unidade única” e tem como objetivo melhorar a segurança operacional, mantendo o pessoal afastado das zonas de perigo de rompimento de cabos.

Espera-se que o sistema reduza o tempo total anual de atracação em mais de 200 horas, o que, segundo estimativas, equivale aproximadamente a permitir que um cais receba mais de 10 navios adicionais por ano.

O Porto de Qingdao é a operadora portuária no norte da China que administra vários terminais de carga, incluindo instalações de contêineres, e faz parte do Grupo Portuário de Shandong, um grupo portuário estatal que supervisiona os principais portos costeiros da província de Shandong.

Participe do principal encontro do setor de óleo

e gás do Norte e Nordeste!

O Bahia Oil & Gas Energy é um encontro internacional com foco no setor de petróleo e gás do Norte e Nordeste do Brasil. O evento abrange as etapas de exploração e produção onshore e offshore (upstream), transporte (midstream), refino (downstream), petroquímica, distribuição, naval e integração energética.

Destaque-se neste ambiente de negócios setorial, que contará com conferências, área de exposição, encontros de negócios e arenas temáticas.

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Realização:

Primeiro parque eólico offshore flutuante comercial do Japão

A Goto Floating Wind Farm LLC informou que, em 05 de janeiro de 2026, teve início a operação comercial do Parque Eólico Offshore de Goto, descrito como o primeiro projeto comercial de energia eólica offshore flutuante do Japão.

O projeto foi certificado pelo Ministro da Economia, Comércio e Indústria e pelo Ministro da Terra, Infraestrutura, Transporte e Turismo do Japão, de acordo com a Lei de Utilização da Área Marinha para Energia Renovável Marinha, tornando-se a primeira instalação desse tipo no país a receber tal aprovação.

O parque eólico é também a primeira instalação comercial de energia eólica offshore flutuante do Japão. A estrutura utiliza um modelo híbrido flutuante do tipo spar, com uma seção superior em aço e uma seção inferior em concreto.

A estrutura foi projetada e construída

pela Toda Corp., empresa de propósito específico que opera o projeto, e diversas empresas locais participaram da fase de construção, e espera-se que outras empresas locais participem da operação e manutenção. A energia elétrica gerada pelo parque eólico será fornecida preferencialmente a distribuidores locais de energia elétrica, em consonância com o conceito de produção local para consumo local.

O projeto, oficialmente intitulado Projeto de Geração de Energia Eólica Offshore da Cidade de Goto, tem uma capacidade instalada total de 16,8 MW, proveniente de oito turbinas eólicas flutuantes com potência nominal de 2,1 MW cada, com um comprimento total de 176,1 metros e um diâmetro de rotor de 80 metros. A sede da operadora fica na cidade de Goto, província de Nagasaki.

@Divulgação

As petrolíferas querem manter o Programa de Relatórios de Gases de Efeito Estufa da EPA

Em 12 de setembro de 2025, a EPA publicou uma proposta formal para revogar grande parte do GHGRP, justificando que ele teria custos elevados e obrigações onerosas que não gerariam benefícios ambientais diretos sob a lei atual.

Essa proposta foi aberta ao período de comentários públicos — com audiências e consulta pública — como parte do processo regulatório antes de qualquer mudança definitiva. O prazo de comentários seguiu até 3 de novembro de 2025 e a EPA continua no processo de avaliar contribuições e potenciais revisões antes da publicação de uma regra final. Por enquanto o programa não foi suspenso nem finalizado. A proposta

ainda está em fase regulatória e não entrou em vigor. Até que uma regra final seja publicada no Federal Register e entre em vigor, o GHGRP permanece ativo e vigente.

A EPA quer eliminar as obrigações de reporte de 46 das 47 categorias do programa, com o ano de 2024 como último ano exigido de reportagem para essas categorias. Para o setor de petróleo e gás, a EPA propõe suspender os requisitos de reporte até 2034 (em vez de revogá-los permanentemente), em parte devido a mudanças legais relacionadas à cobrança de emissões (Waste Emissions Charge) e à interpretação da autoridade legal. A agência ambiental argumenta

@Divulgação

que essas mudanças reduzirão custos de conformidade e economizarão até cerca de US$ 2,0 a 2,4 bilhões ao longo de uma década para as indústrias. A proposta também sugere remover obrigações de reporte de distribuição de gás natural e outras partes específicas da cadeia de óleo e gás, com regras suspensas até 2034. À primeira vista, o argumento parece

alinhado a princípios clássicos de eficiência regulatória. No entanto, uma análise mais cuidadosa — inclusive sob a ótica das próprias empresas de petróleo e gás — indica que a revogação do GHGRP pode produzir o efeito oposto ao pretendido: aumento da burocracia, elevação de custos de conformidade, fragmentação regulatória e perda de competitividade internacional.

Um padrão federal evita um “caos regulatório” estadual

O GHGRP exige que grandes instalações industriais e fornecedores de energia reportem dados padronizados de emissões de gases de efeito estufa em nível de instalação, com metodologias consistentes, auditáveis e comparáveis. Esse desenho federal evita que as empresas tenham de lidar com 50 regimes estaduais distintos, cada um com critérios, métricas, prazos e exigências próprias.

Diversos estudos jurídicos e análises de políticas públicas apontam que, na ausência de um padrão federal, os estados tenderiam a preencher o vácuo regulatório, especialmente aqueles com

metas climáticas mais ambiciosas, como Califórnia, Nova York e estados do Nordeste dos EUA. O resultado seria uma colcha de retalhos regulatória, significativamente mais onerosa do que um único sistema federal harmonizado.

Esse risco é particularmente relevante para estados como o Texas, onde a cadeia de petróleo, gás e petroquímica sustenta bilhões de dólares em investimentos privados. A fragmentação regulatória aumenta custos de compliance, desestimula novos projetos e pode levar à realocação de capital para outras jurisdições, inclusive fora dos Estados Unidos.

Transparência como vantagem competitiva global

Contrariando a percepção de que o GHGRP seria apenas um “custo regulatório”, grandes produtores norteamericanos veem o programa como um ativo estratégico. Empresas como a BKV Corporation argumentam que os dados de emissões verificados e padronizados pela EPA conferem credibilidade aos produtos energéticos dos EUA em um mercado global cada vez mais orientado por critérios ambientais.

Essa preocupação não é teórica: a European Union avança com instrumentos como o Mecanismo de Ajuste de Carbono na Fronteira (CBAM), que exige informações

detalhadas sobre a intensidade de carbono de produtos importados. O Japão e outros grandes compradores asiáticos também ampliam exigências de transparência ambiental em contratos de longo prazo de GNL.

Nesse contexto, dados federais confiáveis se tornam uma ferramenta de acesso a mercados. A revogação do GHGRP poderia enfraquecer a capacidade dos produtores americanos de demonstrar, com base em dados oficiais, a eficiência e a menor intensidade de emissões de suas operações — abrindo espaço para concorrentes internacionais.

Apoio da indústria e tecnologia

É de se admirar então que empresas e entidades tradicionalmente críticas à regulação ambiental se posicionem em defesa de um programa federal de reporte de emissões. E ainda organizações como o American Petroleum Institute (API), além de companhias globais como Shell e ExxonMobil, manifestaram apoio à manutenção do GHGRP. A U.S. Chamber of Commerce também destacou que previsibilidade regulatória e padronização federal são elementos centrais para decisões de investimento de longo prazo. O apoio transversal sugere que o programa deixou de ser visto apenas como um instrumento ambiental e passou a ser percebido como infraestrutura de dados essencial ao funcionamento do mercado.

Outro vetor relevante vem da indústria de tecnologia e inteligência artificial. A rápida expansão de data centers

Desregulamentação

A experiência internacional mostra que desregulamentação mal calibrada não elimina custos — apenas os redistribui de forma menos eficiente. No caso do GHGRP, a revogação tende a transferir a complexidade regulatória do nível federal para o estadual, reduzindo transparência, aumentando custos agregados e enfraquecendo a posição competitiva da indústria americana.

Um caminho intermediário — como permitir adesão voluntária com reconhecimento federal — pode preservar os benefícios de padronização e credibilidade sem impor obrigações universais. O que está em jogo não é apenas política ambiental, mas competitividade industrial, acesso a mercados globais e segurança jurídica para

hiperescaláveis, impulsionada por IA generativa e computação em nuvem, elevou drasticamente a demanda por energia confiável, contínua e de baixo risco operacional.

O gás natural dos EUA é um dos pilares dessa expansão. No entanto, empresas de tecnologia estão cada vez mais sujeitas a metas próprias de emissões, exigências de investidores e escrutínio das comunidades locais onde instalam seus data centers. Para esses atores, o GHGRP oferece um registro público, padronizado e verificável das emissões associadas à geração de energia, facilitando auditorias, relatórios ESG e licenciamento social.

Sem o programa, essas empresas teriam de recorrer a múltiplas bases de dados estaduais ou privadas, muitas vezes inconsistentes entre si, elevando custos e incertezas.

investimentos de longo prazo.

É importante notar que outras políticas ligadas à EPA seguem em vigor. A EPA finalizou recentemente regras específicas para redução de emissões de metano na indústria de petróleo e gás, como parte de esforços com base no Inflation Reduction Act, que também usa dados reportados ao GHGRP para aplicação de instrumentos como o Waste Emissions Charge.

Dessa forma, mesmo que o GHGRP seja alterado, outras regras relacionadas à mitigação de metano e práticas industriais permanecem em discussão e implementação — o que indica que o escopo completo da política climática americana é mais complexo do que apenas o GHGRP.

Indústria química global sob pressão estrutural e reconfiguração estratégica

@Divulgação

Segundo o PwC Putlook, o setor químico global encerrou 2025 com elevada complexidade econômica e estratégica, marcado por demanda industrial irregular, excesso de capacidade produtiva em mercados-chave e intensificação da disciplina de capital. Nesse contexto, a reestruturação de portfólios emerge como o principal vetor de ajuste, impulsionando desinvestimentos seletivos, cisões corporativas e reorganizações profundas dos modelos de negócio.

As transações no setor químico retomaram fôlego no final de 2025 sustentadas pela

pressão de acionistas por maior eficiência alocativa, pela exigência crescente de transparência financeira e por mudanças estruturais na demanda industrial global. Grandes grupos químicos passaram a priorizar portfólios mais enxutos, regionais e focados, favorecendo a venda de ativos não essenciais e operações de carve-out cada vez mais complexas, inclusive em estruturas transfronteiriças.

Esses movimentos abriram espaço tanto para compradores estratégicos quanto para investidores capazes de executar separações operacionais, digitais e

regulatórias de alta complexidade: dessa forma, a criação de valor passa a depender menos de escala e mais da capacidade de executar rapidamente a transição operacional, absorver custos irrecuperáveis e estabelecer estruturas independentes eficientes desde o primeiro dia póstransação.

Reconfiguração do mercado de fusões e aquisições

Três vetores moldam o atual ciclo de fusões e aquisições no setor químico: o primeiro é a retomada das cisões corporativas de grande porte, envolvendo conglomerados globais que buscam destravar valor por meio da separação de negócios com dinâmicas distintas de mercado, margem e risco. Essas operações exigem elevado grau de prontidão operacional, especialmente em tecnologia da informação, serviços compartilhados e cadeias de suprimentos.

O segundo é o renascimento do mercado intermediário: a estabilização das avaliações e a melhora gradual das condições de financiamento estão atraindo empresas

de médio porte e fundos de private equity para ativos de especialidades químicas, formulações avançadas, distribuição e expansão regional. Paralelamente, produtores médios também assumem o papel de vendedores ativos, monetizando ativos legados para reforçar liquidez e reduzir exposição a ciclos voláteis.

O terceiro vetor é a influência direta de políticas públicas industriais. Nos Estados Unidos, incentivos federais voltados a materiais avançados, insumos para a transição energética e manufatura doméstica buscam direcionar investimentos para especialidades a jusante estimulando movimentos de reshoring. Como efeito

colateral, multinacionais reavaliam sua presença global, acelerando a simplificação de portfólios e a concentração regional da produção. No Brasil, a Abiquim –Associação Brasileira da Indústria Química

trabalhou para garantir ações como o Presiq - Programa Especial de Sustentabilidade da Indústria Química que busca impulsionar competitividade através de incentivos fiscais.

Pressões sobre a petroquímica e o papel da eficiência operacional

Apesar de manterem vantagem estrutural em custos de matéria-prima, os produtores petroquímicos norte-americanos enfrentam compressão de margens decorrente do excesso de oferta global e da desaceleração da demanda em setores como automotivo, construção civil e manufatura industrial. A queda acentuada dos preços de commodities químicas, em grande medida associada ao escoamento de capacidade excedente da Ásia, tem afetado de forma transversal a rentabilidade do setor. No Brasil, as empresas também sentem o

impacto das importações, principalmente da China.

Nesse cenário, a avaliação conservadora de volumes, a flexibilidade da estrutura de custos e a sustentabilidade do fluxo de caixa tornam-se critérios centrais nas decisões de investimento e aquisição. A diferenciação competitiva se desloca para iniciativas de eficiência de conversão, automação de processos, redução de intensidade carbônica e maior transparência de dados ambientais, fatores que passam a influenciar diretamente o valuation dos ativos.

Perspectivas

A expectativa para 2026 é de continuidade do ciclo de desinvestimentos e carve-outs, superando, no curto prazo, operações de aquisições de grande escala. Empresas químicas seguem avaliando seus portfólios à luz da volatilidade da demanda, dos impactos do excesso de oferta global e das restrições de capital. Ativos considerados não essenciais tendem a ser monetizados, enquanto negócios com maior clareza estratégica e potencial de longo prazo são preservados, ainda que com investimentos mais seletivos.

Ao mesmo tempo, a combinação de

disciplina financeira, parcerias criativas e uso intensivo de ferramentas digitais deve diferenciar os compradores mais bemsucedidos. Estruturas de coinvestimento, compartilhamento de risco e colaboração entre investidores financeiros e operadores industriais ganham relevância em processos competitivos. Nesse ambiente, a capacidade de execução, aliada à análise rigorosa de riscos e à criação de valor orientada por dados, torna-se o principal fator de sucesso em um mercado químico global cada vez mais fragmentado e seletivo.

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estoques crescentes, preços pressionados e a redistribuição da

oferta global até 2027

As projeções mais recentes da U.S. Energy Information Administration (EIA) apontam para um rearranjo estrutural do mercado global de petróleo e gás no horizonte de 2026 e 2027, marcado por crescimento contínuo dos estoques, pressão descendente sobre os preços do petróleo e uma mudança gradual na geografia da oferta, com maior protagonismo de produtores fora da OPEP+, especialmente na América do Sul.

Segundo a Short-Term Energy Outlook (EIA) de janeiro de 2026, os estoques globais de petróleo continuarão a aumentar ao longo de 2026 e 2027, ainda que em ritmo mais moderado no último ano. Esse movimento reflete um descompasso persistente entre a expansão da produção global de combustíveis líquidos e o crescimento da demanda, mesmo em um cenário de retomada gradual da atividade econômica mundial.

Nesse contexto, a EIA - U.S. Energy Information Administration projeta que

o preço médio do Brent recuará de US$ 69/barril em 2025 para US$ 56/barril em 2026 e US$ 54/barril em 2027. A tendência de queda já se materializou no segundo semestre de 2025, quando o Brent passou a operar de forma consistente abaixo dos níveis do ano anterior, pressionado pelo aumento da produção global e pelo acúmulo de petróleo em estoques comerciais e flutuantes, superando os efeitos de riscos geopolíticos associados a tensões envolvendo Rússia e Venezuela.

Oferta global: crescimento liderado pela OPEP+ em 2026 por produtores fora do cartel em 2027

Do ponto de vista da oferta, a Agência dos EUA estima que a produção global de combustíveis líquidos crescerá 1,4 milhão de barris/dia em 2026 e 0,5 milhão de barris/dia em 2027. Em 2026, a agência espera que o crescimento será puxado majoritariamente pelos países da OPEC+, refletindo ajustes graduais de política de produção em um ambiente de preços mais baixos; já em 2027, a expansão será liderada por produtores fora da OPEP+, com destaque para a América do Sul. Ela espera que a demanda global cresça 1,1 milhão de barris/dia em 2026 e 1,3 milhão de barris/dia em 2027, após aumento estimado de 1,2 milhão de barris/dia em

2025. A aceleração prevista para 2027 está associada à expectativa de maior dinamismo econômico global, com crescimento do PIB mundial de 3,1% em 2026 e 3,3% em 2027 - segundo projeções da Oxford Economics citadas pela EIA.

Apesar dessa recuperação da demanda, o ritmo de expansão permanece insuficiente para absorver integralmente o crescimento da oferta, reforçando um cenário de mercado relativamente bem abastecido, em linha com análises recorrentes da International Energy Agency (IEA) e da S&P Global, que vêm revisando para baixo as estimativas de crescimento estrutural do consumo de petróleo no médio prazo.

Estados Unidos: produção no platô e disciplina de capital

Nos Estados Unidos, a Agência dos EUA projeta que a produção de petróleo bruto, após atingir um pico anual de 13,6 milhões de barris/dia em 2025, permanecerá praticamente estável em 2026, antes de recuar para cerca de 13,3 milhões de barris/

dia em 2027. A inflexão reflete o impacto acumulado de preços mais baixos, que tende a reduzir a atividade de perfuração, superando os ganhos de produtividade observados nos últimos anos.

O preço médio do WTI é estimado

em US$ 52/barril em 2026 e US$ 50/ barril em 2027, abaixo dos US$ 65/barril registrados em 2025. Avaliações da S&P Global e de gestores globais indicam que o setor de shale dos EUA entra em uma fase de maior disciplina financeira, com foco na geração de caixa e no retorno ao acionista, e não na expansão acelerada da produção. No mercado de gás natural, entretanto, a dinâmica é distinta: o preço spot do Henry Hub deve permanecer

relativamente estável em 2026, em torno de US$ 3,50/MMBtu, antes de subir de forma expressiva em 2027, alcançando uma média anual próxima de US$ 4,60/ MMBtu. Esse movimento será impulsionado pelo crescimento da demanda, associado à expansão da capacidade de exportação de GNL dos EUA e ao aumento do consumo no setor elétrico, levando os estoques a níveis inferiores à média dos últimos cinco anos.

Brasil: crescimento da produção fora da OPEP+

Em contraste com o platô e o declínio projetado para os Estados Unidos, o Brasil se consolida como um dos principais polos de crescimento da produção de petróleo fora da OPEP+, desempenhando papel central na expansão da oferta global a partir de 2027.

De acordo com os dados consolidados de 2025, a produção total de petróleo no Brasil superou 3,6 milhões de barris/ dia, mantendo uma trajetória ascendente sustentada principalmente pelo Pré-Sal, que já responde por mais de 75% da produção nacional. A produção média diária do PréSal ultrapassou 2,7 milhões de barris/dia, com elevados fatores de aproveitamento operacional e alguns dos menores custos

de equilíbrio do mundo, em muitos casos abaixo de US$ 40/barril.

Relatórios da ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis confirmam que os campos do Pré-Sal combinam altas vazões por poço, declínio mais lento da produção e ciclos longos, reduzindo a sensibilidade dos projetos a oscilações de curto prazo nos preços internacionais.

A Petrobras permanece como o principal vetor desse crescimento, respondendo por mais de 70% da produção nacional. A estratégia da companhia, concentrada em ativos de maior retorno no offshore, reforça a resiliência da produção brasileira em um ambiente global de preços mais moderados.

Implicações para o mercado internacional

A combinação de estoques globais em alta, produção estável ou declinante nos EUA e expansão estrutural da oferta brasileira e sul-americana reforça o cenário descrito pela Agência dos EUA de preços do petróleo estruturalmente pressionados até 2027. Para analistas da BlackRock e da Morningstar, esse ambiente favorece produtores de baixo custo e alta produtividade, ao mesmo tempo em que impõe maior seletividade de capital em regiões mais sensíveis ao preço.

No médio prazo, o Brasil emerge como elemento de estabilidade da oferta global, contribuindo para reduzir o risco de choques estruturais e reforçando a tendência de um mercado de petróleo mais equilibrado, ainda que sujeito a volatilidade geopolítica.

@Divulgação

Comparação de expectativas: EIA/IEA vs ANP

Aspecto EIA/IEA (Global) ANP (Brasil)

Demanda global

Oferta mundial

Crescimento modesto em 2026–2027; cenários de estabilidade ou pico antes de 2030 dependendo de políticas climáticas e eficiência energética.

Produção global continuará crescendo, com OPEP+ liderando no curto prazo e produção fora do cartel (incluindo Brasil) impulsionando expansão.

Não há projeções diretas de demanda global da ANP, mas o crescimento da produção brasileira ocorre num contexto de demanda global moderada.

Brasil projeta continuidade da expansão da produção com forte peso do Pré-Sal e investimentos robustos.

Preços

Pressão de queda em 2026/27 devido ao excedente de oferta.

Médio prazo (2025-2029)

Debate global sobre pico de demanda e necessidade de diversificação energética.

Implicação de preços moderados no mercado internacional pode influenciar planos brasileiros de investimento e rentabilidade.

Expectativa de mais de R$ 600 bi em investimentos e produção média elevada no quinquênio 2025-29, com robustez no Pré-Sal e crescimento onshore.

Tecnologias que sustentam e ampliam a produção de petróleo e gás no Brasil e no mundo

A manutenção e a expansão da produção de petróleo e gás em um cenário de preços mais voláteis, maior escrutínio ambiental e disciplina de capital têm sido viabilizadas por um conjunto de inovações tecnológicas aplicadas à exploração, desenvolvimento e operação de campos. No Brasil e nos principais polos produtores globais, essas tecnologias atuam em três frentes centrais: aumento do fator de recuperação, redução

do custo por barril e mitigação de emissões e riscos operacionais.

Tecnologias de exploração: sísmica avançada e modelagem de reservatórios

A base do crescimento sustentável da produção continua sendo a redução da incerteza geológica. A adoção de sísmica 4D (time-lapse), combinada com algoritmos de processamento avançado e modelagem geológica assistida por inteligência artificial, permite mapear com maior precisão a dinâmica dos reservatórios ao longo do tempo.

No Brasil, essas tecnologias têm sido

decisivas para a otimização dos trabalhos no Pré-Sal, onde reservatórios carbonáticos complexos exigem alto grau de resolução sísmica. Globalmente, operadores em águas profundas no Golfo do México, África Ocidental e Mar do Norte utilizam abordagens semelhantes para identificar volumes remanescentes economicamente recuperáveis.

Perfuração e completação: poços mais longos, mais inteligentes e mais produtivos

Os ganhos de produtividade observados nos últimos anos estão fortemente associados à evolução das tecnologias de perfuração direcional e horizontal, aliadas a sistemas de completações inteligentes. Poços com maior extensão lateral, sensores em tempo

real e válvulas de controle remoto permitem gerenciar a produção por zona, reduzindo a entrada de água ou gás indesejado e prolongando a vida útil dos campos.

No Brasil, essas soluções são amplamente aplicadas em projetos offshore de alta

Elevação artificial e sistemas submarinos avançados produtividade. Nos Estados Unidos, especialmente no shale, a combinação de long laterals, fraturamento hidráulico

À medida que os campos amadurecem, tecnologias de elevação artificial tornamse essenciais para manter a produção. Bombas centrífugas submersas (ESPs), gas lift avançado e sistemas híbridos são continuamente aprimorados para operar em ambientes de alta pressão, alta temperatura e grandes profundidades. No offshore brasileiro, os sistemas submarinos de produção — incluindo árvores de natal molhadas, manifolds e dutos flexíveis — evoluíram para permitir tiebacks mais longos, conectando novos poços a plataformas existentes. Isso reduz CAPEX, acelera o início da produção e viabiliza o desenvolvimento de reservas marginais.

otimizado e análise de dados em tempo real sustenta volumes elevados mesmo com menor número de sondas.

@NineEnergy

@Divulgação

matéria de capa

Uma importante inovação brasileira para o setor de petróleo e gás é o HISEP (High Pressure Separation), tecnologia desenvolvida pela Petrobras com parceiros estratégicos - inovação brasileira para

separação submarina de CO2 que visa otimizar produção, reduzir custos e emissões na exploração de petróleo e gás em águas profundas.

Recuperação avançada (EOR/IOR): extrair mais dos campos existentes

O aumento do fator de recuperação é uma das formas mais eficazes de ampliar a produção sem abrir novas fronteiras exploratórias. Técnicas de recuperação avançada (EOR), como injeção de água otimizada, polímeros, CO2 ou gás miscível, vêm sendo aplicadas globalmente.

No Brasil, estratégias de recuperação

Digitalização, automação e gêmeos digitais

A digitalização se tornou um eixo estruturante da eficiência operacional. Gêmeos digitais, manutenção preditiva baseada em IA, centros integrados de operação e automação de processos permitem reduzir paradas não programadas, otimizar o uso de energia e melhorar decisões em tempo real.

No Brasil, centros de operação integrada monitoram centenas de poços e sistemas submarinos simultaneamente. Globalmente, majors e NOCs (National Oil Companies) utilizam plataformas digitais para orquestrar ativos complexos, reduzir custos operacionais e melhorar indicadores de segurança.

melhorada (IOR) no Pré-Sal e em campos maduros offshore e onshore buscam elevar a recuperação total acima dos níveis históricos. Internacionalmente, a injeção de CO2 tem ganhado destaque por combinar ganhos de produção com potencial de armazenamento de carbono.

@McKinsey

Tecnologias para redução de emissões e licenciamento social

Hoje em dia, para manter ou ampliar a produção é preciso também reduzir a intensidade de carbono. Tecnologias de monitoramento e mitigação de metano, eletrificação de plataformas, uso de energia renovável offshore e captura de carbono (CCS) tornaram-se parte integrante dos projetos.

Essas soluções são particularmente relevantes no Brasil, onde a competitividade do Pré-Sal está associada não apenas ao custo, mas também à menor intensidade de emissões por barril em comparação com outras regiões produtoras. O avanço

tecnológico tem permitido que o setor de petróleo e gás sustente níveis elevados de produção e, em alguns casos, continue crescendo, mesmo em um ambiente de maior restrição regulatória e financeira. A combinação de reservatórios de alta qualidade com tecnologias offshore avançadas posiciona o Brasil entre os produtores mais competitivos do mundo. Globalmente, a digitalização, o EOR e as soluções de descarbonização redefinem o papel da tecnologia como condição necessária para viabilidade econômica e social da produção.

Petrolíferas debatem produção mais limpa e tecnologias de baixo carbono

Da esq.

A discussão em torno da produção mais limpa e eficiente de óleo e gás, com maior uso de tecnologias que favoreçam a descarbonização dos processos, foi destaque em evento promovido pelo Centro de Estudos de Energia e Petróleo da Universidade Estadual de Campinas em dezembro. O painel reuniu representantes de empresas do setor, que apresentaram ações voltadas a esses objetivos e discutiram os impactos da transformação digital e da inteligência artificial (IA) nos processos produtivos, além do desafio da formação de profissionais qualificados para sustentar essas inovações no futuro.

Alessandra Davolio Gomes, do Cepetro,

contou que nos últimos anos houve aumento dos projetos envolvendo energia solar e eólica, baterias, CCS (Carbon Capture and Storage, Captura e Armazenamento de Carbono).

Andrea Achoa, gerente sênior de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) da Equinor no Brasil, Olivier Wambersie, gerente geral de P&D e inovação da Shell no Brasil, e Roberta Alves Mendes, gerente geral de P&D e inovação em exploração e produção da Petrobras.

Houve consenso de que os combustíveis fósseis continuarão necessários nas próximas décadas para garantir a segurança energética em todo o mundo. “Até 2050,

@Cepetro

para a dir.: Roberta Alves Mendes (Petrobras), Olivier Wambersie (Shell Brasil) e Andrea Achoa (Equinor)

qualquer cenário aponta que mais ou menos 50% a 60% da fonte de energia primária ainda será de fonte hidrocarboneto no mundo”, comentou Wambersie. No entanto, sua produção deve incorporar processos mais limpos e eficientes, com foco na descarbonização das operações e na redução dos impactos ambientais.

“A Equinor quer chegar no Net Zero em 2050, como um todo. E na produção de óleo e gás, a ambição é que tenhamos uma redução das emissões de 50% até 2030. Hoje, em 2025, a empresa já chegou a 34%, mesmo considerando um aumento da produção. Isso só foi possível com a eletrificação, principalmente, e a implementação de soluções que trazem eficiência energética”, comentou Andrea.

Na Petrobras, Mendes destacou que a estatal planeja investir R$ 13 bilhões em transição energética entre 2026 e 2030: “Esse é o valor previsto em nosso novo plano de negócios, recém-aprovado para o período. No plano anterior, ele era de R$ 16,3 bilhões, que correspondiam a 15% do CAPEX. Agora, equivale a 12% do CAPEX. Essa variação se deve às projeções de preço do petróleo Brent, que foi bastante afetado neste ano. Para os próximos anos, nada indica que vá ocorrer alguma mudança expressiva. Notem, portanto, que mantivemos a ordem de grandeza”.

Nos debates, o impacto das tecnologias digitais e do uso da IA também foram lembrados como vitais nos rumos do setor. “Há duas inteligências, a humana e a artificial. Não são contraditórias, não são opositoras, nem competidoras. A rápida evolução da Inteligência Artificial não deve substituir, mas sim integrar-se ao conhecimento humano”, comentou Wambersie, da Shell.

Margem Equatorial: Amapá estrutura bases para possível novo ciclo de produção de petróleo e gás

A Margem Equatorial brasileira permanece como uma das principais fronteiras exploratórias de petróleo e gás do país, concentrando atenções do setor energético, de governos e da sociedade civil. No Amapá, estado localizado no extremo norte da faixa equatorial, o debate sobre produção de hidrocarbonetos vem sendo conduzido sob uma combinação de prudência ambiental, planejamento institucional e expectativa de transformação econômica, segundo avalia Wandenberg Pitaluga, presidente da Agência de Desenvolvimento Econômico do Amapá, que afirma ainda que o governo estadual trata a Margem Equatorial como uma oportunidade estratégica, condicionada ao sucesso exploratório e ao cumprimento rigoroso de critérios ambientais, científicos e de governança.

“O Amapá parte de uma posição singular no Brasil. Mais de 80% do território é coberto por florestas, cerca de 70% estão sob algum regime de proteção ambiental e temos a costa mais preservada da Margem Equatorial brasileira. Qualquer atividade econômica precisa respeitar esse conjunto de salvaguardas já existentes”, afirma.

matéria de capa

De acordo com o presidente da Agência Amapá, estudos preliminares da indústria e da Confederação Nacional da Indústria (CNI) indicam que, caso as perfurações exploratórias sejam bem-sucedidas e evoluam para projetos produtivos, a atividade de petróleo e gás poderia elevar o PIB do Amapá em até 61% e gerar cerca de 54 mil empregos diretos e indiretos em um horizonte de dois a cinco anos.

Para efeito de comparação, o crescimento histórico do PIB estadual oscila entre 2% e 3% ao ano. A experiência recente da Guiana, que ultrapassou a marca de 800 mil barris/dia de produção e registrou taxas de crescimento econômico superiores a 40% ao ano, é frequentemente citada como referência internacional — ainda que, segundo o governo amapaense, não

sirva como modelo automático, dadas as diferenças ambientais, institucionais e sociais.

“Os números dependem integralmente do êxito exploratório e das decisões de investimento das operadoras. Nosso papel é preparar o Estado para que, se houver avanço, ele ocorra dentro dos mais altos padrões ambientais do país”, ressalta Pitaluga.

No campo regulatório e institucional, o Governo do Amapá tem buscado oferecer previsibilidade e segurança jurídica aos investidores, articulando-se com órgãos federais, agências reguladoras e instituições de controle. Segundo a Agência Amapá, normas ambientais vêm sendo atualizadas, processos de licenciamento aprimorados e mecanismos de coordenação interinstitucional fortalecidos.

“O Amapá está se preparando. Além dos royalties, queremos a cadeia produtiva do petróleo aqui, trazendo desenvolvimento, gerando emprego. Essa é mais uma das muitas empresas que querem se instalar aqui”, enfatizou o governador Clécio Luís.

Nitshore Engenharia e Serviços Portuários quer se instalar no Amapá – ela é responsável pela maior base logística offshore privada da América Latina

Do ponto de vista fiscal, o Estado já aderiu ao REPETRO, regime aduaneiro especial voltado à cadeia de petróleo e gás, que permite a importação e aquisição de equipamentos com suspensão ou redução de tributos, conforme a legislação federal Esse arcabouço é complementado pela Zona de Livre Comércio de Macapá e Santana e pelo Corredor de Importação, instrumentos que ampliam a competitividade logística e tributária do estado.

“Não existe ainda um pacote único e fechado de incentivos, justamente porque priorizamos responsabilidade e aderência legal. Os incentivos serão estruturados caso a caso, com transparência e contrapartidas socioambientais”, explica Pitaluga.

A eventual produção na Margem Equatorial exigirá infraestrutura complexa

— portos, energia, água, mobilidade urbana, habitação e áreas industriais. Segundo o governo estadual, a estratégia é atuar como articulador central entre União, municípios, Petrobras e demais empresas da cadeia.

A Petrobras, por meio da Transpetro, conduz estudos para possível instalação de base logística no Amapá, enquanto o governo estadual apoia tecnicamente a identificação de áreas, o planejamento de conexões de infraestrutura e o diálogo com prefeituras.

O estado também destaca que o atual contexto político-institucional tem facilitado a articulação com ministérios, ANP e Ibama.

A estratégia de longo prazo inclui transformar o Amapá em polo logístico da Margem Equatorial, combinando estudos

matéria de capa

portuários, melhoria de infraestrutura de transporte e energia, estímulo a fornecedores e formação de mão de obra local.

Programas de capacitação já estão em curso ou em fase de implantação, com destaque para parcerias com SENAI Amapá, IFAP, SEBRAE e universidades locais. O programa “Qualifica Amapá – Óleo e Gás”, lançado em 2025, prevê novas turmas e vagas ao longo de 2026, inclusive em municípios do extremo norte do estado, como Oiapoque - a proteção de unidades de conservação e povos indígenas é tratada como condição inegociável pelo governo estadual. Todas as atividades dependem de licenciamento ambiental federal e estadual, estudos de impacto, planos de contingência e programas de mitigação.

Pitaluga destaca que o Amapá tem atuado como mediador institucional, promovendo agendas de escuta entre empresas e comunidades locais. Um exemplo recente foi a articulação de diálogo entre a Petrobras e o Conselho dos Caciques dos Povos Indígenas do Oiapoque.

“Decisões de licenciamento são prerrogativa dos órgãos ambientais competentes. O papel do Estado é garantir que haja consulta, transparência, monitoramento e respeito aos direitos socioambientais”, afirma.

Segundo a Agência Amapá, o governo estadual prepara a publicação periódica de relatórios e indicadores sobre investimentos, estudos e impactos econômicos relacionados à Margem Equatorial, a serem divulgados nos portais institucionais do Estado e da Agência Amapá.

Para o presidente da Agência Amapá, o desafio central é transformar eventual riqueza energética em prosperidade duradoura, sem comprometer o patrimônio ambiental que distingue o estado.

“O Amapá vive um momento de oportunidades, mas também de responsabilidade. Crescer preservando é mais do que um discurso: é uma diretriz de governo. Nosso compromisso é com um desenvolvimento sustentável, inclusivo e tecnicamente responsável”, conclui.

Produção de petróleo, gás, biocombustíveis e renováveis no Brasil: desafios estruturais e o horizonte energético

Segundo pesquisas, os parques eólicos e solares do mundo geraram mais eletricidade do que as usinas de carvão este ano, pela primeira vez, marcando uma virada para o sistema energético global.

Um relatório do think tank climático

Ember constatou que, nos primeiros seis meses de 2025, a energia renovável superou a crescente demanda mundial por eletricidade, levando a uma pequena redução no uso de carvão e gás.

O mundo gerou quase um terço a mais

de energia solar no primeiro semestre do ano em comparação com o mesmo período de 2024, atendendo a 83% do aumento global da demanda por eletricidade. A energia eólica cresceu pouco mais de 7%, permitindo que as energias renováveis substituam os combustíveis fósseis pela primeira vez.

Segundo a Ember, esse marco representa uma virada crucial: as energias solar e eólica estão crescendo rápido o suficiente para atender à crescente demanda mundial por eletricidade. Isso marca o início de uma mudança em que a energia limpa acompanha o crescimento da demanda. De acordo com o relatório, a China e a Índia foram as principais responsáveis pelo aumento das energias renováveis, em contraste com os EUA e a Europa, que dependiam mais dos combustíveis fósseis.

Um relatório separado da Agência Internacional de Energia (IEA) constatou que as energias renováveis globais podem mais do que duplicar até o final da década, com 80% da nova capacidade de energia limpa proveniente da energia solar.

Fatih Birol, diretor executivo da IEA, afirmou que o crescimento da capacidade global de energias renováveis nos próximos anos será dominado pela energia solar fotovoltaica, mas com contribuições também da energia eólica, hidrelétrica, bioenergia e geotérmica.” A AIE afirmou que a China continuará sendo o maior mercado de crescimento para energias renováveis do mundo, com a Índia

emergindo como o segundo maior durante o restante da década. Além do crescimento em mercados já consolidados, a energia solar deverá ter um grande impulso em economias como a da Arábia Saudita, do Paquistão e de vários países do sudeste asiático.

A China adicionou mais geração de energia renovável do que o resto do mundo combinado, levando a uma queda de 2% no uso de combustíveis fósseis no primeiro semestre do ano em comparação com os mesmos meses de 2024, segundo a Ember.

No mesmo período, a Índia triplicou sua produção de energia renovável em mais de 30% em relação à sua demanda por eletricidade – que foi significativamente menor este ano –, fazendo com que o uso de carvão e gás caísse 3,1% e 34%, respectivamente.

Em contrapartida, a demanda por eletricidade nos EUA superou o crescimento do setor de energias renováveis, levando a um aumento de 17% na geração de energia a carvão no primeiro semestre do ano.

Na UE, a procura apresentou apenas um crescimento modesto em comparação com o primeiro semestre do ano passado, mas uma quebra na produção de energia eólica e hidroelétrica, relacionada com as condições meteorológicas, fez com que nem mesmo a rápida expansão da energia solar conseguisse impedir o aumento da geração de energia a gás e a carvão em 14% e 1,1%, respetivamente.

Segundo a IRENA

– International Renewable Energy Agency

O ano de 2025 marcou um marco significativo na transição energética global, com as energias renováveis alcançando níveis sem precedentes de crescimento e investimento, ao mesmo tempo em que desafios substanciais continuam a limitar o ritmo e a equidade dessa transformação.

Recordes Históricos e Forte Competitividade

Em 2024, o mundo testemunhou um crescimento recorde na capacidade instalada de energia renovável, com 582 GW adicionados à rede elétrica global, elevando a capacidade total para cerca de 4.443 GW. Esse incremento histórico é reflexo tanto da expansão da energia solar e da eólica quanto da confiança dos investidores no setor.

O investimento global na transição energética também bateu recorde, atingindo US$ 2,4 trilhões, dos quais aproximadamente US$ 807 bilhões foram

destinados a tecnologias renováveis. Esse volume representa um aumento de cerca de 20 % em relação à média de 2022–2023.

Outro destaque positivo é a competitividade econômica das renováveis: cerca de 91 % dos novos projetos de geração renovável foram mais baratos do que alternativas à base de combustíveis fósseis, consolidando as energias limpas não apenas como solução climática, mas também como a opção mais atraente economicamente para novos investimentos em eletricidade.

Mas... o ritmo ficou abaixo do necessário

7.1.1 Proporção da população com acesso à eletricidade

Apesar dos avanços, para que a capacidade renovável instalada seja triplicada até 2030 — meta assumida pela comunidade internacional em fóruns como a COP28 — o mundo precisa adicionar mais de 1.122 GW de capacidade por ano de 2025 a 2030. Isso exige um ritmo de crescimento médio de mais de 16 % ao ano, acima do ritmo atual.

Essa lacuna entre o que foi alcançado e o que é necessário reflete desafios persistentes, tais como barreiras regulatórias, limitações de capacidade nas redes elétricas, falta de financiamento em mercados emergentes e inconsistências políticas que retardam a expansão em muitos países.

Os desafios e as desigualdades persistem e, do lado das dificuldades mais complexas, a demanda global por energia continua a crescer, impulsionada, entre outros fatores, pelo uso intensivo de data centers e pela expansão da inteligência artificial (IA). Essa demanda crescente impõe pressões adicionais sobre o planejamento das redes elétricas e sobre a necessidade de integrar mais rapidamente fontes renováveis enquanto se moderniza a infraestrutura energética.

Ponto crítico são as desigualdades no acesso à energia limpa. Embora aproximadamente 92 % da população mundial agora tenha acesso à eletricidade básica, ainda há mais de 666 milhões de pessoas sem qualquer acesso à energia elétrica. Além disso, cerca de 1,5 bilhão de pessoas em áreas rurais dependem de fontes poluentes para cozinhar, um desafio que persiste apesar das soluções off-grid disponíveis, como painéis solares e biogás doméstico. Essas desigualdades se refletem também na distribuição de investimentos e na adoção de energias renováveis: regiões como a África Subsaariana concentram cerca de 85 % das pessoas sem acesso à eletricidade, enquanto muitas economias avançadas absorvem a maior parte dos capitais, tecnologia e crescimento de capacidade.

Resumindo o ano de 2025, a IRENA mostra que embora o setor renovável esteja mais forte do que nunca — com custos competitivos, inovação tecnológica e fluxos de investimento crescentes —, a transição energética ainda está aquém do necessário para alcançar os objetivos climáticos e de desenvolvimento sustentável até 2030.

“A transição energética é um poderoso motor para a resiliência e o crescimento econômico sustentável em todo o mundo.”

Francesco la Camera, Diretor-Geral da IRENA

matéria de capa

A aceleração do crescimento de renováveis exigirá não apenas mais financiamento, mas políticas públicas robustas, fortalecimento de infraestrutura elétrica, cooperação internacional e esforços para reduzir disparidades no acesso à energia limpa. Se essas ações forem implementadas de maneira coordenada e ambiciosa, o setor renovável pode transformar não apenas os mercados de energia, mas também impulsionar o desenvolvimento econômico e social em larga escala.

O setor bioenergético brasileiro chega a 2026 em um ciclo de consolidação e expansão, impulsionado por políticas públicas, novos investimentos e pela diversificação de rotas tecnológicas. O etanol permanece como eixo central, com produção robusta a partir da canade-açúcar e expectativa de crescimento na safra 2026/27, enquanto o etanol de milho se consolida como pilar estratégico, ampliando a capacidade produtiva em

Uma nova gestora

O período 2024–2025 consolidou o Brasil como uma das arquiteturas energéticas mais complexas e resilientes do mundo, combinando produção crescente de petróleo e gás natural, liderança estrutural em biocombustíveis líquidos e gasosos e uma matriz elétrica com predominância renovável. Ao mesmo tempo, o ciclo expôs tensões técnicas, regulatórias, logísticas e econômicas que moldarão

diferentes regiões do país e reforçando a segurança energética.

O biodiesel mantém trajetória de crescimento, apoiado pelo aumento do consumo e pelas metas de mistura obrigatória, embora o cronograma previsto na Lei do Combustível do Futuro ainda enfrente desafios técnicos. Ao mesmo tempo, biogás, biometano e combustíveis sustentáveis de aviação (SAF) ganham espaço como alternativas relevantes para a diversificação da matriz energética e para a redução de emissões em setores de difícil descarbonização.

A bioenergia avança também como vetor de competitividade e sustentabilidade, com foco em ganhos de eficiência, uso de subprodutos e maior produtividade agrícola. Apesar de entraves logísticos e da necessidade de segurança regulatória, o Brasil entra em 2026 com bases sólidas para reforçar sua liderança global em soluções energéticas de baixo carbono.

as decisões estratégicas até 2026 e ao longo da próxima década.

Essa dinâmica envolveu diretamente atores institucionais como a PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.), Petrobras, ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis, Ministério de Minas e Energia (MME) e EPE - Empresa de Pesquisa Energética, além de operadoras globais e associações setoriais, em um contexto fortemente influenciado por análises de consultorias e agências internacionais.

Petróleo: produtividade elevada, maturação de ativos e foco em eficiência

Em 2024, a produção brasileira de petróleo manteve-se próxima de 3,4 milhões de barris/dia, segundo dados consolidados da ANP. Do ponto de vista técnico, a leve oscilação negativa anual não representou perda estrutural de capacidade, mas refletiu paradas programadas, intervenções em FPSOs, reconfigurações de poços e estratégias de otimização de reservatórios, comuns em sistemas offshore maduros.

Mais de 75% dessa produção teve origem no Pré-Sal, cuja produtividade por poço permanece entre as mais altas do mundo,

fator reiteradamente destacado em relatórios da S&P Global Commodity Insights e da Wood Mackenzie, que apontam o Brasil como referência em eficiência operacional em águas ultra profundas (referências: spglobal.com; woodmac.com).

Nesse contexto, a PPSA desempenhou papel estratégico ao gerenciar contratos de partilha e comercializar a parcela da produção da União, alcançando arrecadação recorde superior a R$ 10 bilhões em 2024, conforme seu Relato Integrado.

A atuação da PPSA reduz assimetrias de informação, aumenta a previsibilidade dos fluxos financeiros e melhora a governança da renda petrolífera — ponto frequentemente destacado em análises como as da PwC sobre modelos de gestão estatal de recursos naturais.

A Petrobras concentrou investimentos em projetos de alta taxa de retorno no

Pré-Sal, priorizando FPSOs padronizados, redução do lifting cost e integração digital de ativos, conforme detalhado em seu Plano Estratégico 2024–2028. Empresas internacionais como Shell, Equinor, TotalEnergies e CNOOC mantiveram participação relevante, trazendo capital, tecnologia de recuperação avançada e padrões globais de gestão de risco.

Gás natural: expansão da oferta e gargalos sistêmicos

A produção de gás natural atingiu recordes históricos em 2025, superando 170 milhões de m³/dia, impulsionada pelo maior aproveitamento do gás associado do Pré-Sal, conforme dados da ANP. Do ponto de vista técnico-energético, isso reforça o papel do gás como combustível de transição, com menor intensidade de carbono em comparação ao carvão e ao óleo combustível.

Entretanto, relatórios da Deloitte e da IEA convergem ao apontar que o principal desafio brasileiro não está na produção, mas na infraestrutura e na organização

do mercado. A ausência de gasodutos integrados, limitações de capacidade de escoamento e entraves regulatórios ainda restringem o uso do gás pela indústria e pela geração elétrica.

Nesse contexto, a Abegás - Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado tem reiterado que o avanço do mercado depende de estabilidade regulatória, tarifas de transporte previsíveis e expansão da malha, posição alinhada às análises da EPE no Plano Decenal de Expansão de Energia.

Biocombustíveis: etanol, biodiesel e biometano como vantagem

estrutural

O setor de biocombustíveis registrou um dos desempenhos mais consistentes do período: a produção de etanol superou 35 bilhões de litros, impulsionada pela expansão do etanol de milho e pela competitividade frente à gasolina.

A ÚNICA - União da Indústria de Canade-Açúcar e Bioenergia destaca que o etanol brasileiro apresenta balanço energético e de emissões superior ao de alternativas fósseis, argumento amplamente respaldado por estudos citados pela IRENA - International Renewable Energy Agency.

No biogás e biometano, a AbiogásAssociação Brasileira do Biogás aponta crescimento acelerado de projetos industriais, agroindustriais e de saneamento. Relatórios da IEA e da S&P Global indicam que o biometano é um dos vetores com maior potencial de descarbonização para indústrias intensivas em energia, desde que haja marcos regulatórios claros e integração com o mercado de gás.

Renováveis elétricas: liderança consolidada e novos desafios técnicos

A matriz elétrica brasileira manteve mais de 85% de participação renovável, com forte presença de hidrelétricas, eólicas, solares e biomassa. No entanto, 2024–2025 evidenciaram desafios técnicos crescentes: curtailment, sobreoferta regional, restrições de transmissão e necessidade de armazenamento.

A EPE, em seus estudos prospectivos,

destaca que o gargalo deixou de ser geração e passou a ser sistema, exigindo investimentos em redes, digitalização e flexibilidade operacional.

Análises da PwC e da Wood Mackenzie reforçam que, sem essas adaptações, o ritmo de expansão renovável poderá desacelerar a partir de 2026.

Política energética, planejamento e governança

O MME buscou equilibrar

segurança

energética, competitividade e compromissos climáticos, fortalecendo instrumentos como o RenovaBio e discutindo o aumento das misturas obrigatórias de biocombustíveis.

A ANP intensificou a fiscalização e a transparência, enquanto o TCU passou a acompanhar mais de perto a governança da PPSA e dos leilões.

Relatórios da S&P Global e da Deloitte convergem ao afirmar que previsibilidade regulatória será o fator mais determinante para destravar investimentos até 2030.

Segundo projeções da EPE e da IEA, o Brasil pode superar 4 milhões de barris/dia de petróleo na próxima década, ao mesmo tempo em que amplia sua liderança em biocombustíveis e mantém alta participação renovável na eletricidade.

A PwC estima que o país está entre os poucos capazes de financiar a transição energética com recursos do próprio setor fóssil, desde que haja governança e planejamento de longo prazo.

A Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) é a estatal federal criada pela Lei 12.304/2010 e regulamentada em 2013 para gerir contratos

de partilha de produção e comercializar, em nome da União, petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos provenientes do Pré-Sal brasileiro — sem executar diretamente as atividades de E&P (exploração e produção) ou infraestrutura operacional. Esse modelo permite que a União participe dos resultados de produção sem investir ou assumir riscos de exploração. Em 2025, a PPSA consolidou sua atuação técnica e institucional em meio a um ambiente de mercado internacional desafiador, com tensões geopolíticas e transição energética impactando preços, margens e competição, ao mesmo tempo em que o Brasil manteve produção elevada e previsível nos contratos de partilha. Em 2025, a PPSA reportou desempenho expressivo na comercialização de petróleo e gás da União, com arrecadação agregada que ultrapassou R$ 30,6 bilhões — um resultado que superou todos os anos anteriores somados, segundo declaração pública de seu Diretor-Presidente, Luis Fernando Paroli, na abertura do Fórum Técnico PPSA 2025, evento que reuniu mais de 300 especialistas e lideranças da

indústria no Rio de Janeiro.

O desempenho refletiu tanto o volume de produção contratado quanto o ambiente competitivo em leilões de comercialização de óleo da União, que foram ampliados ao longo do ano em comparação com edições anteriores. A PPSA integrou análises estatísticas e projeções econômicas como parte de sua governança técnica para definir estratégias de preço e volume.

Para o segmento de gás natural, 2025 representou um ano de ativação de responsabilidades adicionais para a PPSA. O governo federal encarregou a PPSA de organizar e realizar o primeiro leilão de gás natural da União, uma atribuição nova que deve dinamizar o mercado nacional de gás e permitir que volumes oficialmente ofertados à indústria e ao mercado consumidor sejam negociados em ambiente competitivo.

Segundo a Abegás, a oferta inicial de gás para o leilão deve ser de cerca de 300 mil m³/dia em 2026, com projeções de chegar a 1,1 milhão m³/dia em 2027 e picos maiores com o avanço da produção nos contratos vigentes. Entretanto, a realização do leilão pode ser adiada para o primeiro trimestre de 2026.

A PPSA enfrentou grandes desafios em 202, como a própria comercialização e governança dos contratos de Partilha, já que a competitividade dos leilões depende

cada vez mais da clareza nas regras e dos mecanismos de governança: no 5º Leilão de Petróleo da União realizado em 2025, alguns lotes não atraíram propostas e os resultados ficaram abaixo das projeções da equipe econômica — um sinal de que ajustes nos processos e no desenho dos editais podem ser necessários para ampliar a participação de compradores.

A execução do leilão de gás seria um avanço nas responsabilidades da PPSA, mas também expôs desafios técnicos e de infraestrutura: negociar condições de acesso às instalações de processamento e escoamento com a Petrobras e assegurar que o gás ofertado seja competitivo quando comparado às fontes alternativas.

Um grande desafio apontado por agentes do mercado e fiscalizadores é a necessidade de maior previsibilidade institucional, com frameworks regulatórios que garantam segurança jurídica para investidores e compradores em certames futuros. A participação de entidades como o Tribunal de Contas da União (TCU) em debates sobre governança de leilões reflete essa busca por aprimoramento.

“Este foi um ano muito especial para a PPSA. Arrecadamos 30,6 bilhões de reais para a União em 2025 – volume maior do que o resultado de todos os anos anteriores somados. Isso mostra o tamanho do desafio que enfrentamos e que enfrentaremos daqui para frente.”

Luis Fernando Paroli

Novas responsabilidades e avanços institucionais

Em 2025, a PPSA não só consolidou sua função de gestora de contratos de partilha de produção, como passou a integrar responsabilidades mais amplas — especialmente com a entrada no mercado de gás natural da União: a autorização do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) habilitou a PPSA a contratar, junto a estruturas existentes, serviços de escoamento e processamento do gás da União e realizar sua comercialização direta — um marco que abre caminho para

que a estatal atue em um segmento até então restrito a mecanismos indiretos ou à Petrobras.

A PPSA continua trabalhando na implementação de seu Plano Estratégico 2025-2029, aprovado pelo Conselho de Administração, que prevê otimização de processos internos, aprimoramento do modelo de comercialização e introdução de práticas ESG robustas até o final de 2025 — com dashboards de governança e painéis prioritários já em desenvolvimento.

Projeções e ações previstas para 2026

1. Leilões e comercialização de petróleo - A PPSA anunciou que promoverá o 6º Leilão de Petróleo da União em 29 de julho de 2026, com oferta prevista de 106,5 milhões de barris de óleo da União provenientes de campos como Mero, Búzios, Bacalhau, Itapu, Sépia e Atapu — um volume significativo que reforça o papel da empresa na circulação de volumes estratégicos no mercado internacional e doméstico. O superintendente de comercialização, Guilherme França, destacou que o edital será estruturado para maximizar a eficiência e alinhamento ao mercado ao mesmo tempo em que busca ampliar a competição entre ofertantes.

2. Consolidação do mercado de gás natural - Para 2026, a estratégia da PPSA inclui realizar o primeiro leilão competitivo de gás natural da União no primeiro trimestre, com metas crescentes de volumes ofertados nos anos

Governança e tecnologia - O plano estratégico também prevê, até 2026, a conclusão dos painéis de monitoramento e indicadores de desempenho (dashboards) que permitam maior transparência e eficiência na gestão dos contratos de partilha e comercialização, contribuindo para decisões mais ágeis e baseadas em dados internos.

Projeções de arrecadação e contribuição à economiaEstudos internos projetam que a arrecadação futura — somada aos resultados de leilões, produção e comercialização — deve incrementar a contribuição da estatal para o orçamento da União, reforçando seu papel estratégico na segurança energética e no financiamento de políticas públicas.

“Os estudos de estimativa de produção dos contratos de partilha para o período 2026-2035 indicam que a parcela da União continuará crescendo em volumes e valores arrecadados, desde que sustentemos a competitividade dos leilões e a governança dos processos de comercialização.”

Tabita Loureiro, Diretora Técnica da PPSA

O Papel da ANP, Resultados, Desafios e Perspectivas para 2026

Números e tendências do setor são assegurados ao longo do ano pela ANPAgência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis nos seus Boletins Mensais da Produção de Petróleo e Gás Natural,

documentos técnicos que consolidam os dados de extração dos hidrocarbonetos líquidos e gasosos no território nacional e nas águas jurisdicionais brasileiras, incluindo a plataforma continental.

Produção e destaques

Os relatórios da ANP mostram que a produção de petróleo e gás natural manteve elevados padrões ao longo de 2025. Em janeiro de 2025, o volume total (petróleo + gás natural) ficou em 4,460 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), com forte predominância de campos marítimos, especialmente na Bacia de Santos — um padrão que se repetiu nos meses seguintes.

O Pré-Sal continua sendo o principal motor da produção brasileira. Em novembro de 2025, o Pré-Sal concentrou 79,6% de toda a produção nacional de petróleo e gás natural, com 3,913 MMboe/d extraídos

nessa região estratégica. Campos específicos seguem como grandes responsáveis por volumes expressivos. A Bacia de Santos, por meio de campos como Búzios, destacouse com 744,30 mil bbl/d de petróleo, enquanto o campo de Mero registrou produção de 40,80 milhões de m³/d de gás natural, segundo os boletins consolidáveis pela ANP.

“Os dados consolidados de produção em 2025 refletem não apenas a capacidade técnica instalada no país, mas também a eficiência operacional das empresas e a robustez do ambiente regulatório.” —ANP

Principais Desafios Tecnológicos e Regulatórios em 2025

Apesar dos excelentes números, 2025 também revelou desafios que exigiram atenção e ação da ANP e dos agentes regulados, como gestão de flutuações mensais de produção que demandam acompanhamento técnico refinado, com ajustes de curto prazo em planos de engenharia e logística das operadoras; embora o volume de gás natural produzido tenha aumentado em termos anuais, a necessidade de infraestrutura adicional para processamento, liquefação e transporte continua sendo um tema de discussão no setor; o alinhamento de metas de

Perspectivas para 2026

A extrapolação dos dados de 2025, juntamente com análises das tendências globais e setoriais, indica que 2026 poderá consolidar ou ultrapassar os indicadores de produção registrados no ano anterior, contanto que os investimentos em exploração e produção não sofram retrações significativas por variações nos preços internacionais do petróleo e do gás. Também é necessário que a infraestrutura de escoamento e processamento de gás natural seja ampliada, respondendo à crescente demanda doméstica por gás e impulsionando maior aproveitamento do gás associado às operações de óleo e que a política regulatória mantenha previsibilidade e estabilidade, permitindo que operadoras planejem aumentos

produção com práticas sustentáveis segue como foco, espelhando diretrizes mais amplas de transição energética, apesar do setor fóssil ainda dominar os indicadores de volume.

Adicionalmente, em janeiro de 2026 a ANP suspendeu temporariamente operações de perfuração da Petrobras na bacia da Foz do Amazonas após um incidente ambiental, ressaltando a importância da regulação rigorosa de atividades em áreas de sensibilidade ecológica — reforçando que a agência atua também como fiscalizadora proativa.

de produção e novas perfurações com horizonte de médio prazo.

Os dados consolidados pela ANP em 2025 revelam um ano de produção elevada e diversificação de marcos operacionais para o Brasil, com recordes mensais e anuais em diversos segmentos. A forte participação do Pré-Sal, a crescente produção de gás natural e a capacidade de manter volumes acima de 4,5 milhões de boe/d ao longo de vários meses reforçam a posição brasileira entre os grandes produtores globais de hidrocarbonetos líquidos e gasosos.

As perspectivas para 2026 permanecem optimistas, especialmente se os desafios técnicos e regulatórios forem enfrentados com coordenação entre a ANP, o MME, operadoras e agentes de mercado.

Petrobras em 2025: desempenho, desafios e perspectivas para 2026

2025 reforçou a Petrobras como o principal agente da produção de petróleo e gás no Brasil, com resultados que refletiram tendências internas e externas — incluindo oscilações nos preços internacionais de petróleo, pressões de custo e evolução das políticas de produção e exploração.

A produção da Petrobras em 2025

matéria de capa

mostrou tendência de crescimento sustentado. No terceiro trimestre de 2025 (3T25), a média subiu ainda mais, alcançando 3,14 MMboed, um crescimento de quase 17% em relação ao mesmo período de 2024, reforçando o papel da Petrobras no aumento de produção nacional. Esse desempenho foi resultado, em parte, do atingimento da capacidade de projeto de unidades como o FPSO Almirante Tamandaré (Búzios) e a maior produção de campos maduros e intensivos em tecnologia.

O Pré-Sal brasileiro é um destaque contínuo. Em novembro de 2025, a produção do Pré-Sal foi estimada em 3,913 milhões boe/d — cerca de 79,6% do total brasileiro — com campos como

Destaques operacionais de 2025

Búzios liderando em óleo (744,3 mil bbl/d) e Mero em gás natural (cerca de 40,8 milhões m³/d), reafirmando sua posição como epicentro da produção nacional. Esses resultados foram alcançados em meio a um cenário operacional complexo, com desafios relacionados à manutenção e ramp-up de unidades, oscilação de preços internacionais e necessidade de integração entre produção e mercado consumidor interno.

“O crescimento da produção média ao longo de 2025 é reflexo direto da eficiência operacional conquistada em nossos ativos estratégicos no Pré-Sal, da entrada de novas plataformas e da constante melhoria nos processos de engenharia e logística.” Petrobras.

• Recorde de produção em campos Pré-Sal e incremento de novos poços — a performance em campos como Búzios e Mero elevou a produção líquida da companhia e de campos consorciados.

• Novas descobertas e licenças exploratórias — houve a concessão de licenças para perfuração em áreas estratégicas, como a Foz do Amazonas, ainda que operações tenham sido temporariamente suspensas por medidas regulatórias e ambientais pouco antes de 2026.

• Operações de serviço e geofísica ampliadas — contratos de aquisição de dados sísmicos com parceiros internacionais e serviços de OBN (Ocean Bottom Node) foram firmados para apoiar programas de exploração em 2026.

Esses desenvolvimentos sustentam a perspectiva de que a Petrobras não está apenas extraindo volumes crescentes de hidrocarbonetos, mas também fortalecendo seu portfólio técnico para futura expansão da produção., com trabalho intenso, operando sob um cenário de pressões globais e volatilidade macroeconômica. A agência de classificação de risco Moody’s, por exemplo, ajustou o outlook do rating de crédito da empresa para estável em 2025,

refletindo cautela do mercado diante de riscos combinados. Mas tendo em mente os dados recentes e projeções de desempenho operacional e exploratório, as perspectivas para a produção da Petrobras em 2026 são de consolidação e potencial expansão, orientada pela entrada de novas plataformas e ramp-ups (a Petrobras iniciou operações da plataforma P-78 no campo de Búzios no final de 2025, com capacidade de cerca de 180 mil bbl/d de óleo e 7,2 milhões m³/d

de gás, reforçando a base de produção em 2026 e integrando interconexões de gasodutos com a malha de distribuição nacional), a exploração de áreas sensíveis como a retomada de perfuração em áreas como a Foz do Amazonas, os contextos de internacionais que podem influenciar o crescimento da produção - atrelado à

Além da Petrobras

evolução dos preços, ao custo de capital e à eficiência operativa – ainda que a Petrobras tenha margem técnica para manter competitividade. A trajetória refletirá não apenas decisões técnicas e operacionais, mas também capacidade de adaptação estratégica da Petrobras a um cenário energético em transformação global.

Produção de petróleo por operadora (dezembro/2025, base ANP)

Shell Brasil: ~340–360 mil bbl/d (~9–10%)

Participação relevante e estável em campos do PréSal (Atapu, Mero) no 4T25; dezembro manteve patamar semelhante ao do 2S25, com variações operacionais usuais.

Outros independentes

Produção consistente em consórcios do Pré-Sal (Atapu, Sépia), sem ramp-ups abruptos reportados no fechamento do ano.

PRIO: ~115–125 mil bbl/d (~3–3,5%)

Carteira focada em campos maduros offshore; dezembro refletiu estabilidade após intervenções ao longo de 2025.

Petrogal Brasil: ~90–100 mil bbl/d (~2,5–3%) TotalEnergies: ~130–145 mil bbl/d (~3,5–4%)

Participação em Lula e Búzios; variações mensais compatíveis com paradas programadas no fim do ano.

Equinor Brasil: ~70–80 mil bbl/d (~2%)

Produção associada a consórcios no Pré-Sal, sem anúncios de mudanças estruturais em dezembro.

CNOOC: ~65–75 mil bbl/d (~1,8–2%)

Participação consorciada (principalmente Búzios); dezembro acompanhou o nível médio do 4T25.

~20–55 mil bbl/d cada

Portfólios diversificados (campos maduros e consórcios); produção agregada relevante, porém pulverizada.

Nota: a ANP divulga produção por campo/ poço e consolidados nacionais; o recorte por empresa em um único mês exige consolidação técnica. Os intervalos acima evitam falsa precisão e permanecem coerentes com os boletins de novembro/dezembro de 2025.

matéria de capa

Embora a Petrobras continue sendo a principal produtora de óleo e gás no Brasil, o cenário energético nacional em 2025 também foi marcado pela atuação significativa de empresas internacionais e independentes, tanto em campos maduros quanto no Pré-Sal brasileiro.

Dados compilados a partir de boletins da ANP e levantamentos do setor mostram que uma série de outras petroleiras — nacionais e estrangeiras — contribuiu de modo relevante para a produção, mostrando que, apesar de concentrada, a produção nacional já tem diversificação operacional em nível consolidado, com empresas estrangeiras e independentes ganhando espaço em campos no Pré-Sal e em bacias maduras.

A Shell Brasil manteve posição de destaque como a segunda maior produtora independente, com produção superior a 350 mil bbl/d (base maio de 2025). A empresa aumentou sua participação em unidades como Atapu e Mero — campos estratégicos do Pré-Sal — adquirindo fatias adicionais nos consórcios operacionais. “A expansão das nossas participações em Atapu e Mero reflete a confiança da Shell no potencial de produção a longo prazo do Pré-Sal

brasileiro e na tecnologia de completação e produção integrada offshore.” — Shell Brasil em comunicado à imprensa sobre os contratos de participação.

A TotalEnergies EP figurou como uma das maiores produtoras estrangeiras no país em 2025, com cerca de 138 mil bbl/d (base maio). A empresa atua em consórcios liderados pela Petrobras em campos como Atapu e Sépia, contribuindo para estabilidade produtiva em áreas de alto potencial. “O Brasil é um dos pilares da estratégia de produção de óleo e gás da TotalEnergies, especialmente no Pré-Sal, onde a eficiência técnica e a cooperação com parceiros locais impulsionam resultados sustentáveis.” — TotalEnergies

Empresas como Equinor Brasil e CNOOC Petroleum também aumentaram produção em 2025. Em setembro de 2025, relatórios setoriais apontaram crescimento expressivo de produção nesses campos, com Equinor avançando em capacidades em projetos offshore e CNOOC aproveitando sinergias em consórcios do Pré-Sal.

Independentes como PRIO, Petrogal, Brava Energia também desempenharam papel importante:

• PRIO (PetroRio Jaguar) esteve entre os maiores produtores, com cerca de 121 mil bbl/d, consolidando a presença de independentes nacionais no offshore brasileiro.

• Petrogal Brasil teve participação relevante (≈93 mil bbl/d).

• Brava Energia — fruto da fusão de Enauta e 3R Petroleum — consolidou uma base diversificada de produção tanto em offshore quanto em campos maduros, impulsionando a presença de médios operadores no cenário nacional.

Nichos de Produção

Além das gigantes e das médias, empresas como Repsol Sinopec, Petronas, CNPC Brasil, Trident Energy e Perenco Brasil tiveram contribuição cumulativa relevante em 2025, com faixas de produção de 20 mil a 55 mil bbl/d — muitas vezes em campos maduros em produção contínua ou em desenvolvimento estacionado pelo histórico técnico. Essas empresas geralmente operam sob regimes de concessão ou participações em consórcios, e suas produções, embora menores individualmente, representam importantes fluxos complementares que fortalecem a diversificação do parque

produtivo nacional.

Especialistas do setor destacaram que a presença de independentes e operadores estrangeiros no Brasil não só eleva a produção nacional como também introduz inovação tecnológica e eficiência de capital em segmentos onde o dinamismo do mercado responde com mais rapidez. Essa avaliação coincide com os números da ANP, mostrando que, mesmo em um cenário dominado pela Petrobras, há forte participação de terceiros que consolidam o Brasil como um mercado energético competitivo e diversificado.

Ajuste de portfólio, não retração estrutural

O avanço das fontes renováveis vem influenciando de forma direta as decisões de investimento em petróleo e gás, mas os dados de mercado indicam um processo de ajuste estratégico, e não de abandono dos ativos fósseis. Em 2026, as operadoras globais seguem alocando capital no upstream, porém com critérios mais rigorosos de rentabilidade, resiliência a ciclos de preço e intensidade de carbono.

Projetos de longo prazo e elevado custo marginal têm sido revistos, enquanto ativos com baixo breakeven, ciclos de desenvolvimento mais curtos e infraestrutura já instalada continuam atraindo investimentos. Esse movimento é particularmente visível em campos offshore maduros, em projetos de alta produtividade e em operações com integração logística, onde a previsibilidade de fluxo de caixa permanece elevada mesmo em cenários de preços mais pressionados.

No gás natural, o investimento mantém

tração como elemento-chave da transição energética. A expansão da capacidade de GNL e a modernização de sistemas de transporte refletem a percepção de que o gás seguirá desempenhando papel central na segurança energética e no equilíbrio de sistemas elétricos cada vez mais dependentes de fontes intermitentes.

Na prática, o capital está sendo redistribuído dentro do próprio setor. As empresas ajustam portfólios, reduzem exposição a riscos estruturais e incorporam métricas ambientais à tomada de decisão, sem comprometer a oferta necessária para atender à demanda global. O cenário reforça a leitura de que a transição energética, ao menos no horizonte dos próximos anos, se dará por recomposição gradual de investimentos, e não por uma substituição abrupta do petróleo e do gás.

A Margem Equatorial Brasileira no cenário do intervencionismo dos Estados Unidos na Venezuela

por: Francismar Ferreira – doutor em Geografia pela UFES e pesquisador da área de Exploração e Produção do Ineep - Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra

A afronta à soberania da Venezuela promovida pela ofensiva estadunidense expressa um movimento geopolítico com implicações para o segmento de petróleo e gás. No curto prazo, os impactos tendem a se limitar a oscilações nos preços do petróleo no mercado global. Já no médio e no longo prazo, a eventual retomada dos investimentos no país pode gerar efeitos mais amplos, que vão além da dinâmica de preços, envolvendo a expansão da oferta e a reconfiguração dos fluxos da commodity nos mercados regional e internacional.

As reverberações da ofensiva estadunidense na Venezuela não tendem a gerar impactos estruturais no segmento de exploração e produção no Brasil, especialmente na Margem Equatorial.

Ainda assim, a iniciativa evidencia a disposição dos Estados Unidos de intervir na América Latina, reforçando a percepção de que a soberania brasileira também se encontra sob ameaça.

Em grande medida, a ofensiva estadunidense sobre a Venezuela representa uma retomada dos fundamentos da Doutrina Monroe, que tinha como objetivo reafirmar a influência estadunidense sobre a América Latina e o Caribe, ao mesmo tempo em que busca limitar a presença e o avanço de outras potências da geopolítica global, especialmente China e Rússia, na região. Nesse arranjo mais amplo, as riquezas minerais, com destaque para o petróleo, assumem centralidade como ativos estratégicos.

Nesse contexto, a

indústria petrolífera da Venezuela assume papel de destaque. O país detém a maior reserva de petróleo do mundo, estimada em cerca de 302,8 bilhões de barris, o que corresponde a 16,9% das reservas globais em 2024. Ainda assim, a produção venezuelana registrou forte retração ao longo da última década, passando de 2,5 milhões de barris por dia, em 2015, para 960,1 mil barris por dia, em 2024, uma redução de aproximadamente 66,5%, segundo dados do Energy Institute. Esse recuo produtivo está fortemente associado à queda dos investimentos no setor, decorrente, sobretudo, das sanções impostas ao país e à estatal PDVSA.

Cabe ressaltar que a maior parte da produção de petróleo venezuelano tem como principal destino a China, país que realizou

investimentos relevantes na Venezuela e utiliza o petróleo como garantia desses aportes.

A retomada da produção de petróleo na Venezuela não tende a ocorrer de forma simples ou acelerada, de modo que a oferta global de petróleo dificilmente sofrerá

variações significativas no curto e no médio prazo. Nesse contexto, eventuais oscilações nos preços tendem a estar mais associadas a tensões potenciais e a incertezas conjunturais sobre o país do que a um choque efetivo nos preços e na oferta.

Uma eventual retomada

dos investimentos na produção petrolífera da Venezuela, especialmente por parte de majors estadunidenses, não tende a produzir impactos relevantes sobre as atividades de exploração e produção no Brasil, em particular na Margem Equatorial.

@GovVenezuela

É fato que as petroleiras estadunidenses, em especial a Chevron e a ExxonMobil, ampliaram sua presença no Brasil nos últimos leilões, ao adquirirem áreas exploratórias na Bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, e na Bacia de Pelotas, ambas consideradas fronteiras exploratórias promissoras . No entanto, o contexto brasileiro difere substancialmente do venezuelano. Enquanto na Venezuela predominam operações onshore e em águas rasas, no Brasil as atividades de exploração e produção ocorrem majoritariamente em áreas offshore de águas profundas e ultraprofundas, associadas a um tipo de petróleo distinto daquele produzido no país vizinho, caracterizado por ser mais pesado e de elevado custo de produção. Soma-se a esse fator o ambiente de maior estabilidade regulatória e política no Brasil, que confere maior previsibilidade e segurança

aos investidores do setor de óleo e gás.

No caso venezuelano, as reservas já são conhecidas, o que torna o risco exploratório praticamente inexistente. Em contraste, no Brasil, as petroleiras, inclusive as majors estadunidenses, precisam assumir riscos exploratórios significativos. Dessa forma, a relação entre custos de produção e riscos exploratórios tende a ser um elemento central na definição das estratégias de investimento dessas empresas. Contudo, no caso brasileiro, destaca-se a histórica capacidade econômica e técnica da Petrobras para liderar as atividades de exploração e produção, além de seu papel estratégico e decisivo no abastecimento interno e na segurança energética nacional mesmo após quase três décadas da abertura do setor de óleo e gás. A ofensiva contra a soberania venezuelana não altera o planejamento da Petrobras

em relação à exploração e ao conhecimento do potencial energético da Margem Equatorial. Fatores internos, como questões técnicas e operacionais e o volume de investimentos da estatal são mais determinantes.

A intervenção da Venezuela pelos Estados Unidos exige um posicionamento do Brasil em defesa da soberania nacional, da autonomia regional e do princípio da não intervenção na América Latina. Ao mesmo tempo, esse episódio reforça a importância de fortalecer a Petrobras como empresa estatal de energia integrada e verticalizada, voltada à garantia do abastecimento, da segurança energética e do desenvolvimento nacional. Nesse sentido, as atividades da Petrobras na Margem Equatorial devem priorizar a reposição de reservas e a segurança energética do país, e não se orientar exclusivamente por resultados financeiros de curto prazo.

Cabe destacar que, atualmente, a Chevron não possui produção de petróleo no Brasil, embora detenha participações em blocos exploratórios. Já a ExxonMobil participa da produção no campo de Bacalhau, no Pré-Sal da Bacia de Santos, cuja operação teve início em outubro de 2025. O campo é operado pela Equinor e conta também com a participação da portuguesa Galp. Além disso, a ExxonMobil mantém participações em outros blocos exploratórios no país. 1

A transição energética imediata e acessível que bate à porta

por: Sergio Bandeira de Mello – presidente do Sindigás

O debate sobre sustentabilidade, muitas vezes, se concentra nas grandes soluções de longo prazo. Enquanto isso, milhões de brasileiros ainda cozinham com lenha e carvão, e pagam com a própria saúde por uma energia que deveria ter sido superada. Hoje, 24

milhões de pessoas sofrem doenças respiratórias causadas pela queima desses combustíveis em ambientes fechados, o que resulta em mais de 10 mil mortes por ano.

Crianças e mulheres são as mais afetadas, expostas diariamente a uma fumaça tóxica que provoca desde

irritações oculares até câncer de pulmão.

Cerca de 23% do consumo energético residencial no Brasil vem da lenha, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). É o segundo combustível mais utilizado nas casas brasileiras, atrás apenas da eletricidade. Estudo do

Sindigás, PUC-RJ e Uerj estima que as doenças provocadas pela lenha para cocção custam mais de R$ 3 bilhões aos cofres públicos. Segundo a Organização Mundial da Saúde (OMS), quem vive exposto à fumaça da lenha em locais fechados tem de duas a três vezes mais chances de desenvolver doenças pulmonares crônicas.

Nesse cenário, ainda que derivado de combustíveis fósseis, o GLP cumpre um papel central em uma transição energética. O gás de botijão é 98,6% menos poluente que a lenha ou carvão no ambiente doméstico e emite 40 vezes menos gases de efeito estufa para gerar a mesma quantidade energia. A substituição integral da lenha por GLP no uso residencial reduziria em 97,3% a pegada de carbono. Trata-se de uma solução acessível, presente em todo o país e capaz de melhorar a saúde e a dignidade de milhões de pessoas.

Ao lançar o Programa Gás do Povo, que prevê a distribuição gratuita de até 65 milhões de cargas de gás de GLP por ano, beneficiando 15,5 milhões

de famílias de baixa renda, o governo federal deu os primeiros passos para acelerar o combate à pobreza energética. O impacto social tende a ser profundo e deve gerar um aumento de 7% a 8% na demanda nacional, exigindo cerca de R$ 2,5 bilhões em novos botijões para garantir a eficiência operacional do setor.

A infraestrutura necessária para apoiar o programa está disponível. São 180 bases de distribuição e mais de 59 mil revendas autorizadas pela ANP, cobrindo os 5.570 municípios brasileiros. O GLP chega a lugares até onde os Correios, saneamento, eletricidade e outros serviços básicos muitas vezes não chegam, a partir de uma eficiência logística que garante a entrega de cerca de 13 botijões por segundo, porta a porta, com tempo médio de 17 a 30 minutos entre o pedido e a entrega.

Um botijão de 13 quilos dura em média 60 dias e prepara mais de 325 refeições, segundo a PNAD 2019. Isso significa segurança alimentar sem fumaça tóxica, sem risco de queimaduras, sem afastar crianças da escola

para coletar lenha e sem estimular o desmatamento ilegal.

Além disso, o setor é referência internacional em logística reversa. Com o Programa de Requalificação de Botijões, as embalagens de aço são reutilizadas por anos, submetidas a testes rigorosos de qualidade e de pressão duas vezes superior à normal de uso. Isso acontece pela primeira vez com 15 anos de uso, depois a cada dez anos. Quando chegam ao fim da vida útil, os botijões são inutilizados e reciclados em siderúrgicas. Nenhum é descartado na natureza.

A energia em lata que bate à porta dos brasileiros, em todos os municípios do país, é uma ponte imediata entre a realidade atual e uma transição energética justa. Para isso, segurança jurídica e regulatória são fundamentais. O setor de GLP está pronto para ampliar investimentos e universalizar o acesso a uma energia mais limpa e mais segura que a lenha e o carvão - uma energia que transforma vidas, pois é dentro de casa, onde a fumaça ainda sufoca crianças e mulheres, que a sustentabilidade social realmente deve começar.

Quando o mar avança, a lei precisa acompanhar

por: Baudilio Gonzalez Regueira – advogado, sócio da Reis, Braun e Regueira Advogados Associados

A navegação de longo curso, a cabotagem e a navegação interior vêm registrando desempenho histórico, segundo dados do Estatístico Aquaviário da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq). Entre janeiro e setembro, os portos brasileiros movimentaram 1,04 bilhão de toneladas de cargas, um aumento de 3,25% em relação ao mesmo período de 2024. Somente em setembro, o volume alcançou 120,4 milhões de toneladas. Esse crescimento do setor evidencia a necessidade de maior atenção à legislação e à formação de profissionais, especialmente na área jurídica. O Brasil ainda se encontra em estágio inicial no alinhamento de seu

ordenamento jurídico às normas internacionais que regem o Direito Marítimo. Persistem desafios relevantes para a harmonização entre a legislação interna e os padrões globais. Temas como a limitação de responsabilidade e a regulação do setor, evidenciam a necessidade de atualização e modernização.

Com a evolução dos estudos sobre o tema e o crescente interesse de operadores do Direito e do setor marítimo, há uma tendência de maior integração normativa, com a incorporação de modelos internacionais. Esse movimento tende a fortalecer a segurança jurídica, a previsibilidade das decisões e a competitividade das operações marítimas no

país.

A expansão das operações portuárias e logísticas aumentou significativamente o número de contratos e disputas envolvendo transporte marítimo, armazenagem, frete e avarias, o que exige maior qualificação dos profissionais.

Empresas de navegação, agentes marítimos, terminais e importadores passaram a buscar assessoria jurídica especializada para garantir segurança nas operações e prevenir litígios.

Nesse contexto, é importante a constante atualização dos profissionais diante das novas demandas trazidas pela modernização do setor portuário e pela expansão do comércio exterior. A globalização e o aumento do fluxo de

mercadorias exigiram profissionais capazes de lidar com normas internacionais, seguros marítimos, transporte multimodal, questões aduaneiras e regulatórias, o que impulsionou a valorização da área.

Um exemplo desse desenvolvimento é o Núcleo 4.0 de Direito Marítimo, sediado em Santos (SP), que reúne competência especializada para julgar questões marítimas,

portuárias e aduaneiras. A iniciativa garante decisões mais técnicas, uniformes e seguras, fortalecendo a eficiência e a previsibilidade do Judiciário no setor.

É preciso considerar que o Direito Marítimo caminha lado a lado com a transição ecológica e a inovação tecnológica. Questões como redução da emissão de carbono, uso de combustíveis alternativos, compliance ambiental e digitalização de processos

portuários já são pautas obrigatórias. O setor jurídico tem papel decisivo na criação de contratos e políticas que incorporem essas novas exigências. A chegada de navios autônomos e inteligência artificial na gestão de cargas indica que a advocacia marítima precisará se adaptar continuamente, e isso abre espaço para um novo perfil de advogado, mais técnico, conectado e global.

Audiência pública no STJ debate fracking e seus impactos ambientais, energéticos e jurídicos

O debate sobre o uso do fraturamento hidráulico (fracking) para exploração de gás de folhelho no Brasil atingiu um ponto de inflexão institucional ao ser incorporado formalmente à agenda do Superior Tribunal de Justiça. A audiência pública realizada em 11 de dezembro de 2025, no âmbito do Incidente de Assunção de Competência nº 21 (IAC 21), consolidou o tema como uma das mais complexas controvérsias contemporâneas envolvendo direito ambiental, política energética e segurança jurídica no país.

Ao abrir os trabalhos, o STJ deixou claro que não se tratava de discutir apenas uma técnica de exploração, mas de avaliar a compatibilidade do fracking com o ordenamento jurídico brasileiro, especialmente à luz do princípio

constitucional da proteção ambiental. Em nota institucional, o tribunal destacou que a audiência buscou “reunir subsídios técnicos, científicos e jurídicos capazes de orientar uma decisão com repercussão estrutural”.

O cerne do debate foi um recurso apresentado pelo Ministério Público Federal (MPF) contra licitações realizadas pela ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis para áreas com potencial de exploração não convencional. Segundo o MPF, autorizar o fracking sem estudos ambientais amplos e integrados significaria “assumir riscos irreversíveis aos recursos hídricos e à saúde pública, em desacordo com o dever constitucional de precaução”.

Durante a audiência, representantes do governo federal ligados à política energética defenderam que a técnica não poderia ser

O Instituto Arayara apresentou dados que comprovam que o fracking exige um consumo hídrico extremo para fraturar as rochas, com estudos apontando que são necessários de 5,7 até 61 milhões de litros de água por poço. Para se ter ideia do risco químico, essa água é misturada a um coquetel de mais de mil substâncias potencialmente tóxicas, algumas delas classificadas como cancerígenas, que podem contaminar aquíferos e mananciais.

analisada de forma isolada do contexto geopolítico e econômico. Em manifestação registrada nos autos, integrantes da Casa Civil e do Ministério de Minas e Energia argumentaram que “a vedação genérica

ao fracking tende a ampliar a dependência brasileira de importações de gás, criando assimetrias competitivas em relação a países produtores como Argentina e Estados Unidos”.

A ABPIP esteve presente no Supremo Tribunal de Justiça (STJ), contribuindo para o debate representada por Adriano Pires, sócio fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), que destacou como a técnica pode fortalecer a segurança energética do país e ampliar a oferta de um recurso essencial para toda a cadeia: o gás natural.

Essa visão foi reforçada por representantes do setor produtivo, que sustentaram que o fraturamento hidráulico, quando submetido a regras rigorosas, poderia contribuir para a segurança energética e a industrialização, sobretudo em um cenário de transição energética prolongada. Operadores lembraram que técnicas de fraturamento já são utilizadas em poços convencionais no Brasil, inclusive pela Petrobras, embora críticos ressaltem que o fracking não convencional opera em escala e contexto geológico distintos.

Na direção oposta, pesquisadores, ambientalistas e autoridades de saúde pública enfatizaram que o fracking

envolve riscos sistêmicos amplamente documentados na literatura internacional. Representantes do Instituto Internacional Arayara afirmaram que “o Brasil discute fracking sem ter implementado plenamente instrumentos básicos de prevenção, como a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS)”, alertando para consumo intensivo de água, contaminação de aquíferos, emissões fugitivas de metano e sismicidade induzida.

O Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA), por sua vez, reiterou que não existem atualmente padrões nacionais consolidados capazes de assegurar a exploração segura de recursos não convencionais. Técnicos do ministério destacaram que a adoção da técnica poderia colocar em tensão os compromissos climáticos brasileiros,

especialmente às vésperas da COP30. Do ponto de vista jurídico, especialistas ouvidos pelo STJ ressaltaram que a controvérsia ultrapassa a esfera regulatória e alcança a própria arquitetura do direito ambiental brasileiro. Segundo avaliações apresentadas na audiência, a decisão do tribunal poderá estabelecer precedentes sobre o alcance do princípio da precaução; os limites do licenciamento ambiental para atividades não convencionais; e a relação entre política energética e direitos fundamentais.

Não há decisão final nem data definida para julgamento do IAC 21. O relator, ministro Afrânio Vilela, classificou o processo como estrutural, indicando que a Corte deverá ponderar cuidadosamente os impactos sociais, ambientais e econômicos antes de firmar entendimento definitivo.

Audiência pública no STJ debate fracking e seus impactos ambientais, energéticos e jurídicos

• 2013–2015 – A ANP inclui áreas com potencial para gás de folhelho em rodadas de licitação; surgem as primeiras ações judiciais questionando o fracking.

• 2016–2018 – O MPF obtém decisões judiciais suspendendo atividades e licenças, com base na ausência de estudos ambientais estratégicos.

• 2019–2022 – O tema permanece judicializado; o debate avança em tribunais regionais e no âmbito do licenciamento ambiental.

• 2023–2024 – Intensificação da discussão sobre transição energética e compromissos climáticos; fracking retorna ao debate institucional.

• 2025 – O STJ instaura o IAC 21 e abre consulta pública; em 11 de dezembro, realiza audiência pública com ampla participação técnica e social.

• Janeiro de 2026 – Processo segue em tramitação no STJ, sem decisão final, aguardando consolidação do entendimento jurídico.

O debate sobre o fracking no Brasil é um ponto de tensão entre desenvolvimento energético e proteção ambiental. A decisão que vier do STJ não apenas definirá o futuro do gás não convencional, mas também sinalizará como o país pretende equilibrar segurança jurídica, política energética e responsabilidade socioambiental nas próximas décadas.

O epicentro da energia offshore e da transição energética

A OTC Brasil 2025 — Offshore Technology Conference, realizada de 28 a 30 de outubro de 2025 no ExpoRio Cidade Nova, no Rio de Janeiro (RJ), recebeu mais de 23 000 participantes, 250 expositores e mais de 3 200 congressistas, conectando a expertise tecnológica brasileira em águas

profundas com as demandas globais por transição energética e inovação em energia marítima.

Debates estratégicos e agenda técnica

Organizada pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) em parceria com a Offshore Technology Conference, a OTC Brasil 2025 foi estruturada em torno de uma agenda técnica robusta que abordou temas centrais para o futuro da energia: exploração de novas fronteiras como Margem Equatorial, o papel da indústria offshore na transição energética, desenvolvimento tecnológico e inovação aplicada às operações marítimas. Painéis multilaterais com líderes de

grandes operadoras como Petrobras, Shell, TotalEnergies, Equinor, GALP e ANP enfatizaram a importância de investimento em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) — estimado em R$ 4 bilhões anuais — para desbloquear novas fronteiras com segurança e eficiência, especialmente na Margem Equatorial, vista por executivos

Inovação e parcerias

A presença de empresas e centros de tecnologia reforçou o foco em soluções inovadoras. Destaque para anúncios de parcerias estratégicas, como o contrato entre a brasileira Shape Digital e a operadora PRIO para implantação de plataformas de inteligência artificial voltadas à eficiência operacional e redução de custos.

Protagonismo brasileiro

A OTC Brasil 2025 ressaltou o papel central do Brasil no cenário energético global. Países e empresas parceiras enfatizaram a competitividade da engenharia brasileira em águas profundas e sua capacidade de gerar conhecimento exportável. Além do foco em óleo e gás, o evento ampliou o horizonte técnico para a transição energética, abordando usos do gás natural, captura e armazenamento

Impacto e legado do evento

Ao final dos três dias, a OTC Brasil 2025 consolidou sua posição como uma plataforma indispensável para networking, geração de negócios e discussão de políticas setoriais que moldarão a indústria

como a “próxima grande fronteira” da energia offshore brasileira.

Além disso, sessões técnicas abordaram o crescente potencial das energias renováveis offshore, como a eólica marítima, destacando a sinergia entre engenharia de petróleo e cadeia logística que pode acelerar projetos sustentáveis no Brasil.

Também foi dado espaço a iniciativas de inovação, incluindo o iUP Innovation Connections, um ambiente dedicado à apresentação de tecnologias emergentes, produtos e serviços que respondem às demandas de uma indústria em transformação.

A presença de instituições como a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) reforçou a importância de estudos que posicionam o petróleo e o gás não apenas como fontes energéticas, mas como vetores de financiamento e tecnologia para novas energias, incluindo hidrogênio e biocombustíveis.

energética nos próximos anos. O encontro não apenas celebrou a força tecnológica do Brasil no offshore, mas também catalisou diálogos sobre sustentabilidade, inovação aberta e cooperação internacional. de carbono, digitalização de operações e integração de renováveis.

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COP30: Desafios e Debates do Setor de Energia, Petróleo e Gás

A 30ª Conferência das Partes da ONU sobre Mudanças Climáticas (COP30), realizada de 10 a 21 de novembro de 2025, reuniu governos, representantes da sociedade civil e grandes empresas para discutir respostas globais à crise climática.

Contexto e Controvérsias

A conferência foi marcada por negociações tensas e divergências sobre o papel dos combustíveis fósseis no futuro energético global. Um rascunho inicial de texto incluía referências à transição fora dos combustíveis fósseis, mas a versão final do acordo consolidado omitindo linguagem vinculante sobre o fim do petróleo, gás e carvão colocou em evidência a dificuldade de consenso, especialmente entre países

A COP30, sediada no coração da Amazônia brasileira, colocou o setor energético — especialmente petróleo e gás — no centro de intensos debates sobre transição energética, financiamento climático e metas climáticas nacionais e globais. produtores e consumidores de energia fóssil.

O presidente da COP30, André Corrêa do Lago, reconheceu a complexidade dos debates. “Sabemos que alguns de vocês tinham maiores ambições em relação a questões-chave” — em alusão às divergências sobre combustíveis fósseis no texto final negociado.

Essa dinâmica refletiu uma tensão

estrutural entre o objetivo de limitar o aquecimento global ao nível de 1,5 °C e os interesses econômicos dos produtores de hidrocarbonetos, que continuam a reivindicar um papel relevante no sistema energético global.

O Belém Climate Summit, parte preparatória e política da COP30, focou na transição energética global — um dos pilares centrais da agenda climática de Belém, alinhado ao esforço mundial para reduzir emissões e acelerar o uso de energia limpa. A transição energética foi debatida não apenas como uma necessidade técnica, mas como oportunidade de desenvolvimento econômico e social — colocando foco em empregos, acesso à energia e equidade entre países. A Sessão Temática 2 da COP30 deixou claro que a transição energética é um elemento central da resposta climática global; ela precisa ser rápida, justa e financeiramente viável; exige cooperação internacional, tecnologias inovadoras e diálogo entre países desenvolvidos e em desenvolvimento

Posicionamentos de Governos: Entre Desenvolvimento e Clima

No campo governamental, o Brasil — país anfitrião — buscou equilibrar interesses climáticos com prioridades econômicas. O presidente Luiz Inácio Lula da Silva destacou a necessidade de financiar a transição energética sem abandonar a

André Corrêa do Lago, Presidente da COP30

@UesleiMarcelino/COP30

produção de combustíveis fósseis de forma imediata. Ele afirmou que recursos gerados pela exploração de petróleo poderiam ser mobilizados para financiar a transição energética, incluindo a expansão de combustíveis sustentáveis como o etanol. Por outro lado, líderes internacionais e ativistas enfatizaram os riscos contínuos da dependência de petróleo e gás. O

presidente da Colômbia, Gustavo Petro, criticou potências globais por priorizarem combustíveis fósseis em detrimento de políticas climáticas eficazes, apontando os impactos ambientais e sociais no longo prazo.

Grandes Empresas de Energia: Compromissos e Contradições

No plano corporativo, as empresas de petróleo e gás procuraram demonstrar ações climáticas concretas, mesmo no contexto de críticas à sua continuidade no modelo fóssil. Presença mais ampla da indústria veio por meio de associações comerciais e grupos de lobby — mesmo sem nomes individuais divulgados. Delegações de França, Japão e Noruega trouxeram executivos ligados a empresas de petróleo e gás como parte de suas equipes oficiais.

Segundo a coalizão Kick Big Polluters Out houve representantes de empresas como ExxonMobil, BP e TotalEnergies listados dentro da International Emissions Trading Association (IETA). Não houve citações diretas desses representantes em matérias verificadas — mas a IETA atuou como porta de delegados vinculados a essas petroleiras para atuar durante as negociações - uma proporção estimada de 1 em cada 25 credenciados na COP30 tinha vínculos com o setor de combustíveis fósseis, incluindo petroleiras e grupos relacionados.

A TotalEnergies, uma das maiores companhias integradas de energia do mundo, anunciou um compromisso de US$ 100 milhões com o fundo Climate Investment’s Venture Strategy, destinado a

tecnologias que reduzem emissões — como detecção de metano, captura de carbono e eficiência energética na cadeia de óleo e gás. O Chairman e CEO Patrick Pouyanné, um dos poucos CEOs presentes, declarou que “A inovação em descarbonização deve ser uma jornada compartilhada. Movemonos mais rapidamente juntos.”

Esse tipo de investimento busca posicionar empresas de combustível fóssil como parte da solução técnica, ao mesmo tempo em que mantém participação no setor energético tradicional.

O IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis também esteve presente e com outras associações, apresentou avanços no reporte de emissões e diagnóstico climático durante a COP30, enfatizando que “energia que se mede é energia que evolui”, em referência à importância de métricas para orientar políticas e investimentos rumo às metas nacionais. A ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis destacou sua participação em painéis sobre biometano — um elemento-chave na transição energética — reforçando que a transição envolverá tanto combustíveis de baixo carbono quanto novas formas de utilização de gás.

Metas e Prioridades Energéticas na Agenda Climática

Dan Ioschpe, nomeado pelo governo brasileiro como Campeão Climático de Alto Nível para a COP30, participa ativamente para mobilizar o setor privado, a sociedade civil e em torno da implementação do Acordo de Paris O Diretor-Geral da IRENA - International Renewable Energy Agency, Francesco La Camera, ocupou um papel importante no contexto da COP30 em Belém, promovendo mensagens que destacaram a urgência de acelerar a transição energética global, fortalecer energias renováveis e ampliar o foco em temas como biocombustíveis sustentáveis e justiça social na transição energética. De acordo com declarações dele antes da conferência, La Camera esperava que a COP30 colocasse os biocombustíveis sustentáveis como tema central, com potencial de metas específicas para sua produção — como quadruplicar a produção até 2035 ou estabelecer uma participação definida de combustíveis sustentáveis de aviação na matriz energética — e chamar atenção à participação das comunidades nos projetos de energia limpa. La Camera enfatizou que a transição para renováveis deve ser rápida, justa e baseada em cooperação multilateral, que biocombustíveis sustentáveis e aspectos sociais devem ter mais atenção, e que ações práticas — como expansão de capacidade, redes elétricas mais inteligentes e investimentos robustos — são essenciais para que os compromissos climáticos assumidos se convertam em resultados concretos. Representando o Ministério de Minas e Energia, o secretário nacional de transição energética e planejamento, Gustavo Ataíde, afirmou que ampliar redes e armazenamento é indispensável para a

eletrificação global. “A demanda cresce mais rápido do que as redes conseguem se expandir. Não existe transição sem transmissão”, disse. Ele destacou, ainda, que o Brasil opera um dos maiores sistemas interligados do mundo, com 88% de geração renovável, mas enfrenta novos desafios de flexibilidade e integração de cargas.

As Contribuições Nacionalmente Determinadas (NDCs) apresentadas durante a COP30 — instrumento central do Acordo de Paris — reforçaram que o setor energético responde por cerca de 75 % das emissões globais de gases de efeito estufa (GEE), sublinhando a urgência de transição para energias renováveis e eficiência energética. Especialistas ressaltaram que triplicar a capacidade renovável global e dobrar a taxa de eficiência energética são metas prioritárias para limitar o aquecimento a 1,5 °C.

Além disso, um relatório global sobre metano, lançado na conferência, ofereceu caminhos para ampliar ações de redução desse potente GEE, reforçando o papel do setor de energia — incluindo petróleo e gás — na mitigação de emissões fugitivas.

Fernanda Delgado esteve presente em Belém representando a Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV) como sua CEO e diretora executiva, focando sua participação na promoção do hidrogênio verde como vetor essencial da transição energética e da descarbonização industrial. Ela participou de painéis e eventos, avaliou que as discussões caminhavam de maneira consistente para a consolidação de caminhos concretos rumo a uma economia de baixo carbono, e destacou temas como transição justa dos combustíveis fósseis, inovação tecnológica e equidade de gênero na transição energética. Fernanda também apresentou projetos e cases sobre descarbonização de processos produtivos e reforçou que a COP30 deve transformar compromissos climáticos em soluções concretas, ligando os objetivos do Acordo de Paris à vida das pessoas e ao avanço tecnológico e regulatório, especialmente no contexto do hidrogênio verde.

Elbia Gannoum, como Enviada Especial com foco em Energia e presidente executiva da ABEEólica, contribuiu na COP30 reforçando que a transição energética precisa ser entendida como um bom negócio e parte de um novo modelo econômico global. Ela explicou que alcançar uma transição energética justa exige mudar a forma como o mercado e os investidores percebem o retorno sobre investimentos em energia limpa, incorporando os custos climáticos e sociais nessa equação. Elbia destacou que a transição deve equilibrar sustentabilidade, inclusão social e desenvolvimento econômico, sem deixar ninguém para trás, e que a COP30 deve ser uma conferência da implementação, ou seja, um momento para transformar os compromissos climáticos firmados em resultados concretos

Pequenos Avanços com Desafios Persistentes

A COP30 em Belém mostrou alguns avançados compromissos técnicos e financeiros do setor de energia, mas também desafios substanciais na transição real para além dos combustíveis fósseis. As negociações refletiram um cenário onde consensos políticos ainda se chocam com interesses econômicos tradicionais e onde a ambição climática precisa convergir com ações mensuráveis e financeiramente viáveis.

Enquanto discursos institucionais e compromissos financeiros sinalizam engajamento com a transição energética, a ausência de linguagem vinculante para a eliminação de combustíveis fósseis no acordo final e a contínua participação ativa de companhias petrolíferas indicam que o setor energético continua em um ponto de inflexão — entre a manutenção de relevância no mercado global e a pressão por acelerar a descarbonização substancial.

ADIPEC Exhibition & Conference 2025 — O epicentro global da energia, petróleo e gás

A ADIPEC - Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference é reconhecido como um dos mais influentes eventos do setor energético global, reunindo autoridades governamentais, líderes corporativos, investidores, tecnólogos e especialistas para discutir tendências, soluções e estratégias que moldam o futuro da energia — incluindo petróleo, gás, energias renováveis, tecnologia e mercados emergentes.

Realizada de 3 a 6 de novembro de 2025, em Abu Dhabi, Emirados Árabes Unidos, a edição de 2025 do ADIPEC consolidou sua tradição como um ponto de convergência global para o setor energético, com mais de 205 mil visitantes esperados, 2,250 expositores e 30 pavilhões nacionais e regionais, reunindo 54 companhias nacionais e internacionais de energia sob o tema “Energy. Intelligence. Impact.”.

O evento combina uma exposição tecnológica e comercial com conferências

de alto nível, oferecendo um palco para negócios, networking, debates políticos e parcerias estratégicas. A presença de ministros de energia, CEOs de grandes empresas e representantes de instituições financeiras destaca a função do ADIPEC como uma plataforma decisiva para decisões estratégicas que influenciam mercados e políticas energéticas mundiais.

As conferências do ADIPEC 2025 reuniram mais de 1.800 palestrantes em mais de 380 sessões distribuídas em 12 programas — incluindo debates sobre segurança energética, transição energética, gás natural e LNG, hidrogênio, inteligência artificial, digitalização e aquisição de capital para projetos de energia sustentável.

A ADIPEC Strategic Conference se concentrou na interação entre políticas públicas, investimentos e liderança corporativa, enquanto a Technical Conference focou em inovações tecnológicas, eficiência operacional e

@ADIPEC

casos práticos para redução de emissões e aumento de produtividade na cadeia de óleo e gás.

Embora o evento abarque toda a cadeia energética, o petróleo e o gás continuam como temas centrais, refletindo a realidade do mercado global de energia em que as demandas por combustíveis fósseis ainda são significativas no curto e médio prazos.

Durante o ADIPEC 2025, líderes do setor destacaram a necessidade de equilibrar segurança energética com metas de descarbonização e inovação tecnológica inteligente.

Durante o evento foi consenso que deve haver demanda contínua por petróleo no horizonte até 2040, ao mesmo tempo em que se enfatizou a importância de investimentos robustos em infraestrutura de energia, incluindo gás natural (LNG),

eletrificação, e tecnologias digitais e de automação que tornam operações mais eficientes e menos intensivas em carbono.

O CEO da ADNOC e líder influente do setor, Sultan Ahmed Al Jaber, resumiu essa visão dual: “Enquanto enfrentamos volatilidade no curto prazo, a demanda por energia — em todas as suas formas — continuará a crescer. Precisamos de investimentos significativos para atender essa demanda e garantir segurança energética global.”

Essa declaração ilustra a posição de muitos atores da ADIPEC: a transição energética e a garantia de oferta tradicional de petróleo e gás não são mutuamente excludentes, mas partes complementares de uma estratégia de longo prazo diante de um crescimento populacional e de demanda por eletricidade e serviços digitais em escala global.

Um elemento inovador da ADIPEC 2025 foi o foco ampliado em inteligência artificial, digitalização e soluções inteligentes para a indústria energética. Zonas temáticas, como a AI Zone, mostraram o papel crescente de tecnologias emergentes em prever demandas, otimizar operações e reduzir impactos ambientais — desde a gestão de ativos até a integração de energias renováveis na matriz existente. Sob o tema “ O Salto Tecnológico: Redefinindo a Liderança em Energia “, a expansão da Zona de IA e o novo programa da Conferência Estratégica de Digitalização e IA ganharam destaque,

reunindo inovadores e líderes do setor para discutir e apresentar tecnologias que aprimoram a eficiência, promovem a sustentabilidade e impulsionam a transformação em todo o sistema. Os palestrantes enfatizaram a importância da liderança e de estratégias inclusivas para conduzir a transição energética. O diálogo centrou-se na conciliação da inovação com o investimento, na criação de parcerias resilientes e na concepção de sistemas que possam ser ampliados globalmente, adaptando-se simultaneamente às mudanças na demanda e às forças de mercado.

O Brasil marcou presença na ADIPEC com Marcus Abreu - Diretor de Digital, Inovação e CyberOT da Acelen e professor no SENAI CIMATEC - apresentando um artigo técnico na Downstream Technical Conference, com um case pioneiro que mostra como a inteligência artificial aplicada ao monitoramento térmico em refinarias pode gerar ganhos de eficiência, reduzir emissões e reforçar a segurança operacional. A Acelen também

esteve entre os finalistas na premiação ADIPEC 2025, que reconhece cases de transformação digital. E ainda, para compor o Pavilhão Brasil na exposição, a ApexBrasil selecionou 13 empresas focadas em inovação tecnológica. A ideia era atrair investimentos estrangeiros diretos para o setor de petróleo e gás natural, hidrogênio e soluções de descarbonização no país, visando a inserção de empresas brasileiras nas cadeias globais de valor.

@ApexBrasil

A importância da digitalização ficou evidente com a presença de fornecedores de soluções industriais que destacaram o uso de automação, IA, energia renovável e integração de sistemas para apoiar a transição energética e a sustentabilidade operacional. Entre as tecnologias inteligentes de ponta em exibição na Zona de IA, estavam: a cadela robô Laika

, da Universidade de Inteligência Artificial Mohammed bin Zayed demonstrando mobilidade e raciocínio impulsionados por IA, sendo capaz de responder a comandos de voz, navegar e descrever suas observações; o Projeto Stargate (G42), uma iniciativa de computação de IA em hiperescala dos Emirados Árabes Unidos, concebida para apoiar o treinamento de modelos em larga

@Acelen

@GustavoStahl

escala, acelerar a pesquisa em inteligência artificial e impulsionar a inovação nas áreas de energia, sustentabilidade e transformação digital nacional; e a “Refinaria do Futuro” da Accenture, simulando fluxos de dados e operações complexas.

A Technical Conference organizada pela SPE na ADIPEC 2025 não só bateu recorde de submissões, com 6.286 papers recebidos para revisão e apresentação, como também reforçou a ideia de que a engenharia de energia está integrando digitalização e práticas de baixo carbono ao cerne de sua agenda técnica global.

Além das discussões técnicas e políticas, a ADIPEC funciona como um ambiente de negócios de alto impacto, com 95 % dos participantes ocupando posições-chave em decisões de compra, investimentos ou influência estratégica. Isso cria oportunidades únicas para acordos, joint ventures e parcerias público-privadas que podem alavancar financiamento para

projetos de energia tradicional e limpa.

A ADIPEC Exhibition & Conference 2025 proporcionou um ambiente de diálogo entre governos, corporações e especialistas, evidenciando que a evolução do sistema energético global dependerá tanto da continuidade da oferta tradicional quanto da incorporação de soluções inteligentes e sustentáveis que acelerem a transição para um futuro energético equilibrado, seguro e inclusivo.

Royalties referentes à produção de outubro para contratos de concessão e cessão onerosa distribuídos em dezembro

No dia 24 de dezembro, foram concluídas pela ANP todas as etapas da operacionalização da distribuição de royalties relativos à produção de outubro de 2025, para os contratos de concessão e de cessão onerosa.

O valor repassado diretamente aos estados foi de R$ 731.701.683,43, enquanto os municípios receberam R$ 840.338.070,56. Em termos de número de beneficiários, os repasses foram feitos a 942 municípios e 11 estados.

Além desses entes federativos, do total apurado pela Agência, há parcelas de royalties que foram destinadas à União e ao Fundo Especial, de acordo com a legislação vigente.

Os valores detalhados de royalties por beneficiário, incluindo os dados históricos, estão disponíveis na página Royalties. Com relação aos royalties dos contratos de partilha, relativos à produção de outubro de 2025, os recursos estarão disponíveis aos beneficiários assim que todas as etapas operacionais necessárias estiverem concluídas.

A ANP é responsável por calcular, apurar e distribuir os royalties aos entes beneficiários (União, Estados e Municípios). Os royalties são distribuídos aos beneficiários segundo diversos critérios estabelecidos na Lei nº 7.990/1989 e Decreto nº 1/1991 (distribuição da parcela de 5% dos Royalties) e Lei nº 9.478/1997 e Decreto nº 2.705/1998 (distribuição da parcela acima

de 5% dos Royalties).

Não há data estabelecida para o pagamento dos valores referentes dos royalties, de acordo com a legislação aplicável. Apesar disso, a ANP está empenhada em fazer que as receitas decorrentes dos royalties cheguem aos beneficiários no menor tempo possível.

Os valores dos depósitos, bem como respectivos beneficiários, podem ser consultados no site do Banco do Brasil. Para Royalties, no campo Fundo, selecione “ANP – ROYALTIES DA ANP”.

Foresea é eleita a melhor operadora de sondas no Programa de Excelência da Petrobras

A Foresea alcançou a maior pontuação (8,9) e foi a grande vencedora do 4º ciclo (2023-2025) do Programa de Excelência Operacional nas Sondas Marítimas –PEO-Sondas, da Petrobras. É a quarta vez consecutiva que a Foresea conquista esse reconhecimento. O PEO-Sondas consiste em um conjunto de auditorias conduzidas pela Petrobras, a cada dois anos, junto às empresas que prestam serviços de perfuração offshore à estatal.

Neste 4º ciclo do programa, 18 empresas participaram de 21 auditorias e um total de 25 sondas foram auditadas. A Foresea ficou em primeiro lugar em três categorias de gestão avaliadas – Integração, SMS (Saúde, Meio Ambiente e Segurança) e Operações. E ficou entre as três primeiras nas outras três categorias de gestão – Recursos Humanos (3º lugar), Fornecedores (2º lugar) e Ativos (3º lugar). Por fim, foi a campeã em Desempenho Geral.

“O PEO-Sondas é não apenas um reconhecimento como também um impulso para todo o nosso setor. Manter a liderança no programa é um desafio constante, justamente porque o setor como um todo vem aumentando de forma significativa a qualidade de suas operações. Nesse sentido, a Foresea faz investimentos permanentes em novas tecnologias, em processos e em pessoas”, ressalta o Diretor de Operações da empresa, Renato Costa.

Em Gestão de Integração, a Foresea foi reconhecida pelo seu Programa de Melhoria Contínua – com base nas

abordagens Kaizen e Lean Six Sigma e em Fóruns Técnicos. Em SMS, o destaque foi a implementação de uma solução para sistematizar e integrar a gestão de riscos (sistema Hazid - Hazard Identification). E o primeiro lugar em Gestão de Operações foi, segundo a Petrobras, o reconhecimento da “excelência na coordenação das atividades e entrega consistente de operações seguras, eficientes e confiáveis”.

@Divulgação

Eneva inicia importação de gás natural da Argentina para ampliar oferta no Brasil

A Eneva concluiu em dezembro as suas primeiras operações de importação de gás natural da Argentina, em iniciativa que amplia a diversificação da carteira de suprimentos da companhia. As operações ocorrem após a realização, em outubro, da primeira importação de gás da Bolívia pela companhia, informou.

Maior operadora privada de gás do país, a Eneva quer se consolidar também como protagonista na integração energética sul-americana. Ao ampliar a carteira de fornecedores, reforça a oferta a clientes industriais atendidos pela sua Mesa de Gás e reduz riscos de abastecimento em regiões conectadas à malha nacional de transporte.

“Ao diversificar as fontes de suprimento, contribuímos para a construção de um mercado brasileiro de gás mais competitivo, seguro e resiliente”, destacou em nota o gerente-geral de Originação e Comercialização da Eneva, Glauco Campos.

Segundo a companhia, a operação envolveu uma complexa articulação logística e comercial entre Brasil, Bolívia e Argentina para assegurar eficiência e confiabilidade no fornecimento. “Essa conquista reforça a integração entre mercados sul-americanos e amplia as oportunidades no setor de gás natural brasileiro”, afirmou o gerente Comercial da Eneva, Brian Van Kregten

“A iniciativa está alinhada à visão de futuro da Eneva, que segue investindo na diversificação das fontes de abastecimento, contribuindo para a segurança energética,

gerando oportunidades e levando desenvolvimento e transformação social às diversas regiões do país onde atua”, concluiu a companhia.

@Eneva

Celebração de 10 milhões de horas-homem sem acidentes com afastamento

para projeto de FLNG

A Wison New Energies realizou a Cerimônia de Lançamento do Casco do Projeto Genting FLNG e a Celebração de 10 Milhões de Horas-Homem sem Acidentes com Lesões no Estaleiro de Nantong. O evento marca a conclusão bem-sucedida da fase de construção do casco e a entrada do projeto na próxima etapa crítica, incluindo a integração dos módulos de topside e a instalação dos sistemas – representando um progresso sólido rumo à entrega geral e à futura operação comercial.

Chia Yu Chau, Vice-Presidente Executivo de Petróleo e Gás do Grupo Genting, An Wenxin, Vice-Presidente Sênior da Wison New Energies, e representantes do Bureau Veritas, entre outros, estiveram presentes à cerimônia.

Em junho de 2024, a Wilson New Energies e duas subsidiárias da Genting, a Genting Oil & Gas Sdn Bhd e a PT Layar Nusantara Gas, firmaram um contrato EPCIC (Engenharia, Aquisição, Construção, Instalação e Comissionamento) para o Projeto Genting FLNG. A instalação mede 320,8 metros de comprimento, 60 metros de largura e 32,8 metros de profundidade, com capacidade

de liquefação de 1,2 milhões de toneladas por ano (MTPA). Após a conclusão, a unidade FLNG será implantada em Papua Ocidental, Indonésia. Como a primeira unidade FLNG da Indonésia, o projeto é considerado um marco para o setor de gás natural do país e espera-se que impulsione positivamente o fornecimento de energia regional e o mercado global de GNL.

An Wenxin comentou que o Projeto Genting FLNG reflete a visão compartilhada das duas empresas para um futuro energético mais limpo e um compromisso concreto com o avanço da transição energética. Com os marcos alcançados conforme o planejado, o projeto validou o design padronizado da Wison, as práticas comprovadas de gerenciamento de projetos e a experiência em fabricação em larga escala de instalações flutuantes complexas, além de fortalecer a capacidade de entrega da Wison no mercado internacional de energia limpa flutuante. Ele enfatizou que a Wison continuará a defender as metas de “zero incidentes de segurança e zero defeitos de qualidade” e avançará firmemente nos trabalhos subsequentes para garantir a entrega de alta qualidade.

Sendo a terceira instalação FLNG construída pela Wison, o progresso do projeto Genting FLNG demonstra que a Wison estabeleceu um sistema maduro e replicável de execução e entrega de projetos no setor de FLNG, reforçando ainda mais sua posição competitiva no mercado global de equipamentos de energia limpa de alta tecnologia.

@Divulgação

ADNOC anuncia decisão final de investimento para o desenvolvimento de gás profundo da SARB

A ADNOC anunciou a Decisão Final de Investimento (FID) para o Desenvolvimento de Gás Profundo da SARB, um projeto estratégico dentro da Concessão de Ghasha localizada ao largo de Abu Dhabi.

A Concessão de Ghasha tem como objetivo produzir mais de 1,8 bscfd e 150.000 barris por dia de petróleo e condensados. Os projetos da Concessão Ghasha capturarão 1,5 milhão de toneladas por ano (mtpa) de CO2, enquanto produzem hidrogênio de baixo carbono que pode substituir o gás combustível e reduzir ainda mais as emissões. Os projetos também vão aproveitar energia limpa proveniente de energia nuclear e fontes renováveis da rede.

O empreendimento fornecerá 200 milhões de pés cúbicos padrão por dia (scfd) de gás até o final da década, energia suficiente para abastecer mais de 300.000 residências diariamente. Este projeto vai incorporar tecnologias avançadas e inteligência artificial (IA) e será operado remotamente a partir da Ilha Arzanah, aproveitando a infraestrutura existente para maximizar a

eficiência e aumentar a segurança.

Musabbeh Al Kaabi, CEO da ADNOC Upstream, disse: “Estamos satisfeitos em confirmar a decisão final de investimento para o Desenvolvimento de Gás Profundo da SARB. Esse projeto reforça o progresso que estamos fazendo para desbloquear plenamente os recursos de gás de classe mundial de Abu Dhabi, apoiando a autossuficiência de gás dos Emirados Árabes Unidos e fortalecendo o papel da nação como exportador confiável para mercados internacionais. O desenvolvimento irá aproveitar tecnologias avançadas e IA, maximizando sinergias em toda a infraestrutura offshore da ADNOC, desbloqueando eficiências e valor.”

Localizado a 120 km da costa de Abu Dhabi, o projeto compreende uma nova plataforma offshore com quatro poços de produção de gás que conectam à Ilha Das, onde o gás será conectado às instalações da ADNOC Gas para tratamento upstream, maximizando a integração com outros projetos da ADNOC.

@ADNOC

IA economizou 130 milhões para Equinor em 2025

A inteligência artificial (IA) contribuiu para a criação de valor e economias para a Equinor e seus parceiros, totalizando US$130 milhões em 2025. A IA agora é utilizada em plataformas offshore e instalações terrestres para resolver tarefas industriais em grande escala de forma segura, eficiente e lucrativa.

Para alcançar a ambição da Equinor na plataforma continental norueguesa até 2035, e contribuir para a segurança energética e a criação contínua de valor, a IA é fundamental.

“A IA é uma parte central de nossas operações. No futuro, a IA se tornará ainda mais importante para resolver tarefas industriais de forma segura, rápida, lucrativa e em escala. Com IA, podemos analisar dados sísmicos dez vezes mais rápido, planejar poços e desenvolvimento

de campos de maneiras novas e melhores, além de operar nossas instalações de forma mais eficiente. Processos industriais geram grandes quantidades de dados, e podemos usar IA para ‘produzir’ conhecimento a partir desses dados. Isso já foi transformador e lucrativo, mesmo estando ainda no início da revolução da IA”, diz Skryseth presidente executiva de Tecnologia,

Atualmente, a Equinor possui uma variedade de soluções de IA em uso, e mais de cem novos casos de uso foram identificados, como o monitoramento de mais de 700 máquinas rotativas com 24.000 sensores em todas as instalações – que prevê falhas e necessidades de manutenção, conhecido como manutenção preditiva. Ele melhora a segurança, proporciona operações mais estáveis e reduz o risco de paralisações repentinas que podem levar a queimadas e aumento do CO2 emissões. Só isso já gerou um valor de USD 120 milhões desde 2020 -; planejamento de poços e o desenvolvimento de campos impulsionados por IA geram milhares de alternativas, permitindo que os especialistas foquem nas melhores propostas: na fase 3 de Johan Sverdrup, a IA encontrou uma solução que ninguém havia considerado, economizando à parceria USD 12 milhões.

A IA também é usada como ferramenta para interpretar dados sísmicos mais rápidos. A ferramenta oferece um aumento dez vezes maior na capacidade de interpretação. Com a IA, esses dados podem ser interpretados, cobrindo mais quilômetros quadrados e aprimorando a compreensão geral de uma área e

BP concede

da plataforma continental norueguesa. Um bom entendimento geológico é fundamental para novas descobertas, e essa é uma ferramenta importante. Em 2025, 2 milhões de quilômetros quadrados foram interpretados usando a ferramenta de IA.

“Desde 2020, alcançamos valores superiores a 330 milhões de dólares com inteligência artificial em processos industriais, dos quais 130 milhões de dólares foram alcançados em 2025. Usamos principalmente aprendizado de máquina ‘tradicional’ em nossos dados operacionais. Nossos funcionários podem usar ferramentas de IA como copilotos, chatbots e IA agente para resolver tarefas e trabalhar de novas maneiras”, diz Skryseth.

A Equinor pretende manter a produção na plataforma continental norueguesa nos níveis de 2020 até 2035, o que significa cerca de 1,2 milhão de barris de equivalentes de petróleo por dia.

“Usamos IA para interpretar mais dados sísmicos, planejar e perfurar mais poços, operar nossas instalações de forma segura e lucrativa, ao mesmo tempo em que usamos a tecnologia para otimizar o consumo de energia e reduzir o CO2 emissões”, explica Skryseth.

contrato

no Golfo dos EUA para desenvolvimento do Tiber

A BP concedeu um importante contrato submarino à TechnipFMC para trabalhos no desenvolvimento de petróleo de Tiber, no Golfo do México, nos EUA, marcando o segundo projeto da gigante britânica na região a implantar tecnologia submarina avançada de 20.000 psi (20k).

O valor exato não foi divulgado, mas

especula-se que o contrato está na faixa de US$ 600 milhões a US$ 800 milhões, o que ressalta a escala e a importância estratégica do empreendimento.

O escopo abrange serviços integrados de engenharia, aquisição, construção e instalação (iEPCI) e se baseará no modelo de execução e nas tecnologias

desenvolvidas para o projeto Kaskida da BP, o primeiro desenvolvimento submarino de 20.000 pés da empresa no Golfo do México, nos EUA. A TechnipFMC garantiu

o contrato iEPCI do projeto Kaskida em 2024, estabelecendo as bases para a entrega consistente de projetos em águas profundas de alta pressão.

“Com base no modelo de execução e nas tecnologias iEPCI da Kaskida, estamos concretizando o potencial da entrega repetível e sistemática de projetos integrados em uma bacia existente”, disse Jonathan Landes, presidente da divisão Subsea da TechnipFMC.

A BP aprovou o projeto Kaskida em 2024, seguido pela aprovação do projeto Tiber-Guadalupe em 2025. Juntos, os dois projetos greenfield devem adicionar cerca de 160.000 barris por dia à capacidade de produção de petróleo bruto até 2030, fortalecendo o portfólio de águas profundas da BP no Golfo do México. A produção do primeiro petróleo em Kaskida está prevista para 2029, enquanto a entrada em operação de Tiber-Guadalupe está prevista para o ano seguinte.

Anteriormente, a BP também concedeu um contrato para o sistema de bombeamento

submarino do projeto Tiber à SLB OneSubsea, a joint venture formada pela SLB, Aker Solutions e Subsea7, avançando ainda mais o cronograma de execução do projeto.

A conquista do contrato para o projeto Tiber reforça o compromisso da BP com o desenvolvimento de projetos em águas profundas de alta pressão e alta temperatura, ao mesmo tempo que destaca o papel crescente da TechnipFMC como parceira fundamental na execução de projetos submarinos complexos no Golfo do México, nos EUA.

BRAVA registra crescimento sólido

A BRAVA Energia encerrou o ano de 2025 consolidando sua trajetória de crescimento e eficiência operacional. A produção média anual da Companhia atingiu 81,3 mil barris de óleo equivalente (boe) por dia, o que representa um salto significativo de 46% em relação à média registrada em 2024, que foi de 55,7 mil boe/d. Os campos de Papa-Terra (bacia de Campos) e Atlanta (bacia de Santos) foram os principais destaques do ano, registrando os seus melhores resultados anuais históricos de produção e eficiência operacional.

O desempenho ao longo de 2025 foi marcado por recordes sucessivos, com destaque para o terceiro trimestre, quando a produção atingiu o pico de 91,8 mil

boe/d.

No segmento offshore, a evolução foi impulsionada pela conclusão da primeira fase do projeto Atlanta. A produção do ativo saltou de uma média de 18,8 mil boe/d no 1T25 para 30 mil boe/d no 3T25.

Já no onshore, a estabilidade operacional e as campanhas de revitalização nos complexos Recôncavo e Potiguar garantiram uma base sólida de produção, com média anual de 33,3 mil boe/d.

No último mês do ano, a BRAVA Energia registrou uma produção média de 74,6 mil boe/d. O volume reflete a entrega de 45,6 mil boe/d do segmento offshore e 29 mil boe/d da operação onshore, mantendo a consistência operacional da Companhia.

ANP autoriza comercialização de biometano da Onebio

A ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis emitiu a autorização final que atesta que o biometano produzido pela Onebio em Paulinia (SP) atende integralmente às especificações técnicas e às condições operacionais, permitindo sua comercialização por meio da injeção na rede de distribuição de gás natural.

A unidade é fruto de uma parceria entre a Edge, que detém 51% de participação, e a Orizon, com 49%, unindo a gestão de ativos e comercialização de gás com a expertise

operacional em resíduos. A comercialização de toda a capacidade de produção do gás renovável é de exclusividade da Edge. É a planta com maior capacidade de produção de biometano em operação no país e a maior capacidade produtiva da América Latina, ocupando a terceira posição no ranking mundial do setor. Com um investimento de R$ 450 milhões, anunciado recentemente com recursos do Fundo Clima e da linha Finem, a Onebio possui capacidade para produzir 225 mil m³/dia do gás natural renovável.

Demetrio Magalhães, CEO da Edge, ressalta que a autorização da ANP representa um marco para a oferta de soluções energéticas sustentáveis e competitivas no país. “Com essa autorização, consolidamos um projeto de biometano em escala relevante, integrado à malha de gás natural, capaz de oferecer previsibilidade e competitividade ao mercado. Esse desenho nos permite estruturar blends de gás natural e biometano, alavancando a infraestrutura e a escala do gás natural para viabilizar uma oferta consistente e competitiva de gás renovável. Ao ampliar nosso portfólio, fortalecemos soluções cada vez mais customizadas, permitindo que nossos clientes avancem em uma transição energética gradual e economicamente viável”, afirma o executivo.

“A autorização da ANP consolida a Onebio como um ativo estratégico para a Orizon e para a matriz energética brasileira. Estamos escalando a transformação de resíduos em gás renovável com confiabilidade, previsibilidade e capacidade industrial, oferecendo uma solução que permite aos clientes avançarem em suas metas de descarbonização com integridade ambiental e eficiência operacional, sem abrir mão de desempenho”, afirma Milton Pilão, CEO da Orizon.

Além do benefício econômico, o projeto é um pilar de economia circular ao transformar o passivo ambiental de aterros sanitários em energia limpa, a partir do processamento de 5 mil toneladas diárias de resíduos de mais de 30 municípios. Diferente da biomassa agrícola, a produção

do biometano a partir de aterro garante estabilidade contínua sem sazonalidade, oferecendo um suprimento constante para frotas de transporte e processos industriais. A infraestrutura já conta com um city gate conectado para injeção imediata, enquanto a empresa planeja implementar sistemas de liquefação para atender clientes offgrid e ampliar o alcance do biometano no território nacional.

Note-se que a planta é referência mundial em automação, utilizando sistemas inteligentes que se autorregulam e inteligência artificial para monitoramento de segurança proativo.

ANP aprova planos de fiscalização do setor regulado para 2026

A Diretoria da ANP aprovou, em 30 e 31/12, os planejamentos da Agência para ações de fiscalização em 2026, referentes ao segmento de exploração e produção de petróleo e gás natural (E&P, ou upstream) e ao de abastecimento de combustíveis (mid e downstream), respectivamente. Os planos anuais são importantes para balizar as ações de fiscalização da ANP, em consonância com o Mapa Estratégico 2025-2028 da Agência.

A aprovação do planejamento reforça o compromisso da ANP com uma atuação

preventiva, proporcional e baseada em risco, orientada por evidências e focada na proteção do interesse público. Ao alinhar prioridades regulatórias, capacidade operacional e alocação de recursos, a Agência busca ampliar a efetividade da fiscalização, promover a segurança operacional, assegurar o cumprimento da legislação e contribuir para o funcionamento adequado dos mercados de petróleo, gás natural e combustíveis.

Os documentos trazem indicadores, metas quantitativas, como números de ações de fiscalização e vistorias previstos, e qualitativas, relacionadas ao aprimoramento contínuo desse trabalho e aumento da taxa de acerto das ações, além do orçamento requerido para assegurar a execução eficiente das ações previstas.

As metas quantitativas para 2026 se mantêm próximas ao ano anterior, com algumas áreas tendo pequeno incremento nos números.

As ações são separadas entre as de vistoria, etapa anterior à autorização para exercício da atividade, na qual a ANP verifica se todos os requisitos necessários à autorização de funcionamento estão sendo cumpridos; e as de fiscalização propriamente dita, realizadas em agentes econômicos já em operação, para garantir que as normas da Agência estão sendo cumpridas, podendo resultar em penalidades.

As ações de fiscalização podem ser em campo (presenciais) ou remotas, quando a verificação do cumprimento das regras é realizada por análise de documentação.

@ANP

Plano Anual de Fiscalização do Upstream

No caso do segmento de E&P, estão previstas, para 2026, 123 ações de fiscalização em campo, 36.444 ações de fiscalização remotas, 28 vistorias, além de auditorias pré-operacionais em sete unidades (realizadas em estaleiro, ainda na fase de construção de plataformas que, posteriormente, serão instaladas em campos brasileiros).

O Plano Anual de Fiscalização do Upstream contempla todas as áreas da ANP envolvidas nesse segmento, envolvendo os seguintes temas:

- Fase de Exploração (primeira fase dos contratos): acompanhamento das atividades exploratórias, garantindo o cumprimento de compromissos contratuais, e ações de descomissionamento (desativação) e recuperação ambiental em blocos devolvidos;

- Fase de Produção (segunda fase dos contratos): verificação do cumprimento de planos e programas de trabalho, conformidade no atendimento às normas e o correto descomissionamento de campos e instalações;

- Medição da Produção: verificação dos sistemas de medição e das informações declaradas a respeito da produção de

petróleo e gás natural;

- Dados Técnicos: acompanhamento das atividades autorizadas pela ANP de aquisição de dados geofísicos e de dados a partir da perfuração de poços em áreas não contratadas, bem como dos locais de armazenamento de amostras de rochas e fluidos;

- Participações Governamentais: acompanhamento do pagamento de royalties e outras participações, bem como do enquadramento das instalações cadastradas na ANP como geradoras de royalties;

- Segurança Operacional: verificação do atendimento aos regulamentos de segurança em instalações marítimas e terrestres;

- Conteúdo Local: acompanhamento do cumprimento dos percentuais e compromissos de conteúdo local previstos nos contratos de E&P e termos de ajustamento de conduta, bem como dos organismos de certificação (certificadoras);

- Tecnologia e Meio Ambiente: verificação da aplicação correta dos recursos obrigatórios a serem investidos em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I).

Plano Anual de Fiscalização do Downstream

Para o segmento de abastecimento, estão previstas, para 2026, 10.507 ações de fiscalização em campo e 6.435 remotas, a serem executadas por meio dos setes Núcleos Regionais de Fiscalização da ANP (AM, BA, DF, MG, RJ, RS e SP). São estimadas ainda 156 vistorias, a serem realizadas pelas áreas responsáveis pelas autorizações para funcionamento, a depender do tipo de agente econômico.

O Plano também determina que, seguindo a estratégia já adotada nos últimos anos, as ações de fiscalização em agentes do abastecimento sejam direcionadas a agentes econômicos e localidades com indícios de irregularidades, aumentando a

taxa de acerto da fiscalização. Para isso, são utilizados inteligência de dados e critérios de escolha de cada alvo.

No Plano Anual de Fiscalização do Downstream, são contempladas as áreas responsáveis pelos seguintes temas:

- Qualidade de Produtos: acompanhamento dos programas de monitoramento da qualidade de combustíveis (PMQC), de lubrificantes (PML) e do biodiesel (PMQBio);

- RenovaBio: cumprimento das metas da Política Nacional de Biocombustíveis;

- Produção de combustíveis, GLP (gás de cozinha) e biocombustíveis: fiscalização de refinarias, centrais petroquímicas, usinas, unidades de processamento de gás natural (UPGNs), entre outros agentes;

- Infraestrutura e Movimentação: verificação de gasodutos, oleodutos, terminais e unidades de compressão de gás natural;

- Distribuição: fiscalização dos distribuidores, elo da cadeia responsável por adquirir combustíveis fósseis e biocombustíveis dos produtores e realizar as misturas obrigatórias, bem como adquirir o GLP (gás de cozinha), e fornecer aos revendedores;

- Revenda: fiscalização dos postos revendedores de combustíveis e revendas GLP;

- Fiscalização de outros agentes, como transportadores-revendedores-retalhistas (TRR) e pontos de abastecimento.

O Planejamento Estratégico é parte fundamental do modelo de gestão da ANP, e traz o Mapa Estratégico como elemento principal; ele é a representação gráfica dos objetivos estratégicos da ANP para os próximos quatro anos e comunica para as suas Unidades Organizacionais (Uorgs), mercado e sociedade quais serão os desafios enfrentados pela Agência no ciclo

Mapa Estratégico 2025-2028

2025-2028. O Mapa direciona os esforços empreendidos pelas Uorgs da ANP no sentido do cumprimento da sua missão institucional e alcance da sua visão de futuro.

Os objetivos estratégicos contidos no mapa são interligados e estão organizados em três dimensões – Aprendizado e Crescimento, Processos Internos e Resultados para a Sociedade.

A gestão da estratégia se baseia na execução dos projetos estratégicos e dos processos organizacionais e no monitoramento dos resultados dos indicadores de desempenho.

Esse modelo pressupõe a cooperação entre as equipes e a horizontalidade das Uorgs, com a finalidade de atingir o que foi definido no Planejamento Estratégico da ANP.

Ineep apresenta recomendações para exploração da Margem Equatorial

O Ineep - Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis lançou, em dezembro de 2025, um estudo sobre a Margem Equatorial, reunindo análises e recomendações para orientar o início da exploração na região.

Produzido pelo geógrafo e doutor em Geografia Francismar Ferreira, o trabalho avalia o potencial de descoberta de uma nova fonte de petróleo e discute a necessidade — e as condições — para que sua exploração seja conduzida com responsabilidade energética, social e ambiental.

O relatório apresenta um diagnóstico detalhado do contexto geopolítico e ambiental da Margem Equatorial e propõe um conjunto de recomendações para garantir que a atividade gere benefícios para a população regional, ao mesmo tempo

em que responda às preocupações sobre preservação ambiental e investimentos em transição energética.

Em relação às críticas à possível liberação

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da exploração na Bacia da Foz do Amazonas (bloco FZA-M-59), o instituto reforça a importância de que esses pontos sejam considerados e analisados de forma técnica e transparente. E destaca, porém, que este cenário justifica a necessidade de a Petrobras voltar a deter exclusividade na condução e execução das atividades de exploração e produção na área da Margem Equatorialprerrogativa prevista originalmente na Lei 12.351/2010, posteriormente modificada pela Lei nº 13.365/2016.

Segundo o estudo, permitir à Petrobras a liderança desse processo é estratégico não apenas para assegurar a soberania energética nacional, mas também para viabilizar contrapartidas essenciais, como investimentos robustos em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) em tecnologias de baixo carbono; ações diretas de reflorestamento e combate ao desmatamento - uma das principais fontes de emissões de gases de efeito estufa no

Posição da OPEP+

Durante uma breve reunião virtual, os oito principais membros da OPEP+ decidiram não alterar suas metas de produção para os meses de janeiro, fevereiro e março. Essa orientação confirma uma decisão tomada em novembro de 2025, quando o grupo optou por suspender temporariamente os aumentos de produção durante o trimestre, devido a uma demanda sazonalmente mais fraca durante o inverno no hemisfério norte.

Os países envolvidos são Arábia Saudita, Rússia, Emirados Árabes Unidos, Cazaquistão, Kuwait, Iraque, Argélia e Omã - juntos, eles representam mais da

país -; e iniciativas de combate à pobreza energética, entre outras.

O Ineep ressalta que a transição energética precisa ocorrer de forma justa e gradual, sem comprometer a segurança energética do país nem ampliar a vulnerabilidade das famílias já afetadas pela pobreza energética. Nesse contexto, o estudo afirma que a exploração de combustíveis fósseis continuará necessária enquanto o Brasil expande e fortalece sua matriz de baixo carbono.

“Projeções do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2024), elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), indicam uma tendência de declínio na produção de petróleo tanto do Pré-Sal quanto do país a partir de 2030. Diante desse cenário, é imprescindível que o Brasil direcione sua atenção para novas fronteiras de exploração com elevado potencial, como é o caso das bacias da Margem Equatorial Brasileira”, destaca o estudo.

metade da produção mundial de petróleo. Em 2025, esses oito produtores haviam elevado suas metas de produção em cerca de 2,9 milhões de barris por dia, o equivalente a quase 3% da demanda mundial, em uma estratégia destinada a recuperar participação de mercado após vários anos de cortes voluntários voltados a sustentar os preços.

A decisão pela estabilidade no curto prazo ocorre enquanto o mercado petrolífero sai de um ano difícil. Em 2025, os preços do petróleo bruto recuaram mais de 18%, registrando a maior queda anual desde 2020. Esse recuo se explica, em grande

parte, por preocupações persistentes com o excesso de oferta.

A prudência da OPEP+ ganha um significado especial à luz do atual cenário geopolítico. E enquanto aumentam as dúvidas, a Agência Internacional de Energia explicou que o futuro do mercado permanece ligado à reintrodução gradual no mercado de volumes anteriormente retirados pela OPEP+, combinada com o crescimento da oferta fora do cartel,

especialmente nos Estados Unidos, Brasil, Canadá, Guiana e Argentina.

Em dezembro, a organização previa para 2026 um excedente de cerca de 3,8 milhões de barris por dia, ligeiramente inferior às estimativas anteriores. Essa revisão se devia a perspectivas de oferta revistas para baixo, relacionadas, em especial, às sanções que afetam a Rússia e a Venezuela, bem como a um crescimento da demanda ligeiramente mais forte do que o previsto.

Conforme acordado durante a reunião virtual realizada pelos oito países com ajustes voluntários adicionais, incluindo Arábia Saudita, Rússia, Iraque, Emirados Árabes Unidos, Kuwait, Cazaquistão, Argélia e Omã, em 30 de novembro de 2025, o Secretariado da OPEP recebeu planos de compensação atualizados, conforme a tabela.

Iraque, Emirados Árabes Unidos, Cazaquistão e Omã prometeram cortes de compensação que somam 829 mil barris por dia até junho de 2026, volume três vezes maior que os 267 mil bpd anunciados

em dezembro, para corrigir excesso de produção acumulado desde 2024; o Cazaquistão é o principal transgressor das cotas da Opep+, produzindo cerca de 1,767 milhão de barris por dia impulsionado pela expansão da Chevron no campo de Tengiz.

Mas esses números foram divulgados (07/01/26) em um cenário de forte pressão sobre os preços, com o petróleo acumulando queda de cerca de 18% em 2025, cotações em torno de US$ 60–61 o barril e previsão de excedente global de até 3,8 milhões de barris por dia em 2026, alimentando dúvidas sobre a eficácia dos cortes.

Petróleo é o principal produto da exportação brasileira pelo segundo ano consecutivo e IBP projeta novo ciclo de expansão até 2029

Indústria de óleo e gás garantiu protagonismo na balança comercial nacional em 2024 e 2025 e é peça-chave para a segurança energética global diante das tensões geopolíticas na América do Sul

Pelo segundo ano consecutivo, o petróleo bruto reafirmou sua posição como o item número um da pauta de exportações do Brasil. Dados oficiais da balança comercial de 2025, divulgados nesta semana, confirmam que o insumo superou a soja e outros produtos tradicionais, alcançando o valor de US$ 44,6 bilhões em vendas externas. Este valor, embora represente uma leve retração frente ao recorde histórico de US$ 44,8 bilhões registrado em 2024, ratifica a resiliência desta indústria, que segue superando complexos como o da soja e o do minério de ferro. O resultado consolida uma trajetória de protagonismo e

reforça o papel estratégico da indústria de óleo e gás para a estabilidade econômica nacional.

De acordo com informações do Governo Federal, o setor de petróleo foi decisivo para o saldo comercial do país. Este desempenho está em linha com o Outlook IBP 20252029, estudo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) que classifica o atual momento como um “ponto de inflexão” para a indústria. Em 2024, o setor já havia gerado um superávit líquido de US$ 36,3 bilhões e arrecadado mais de R$ 98 bilhões em royalties e participações especiais.

@Divulgação

Cenário geopolítico e segurança energética

O protagonismo brasileiro ganha ainda mais relevância frente às recentes tensões na Venezuela. Com a incerteza sobre o fluxo de suprimentos na região caribenha, o mercado global volta os olhos para produtores estáveis. Roberto Ardenghy, presidente do IBP, ressalta que o Brasil, como 8º maior produtor mundial, é um pilar de segurança energética.

“A indústria brasileira de óleo e gás é um motor de crescimento e inserção estratégica. Em um mundo marcado por volatilidade geopolítica, nossa produção sustentável — especialmente no Pré-Sal, que emite metade do carbono da média mundial — oferece a confiabilidade que o mercado global demanda”, afirma Ardenghy.

Projeções de crescimento (2025-2029)

O IBP projeta que o ciclo de expansão está apenas começando:

• Pico de Produção: A expectativa é atingir 4,2 milhões de barris por dia em 2028.

• Investimentos: Prevê-se um pico de US$ 21,3 bilhões em investimentos no upstream já em 2026.

• Empregos: O setor deve sustentar 483 mil postos de trabalho no próximo ano.

• Arrecadação: Até 2029, a arrecadação governamental total do setor pode alcançar US$ 42,3 bilhões anuais.

Liderança na transição energética

Além do impacto fiscal e cambial, o IBP destaca que o setor lidera a descarbonização no país. O Brasil é o 2º maior produtor de biocombustíveis do mundo e avança em tecnologias de vanguarda, como a Captura e Armazenamento de Carbono (CCUS)

Principais produtos da balança comercial brasileira (dados 2025)

Fonte: MDIC

e o potencial de 1.200 GW em eólicas offshore. “A transição energética brasileira ganha tração no Brasil, sendo viabilizada pela competitividade e pelos recursos gerados pela própria indústria de óleo e gás”, conclui o executivo.

Eneva abre caminho para diversificação do mercado de gás no Nordeste

A Eneva assinou o primeiro contrato para fornecimento de gás natural on-grid (conectado à rede) no Ceará. O suprimento é destinado ao Grupo Cerbras, fabricante de porcelanatos e cerâmicas e maior consumidor de gás natural do estado –trata-se do primeiro consumidor industrial a migrar para o mercado livre. O contrato prevê a comercialização de 10,95 milhões de m³ de gás natural. O fornecimento foi

teve início em janeiro de 2026.

A Cerbras é uma empresa brasileira do ramo de revestimentos cerâmicos e porcelanatos, com sede em Maracanaú, no Ceará, e detentora do Selo ESG-FIEC por referência em práticas sustentáveis. Com mais de 30 anos de história e forte atuação nos mercados nacional e internacional, a Cerbras é líder no Norte e Nordeste e figura entre as maiores empresas do setor no país.

“Essa união representa um marco estratégico para a Cerbras. A migração para o mercado livre de gás natural amplia nossa competitividade, fortalece a previsibilidade energética e reforça nosso compromisso com eficiência, sustentabilidade e crescimento de longo prazo”, destaca Mariana Mota, vice-presidente industrial da Cerbras.

Além do impacto direto para a empresa, o movimento também contribui para o fortalecimento do ambiente industrial no Ceará. A escolha do mercado livre de gás por grandes indústrias amplia a atratividade do estado para novos investimentos e posiciona a região como referência em soluções energéticas mais competitivas e alinhadas às demandas da indústria moderna.

Este é o primeiro contrato de fornecimento

de gás natural no mercado livre do estado do Ceará, firmado pela Eneva e um consumidor industrial, contribuindo para a diversificação dos negócios da companhia e para a abertura do mercado. O gás será suprido a partir do portfólio da Eneva, por meio do Hub Sergipe, o primeiro terminal privado de GNL conectado à malha nacional de transporte de gás, um diferencial competitivo que garante estabilidade no fornecimento.

“A parceria com a Cerbras simboliza o trabalho consistente da Eneva no desenvolvimento de soluções para ampliar a oferta de gás natural no mercado, diversificando clientes e incentivando a produção nacional. Viabilizar a migração do primeiro consumidor industrial no Ceará ao ambiente livre de gás representa um avanço importante no fortalecimento da presença da Eneva no mercado, principalmente no Ceará, e reforça o papel estratégico da companhia na oferta de soluções energéticas completas”, afirma Marcelo Lopes, diretor-executivo de Marketing, Comercialização e Novos Negócios da Eneva.

O Hub Sergipe está localizado em Barra dos Coqueiros, município da região metropolitana de Aracaju (SE) e conta com a usina que possui capacidade de geração

de 1,6 GW e uma Unidade Flutuante de Armazenamento e Regaseificação de Gás Natural (FSRU) com capacidade de regaseificação de 21 milhões de m³/dia.

Seminário detalha oportunidades, regras

e diretrizes ambientais da Oferta Permanente de Concessão

A ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis realizou em dezembro, o Seminário da Oferta Permanente de Concessão (OPC) 2025, para apresentar, em profundidade, as regras do novo edital, o potencial exploratório das áreas ofertadas, os dados técnicos disponíveis e as diretrizes ambientais que orientam os investimentos em exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.

O evento ocorreu após a publicação, em 21 de novembro, da nova versão do edital da OPC, que ampliou significativamente o portfólio de áreas disponíveis. O documento incorporou 275 novos blocos exploratórios, elevando o total para 451 blocos em oferta, além de cinco áreas com acumulações marginais, distribuídas por 11

bacias sedimentares, em terra e no mar. Na abertura do seminário, o diretorgeral da ANP, Artur Watt, ressaltou que o conjunto de informações técnicas e regulatórias apresentado evidencia o elevado potencial de atratividade da OPC e cria condições para a abertura de um novo ciclo de licitações.

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“Com o novo edital, chegamos ao total de 451 blocos e cinco áreas com acumulações marginais, em 11 bacias sedimentares diferentes, em terra e mar. Temos oportunidades para diferentes perfis de investidores, áreas inéditas, como a Bacia do Tacutu, e áreas em bacias maduras, ausentes no ciclo anterior. Temos colocadas as condições para a abertura de um exitoso 6º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão”, afirmou Artur Watt.

Watt também destacou os resultados do 5º Ciclo da OPC, realizado em junho deste ano, como evidência do interesse do mercado e da disposição da indústria em ampliar investimentos no país. Segundo ele, a rodada arrecadou quase R$ 1 bilhão em bônus de assinatura, além de R$ 1,4 bilhão

em investimentos mínimos obrigatórios. “Mas, quando há interesse e atratividade, os investimentos em exploração podem ser muito maiores. Também destaco a diversidade de players, com grandes empresas já consolidadas e empresas independentes”, observou.

Regras, dados técnicos e diretrizes ambientais

Ao longo do seminário, equipes técnicas da ANP detalharam os procedimentos da Oferta Permanente de Concessão, incluindo requisitos de qualificação, documentação necessária, etapas para apresentação de ofertas, garantias exigidas e ritos para assinatura dos contratos. Também foram apresentados os dados geológicos e geofísicos disponíveis, que embasam a avaliação do potencial exploratório das

áreas ofertadas.

Outro eixo central do encontro foi a exposição das diretrizes ambientais, com esclarecimentos sobre o licenciamento, as condicionantes aplicáveis às diferentes bacias sedimentares e a integração entre o planejamento exploratório e os requisitos ambientais, aspecto considerado estratégico para a previsibilidade e segurança jurídica dos investimentos.

Próximos passos da Oferta Permanente

O seminário integra uma série de encontros promovidos pela ANP para esclarecer os principais marcos e etapas da Oferta Permanente. Em maio, a Agência já havia realizado o Seminário da Oferta Permanente 2025, contemplando tanto a OPC quanto a Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP).

Durante o evento, a ANP reforçou que

um novo ciclo da OPC pode ser aberto a qualquer momento, a partir da iniciativa das empresas inscritas, mediante a apresentação de declaração de interesse acompanhada de garantia de oferta, conforme previsto no modelo contínuo da Oferta Permanente.

As apresentações técnicas exibidas durante o seminário foram disponibilizadas

pela Agência, e a gravação integral do evento será publicada em breve no canal oficial da ANP no YouTube, ampliando o acesso às informações por parte de investidores, operadores, fornecedores e demais agentes do setor.

Com a ampliação do número de áreas ofertadas, a diversidade de bacias

sedimentares e a consolidação do modelo da Oferta Permanente, a OPC 2025 se consolida como um dos principais instrumentos de estímulo à exploração de petróleo e gás no Brasil, alinhando previsibilidade regulatória, atratividade econômica e diretrizes ambientais ao longo prazo.

Projeto de Lei que cria selo de sustentabilidade e resiliência

climática requer consolidação de regras já existentes

O PL 420/25 aprovado na Câmara dos Deputados e em apreciação no Senado, que institui o Programa Nacional de Infraestruturas Sustentáveis Resilientes –PNISR e cria o Selo de Sustentabilidade e Resiliência da Infraestrutura, tem o objetivo de propor a adequação de grandes empreendimentos aos eventos climáticos extremos. Contudo, seu texto, conforme avaliação da ICV Brasil - uma das principais organizações de certificação, inspeção e treinamento do País – apresenta uma série de sobreposições com legislações e programas já existentes, que podem gerar conflito entre si, em sua implementação, não trazendo resultados concretos.

“É válida a iniciativa a favor da sustentabilidade e resiliência das infraestruturas, mas, da forma como o PL está redigido, ignora diretrizes vigentes, com sobreposição de propostas que podem até gerar conflito com leis já aprovadas”, observa Antonio Carlos Caio da Silva, sócio-fundador da ICV Brasil.

O 2º parágrafo do artigo 4º do PL menciona

que as normas técnicas para certificação serão feitas pela ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) ou por entidade credenciada pelo Conmetro (Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial), desconsiderando que já existem e estão em vigor inúmeras regras criadas pela ABNT e por outras entidades, bem como sob a política de metrologia e certificação do INMETRO, que estabelecem diretrizes semelhantes às propostas pelo projeto de lei.

O sócio-fundador da ICV Brasil cita o exemplo da Instrução Normativa Nº 19 da ANTT (Associação Nacional de Transporte Terrestre), publicada em 2023 e já em vigor, determinando que os projetos, orçamentos e obras de engenharia no âmbito dos contratos de concessão de rodovias e ferrovias deverão ser inspecionados por um Organismo de Inspeção Acreditada quando o contrato de concessão ou regulamento específico da ANTT estabelecer essa obrigatoriedade.

Entre os principais benefícios dessa certificação estão a melhoria da qualidade das obras, a redução de custos associados a retrabalhos e manutenções não planejadas e o aumento da eficiência operacional das rodovias, também considerando a sustentabilidade e resiliência das infraestruturas frente aos eventos climáticos extremos cada vez mais frequentes.

Outra frente abordada no PL 420/25 é o de diretrizes sustentáveis para o setor de construção modular, e sob esse aspecto, já está em vigor o programa “Construção Industrializada Modular Offsite”, uma iniciativa inédita da CDHU (Companhia de Desenvolvimento Habitacional e Urbano do Estado de São Paulo) voltada à certificação de sistemas construtivos pré-fabricados para atender situações emergenciais — como as decorrentes de desastres naturais ou outras calamidades -, com soluções rápidas,

Certificação voluntária

Um outro ponto de atenção é 1º parágrafo do artigo 4º do projeto, determinando que a certificação de empreendimentos com base nas normas técnicas aplicáveis será voluntária, ou seja, não obrigatória, e de terceira parte.

eficientes e seguras é outra iniciativa neste sentido.

Além destes programas, a priorização de materiais e tecnologias de baixo impacto ambiental no Brasil e outras iniciativas ambientalmente sustentáveis mencionadas no artigo 5º do PL, como condições para fazer jus ao Selo de Sustentabilidade e Resiliência da Infraestrutura, já são tratadas por um conjunto de leis, normas técnicas e diretrizes que incentivam ou exigem práticas sustentáveis. Entre elas, a Política Nacional de Resíduos Sólidos, a Nova Lei de Licitações e Contratos e a Política Nacional de Meio Ambiente. Entre as normas já existentes voltadas à sustentabilidade, é possível citar as ISOs 14001 e 20400, além de diversas certificações de produtos.

Na visão do sócio-fundador da ICV Brasil, para que o PL tenha efetividade, não gere conflitos com legislações já vigentes e ganhe relevância como um instrumento para ser referência e ser aplicado em todos os setores mencionados, seria necessário promover a consolidação de todas as normas, leis, portarias e decretos já existentes voltadas a reduzir os impactos ambientais. “O grande desafio que temos hoje no País é que as legislações sejam efetivamente implantadas, que avancem na prática, pois já há muitas leis, normas, programas, mas que muitas vezes não são cumpridos”, destaca Caio da Silva.

Para Caio da Silva, além de desobrigar a adoção do PNISR e a obtenção do Selo de Sustentabilidade e Resiliência da Infraestrutura pelos empreendimentos, o risco deste artigo, conforme a redação proposta, é fazer com que normas hoje compulsórias, e que trazem segurança aos mercados e usuários, percam a sua validade.

Santos Brasil recebe autorização para operar com capacidade máxima no Porto do Itaqui (MA)

A Santos Brasil recebeu autorização da ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis para operar com a oferta da capacidade total de seu terminal de granéis líquidos no Porto do Itaqui (MA), após concluir obras de expansão. A Companhia conta com cerca de 200 mil m³ de capacidade, fruto de investimentos superiores a R$ 850 milhões iniciados em 2021, quando arrematou o ativo em leilão na B3.

A ANP também autorizou a entrada em operação de três novas linhas de píer, que proporcionarão ainda mais eficiência e agilidade aos serviços. Cada linha, com 14 polegadas de diâmetro, permite carregamento e descarga dos navios com alta vazão, reduzindo o tempo total de operação e, consequentemente, o custo de demurrage (gastos com sobre-estadia) para os clientes.

Em julho, a Santos Brasil foi credenciada pela Receita Federal para operar como entreposto aduaneiro na importação e exportação de granéis líquidos no porto maranhense. A habilitação dispensa o pagamento imediato de tributos sobre o volume total importado, permitindo que a nacionalização seja feita em quantidades fracionadas. Já a reexportação pode ocorrer sem necessidade de nacionalização, o que garante maior flexibilidade aos clientes e otimiza o fluxo de caixa de suas operações. A entrada da Companhia no segmento de granéis líquidos ocorreu em 2021, com a aquisição, em leilão, de três terminais no Porto do Itaqui – dois brownfields (já

existentes, que foram ampliados) e um greenfield (construído do zero e cuja obra foi concluída no mês passado), hoje unificados. As operações começaram em 2022 com 54 mil m³ e desde então vêm se destacando pela eficiência e qualidade dos serviços.

Para Carlos Quintero, diretor de Granéis Líquidos da Santos Brasil, essas conquistas ampliam a oferta de soluções às empresas parceiras e geram novas oportunidades de negócios. “Nossos clientes podem estruturar operações mais competitivas, otimizando o fluxo de caixa. O próprio porto também se torna mais atrativo, porque passa a contar com uma gama maior de serviços ofertados pelo nosso terminal”, afirma.

Itaqui é hub de distribuição de derivados de petróleo para as regiões Nordeste, Norte e Centro-Oeste, com enorme potencial de crescimento ligado ao agronegócio. Tem boa infraestrutura e está conectado a importantes ferrovias, que fazem do porto um corredor estratégico para o CentroOeste do Brasil, além dos mercados do Norte e Nordeste. Os terminais de granéis líquidos da Santos Brasil são alfandegados e têm conexões com modais rodoviário, ferroviário, dutoviário e marítimo, e o porto tem capacidade para receber navios de até 155 mil toneladas.

Projeto estratégico no Nordeste ampliará a oferta de gás nacional

A Petrobras aprovou a decisão final de investimento para o desenvolvimento do projeto Sergipe Águas Profundas módulo 2 (SEAP II), na Bacia de Sergipe-Alagoas. O projeto é estratégico para ampliar a disponibilidade do gás nacional, além de abrir uma nova fronteira de produção na região Nordeste.

O projeto SEAP II abrange jazidas com óleo leve, considerado de boa qualidade, entre 38 e 41 graus API, pertencentes aos campos de Budião, Budião Noroeste e Budião Sudeste, localizados a cerca de 80 km da costa nas concessões BMSEAL-4, BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10, respectivamente. A Petrobras é operadora das concessões BM-SEAL-4 – com 75% de participação em parceria com a ONGC Campos Limitada (25%) – e BM-SEAL4A e BM-SEAL-10, onde detém 100% de participação.

Para o desenvolvimento do projeto está em contratação um FPSO no modelo BOT (Build Operate and Transfer), com capacidade de 120 mil barris de óleo por dia (bpd) e 12 milhões de m³ por dia, com

previsão de conclusão da negociação no 1º semestre de 2026, viabilizando o 1º óleo do projeto em 2030, conforme previsto no Plano de Negócios 2026-2030.

Além do projeto SEAP II, a companhia tem o projeto SEAP I, que abrange as jazidas pertencentes aos campos de Agulhinha, Agulhinha Oeste, Cavala e Palombeta, localizados nas concessões BM-SEAL-10 e BM-SEAL-11. A Petrobras é operadora das concessões BM-SEAL-11 - com 60% de participação, em parceria com a IBV Brasil Petróleo LTDA (40%) – e BM-SEAL-10, onde detém 100% de participação.

Com volume substancial de gás, considerando potencial de ofertar até 18 milhões de m³ de gás por dia, os projetos abrem um novo horizonte de investimentos, trazendo uma série de oportunidades para o setor e para os estados de Sergipe e Alagoas. Além disso, vai viabilizar no país um novo marco tecnológico: a implantação de um projeto de produção em profundidade d´água acima de 2500 metros (alcançando até 3 mil metros), incorporando inovações de última geração.

@Petrobras

/AndréMottadeSouza

Revamp tecnológico aumenta eficiência e reforça a oferta de combustíveis de baixo teor de enxofre na Revap

A Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos (SP), iniciou no final de dezembro a operação de sua Unidade de Hidrotratamento (HDT) após receber autorização da ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. A modernização da unidade permitirá ampliar em aproximadamente 80% a produção de diesel S-10 da refinaria, combustível de baixo teor de enxofre, fundamental para a redução de emissões e atendimento às demandas do mercado.

O aumento da produção de diesel S-10 será possível graças à otimização do parque de refino, ajustando o perfil de produção da Revap. Isso significa que parte da capacidade

anteriormente destinada ao diesel S-500 será realocada para a produção de diesel S-10, em resposta à demanda crescente por combustíveis mais limpos.

A expansão da capacidade é resultado de um amplo revamp da HDT, que incluiu modernização tecnológica, integração de novos sistemas e melhorias na eficiência e confiabilidade operacional. Todos os testes e etapas de comissionamento foram concluídos antes da liberação regulatória.

“O início da operação da HDT modernizada representa um marco importante para a Revap. O projeto reforça nosso compromisso com eficiência, sustentabilidade e oferta de combustíveis

de alta qualidade. A expansão do diesel S-10 garante capacidade de atender às demandas atuais e futuras com segurança e confiabilidade”, afirma Alexandre Coelho Cavalcanti, gerente geral da refinaria.

O diesel S-10, por apresentar teor significativamente reduzido de enxofre, contribui para menores emissões de poluentes locais e maior durabilidade de motores modernos, atendendo a padrões ambientais cada vez mais rigorosos.

A Revap possui capacidade de processamento de até 252 mil barris de petróleo por dia e responde por cerca de 14% da produção de derivados da Petrobras. A refinaria também se destaca na produção de querosene de aviação, atendendo aproximadamente 75% da demanda do Aeroporto Internacional de Guarulhos, além de produzir gasolina e gás liquefeito de petróleo (GLP) para a Região Metropolitana do Vale do Paraíba e o Litoral Norte de São Paulo.

Espaço Petrobras Bacia de Santos

terá exposição permanente

interativa

A Petrobras comemorou, em 5 de janeiro, os 20 anos da Unidade da Bacia de Santos (BS), marco histórico na produção de óleo e gás no Pré-Sal brasileiro. Para celebrar essa trajetória, a empresa inaugurou o Espaço Petrobras Bacia de Santos no prédio restaurado do antigo Armazém, patrimônio histórico santista no bairro do Valongo, anexo ao Edifício Santos (Edisa), sede administrativa da BS.

O espaço conta com uma exposição

e

permanente e interativa, que permitirá aos visitantes conhecerem a evolução da exploração do Pré-Sal, passando pela criação da Unidade em 2006 e pelos avanços tecnológicos que consolidaram a Petrobras como referência mundial em exploração e produção de petróleo em águas profundas e ultra profundas. A exposição inclui atrações lúdicas sobre prospecção, engenharia, inovação e projetos socioambientais. A outra metade do galpão será destinada a

exposições temporárias e eventos.

“É uma honra fazer parte deste momento histórico para a BS. A entrega deste espaço reforça o compromisso da Petrobras com as comunidades onde atua — um compromisso que transcende os negócios e reflete nossa responsabilidade com a sociedade”, afirma Felipe Matoso, gerente geral da Unidade da Bacia de Santos.

Hoje, a Unidade é responsável por 48% da produção nacional de petróleo, com 1,57 milhão de barris por dia, operando 18 plataformas e contando com 11.500 trabalhadores. Além da produção de óleo, a BS opera a Malha Integrada de Escoamento

Certificação voluntária

A Bacia de Santos lidera programas de reinjeção de CO2 (CCUS), fundamentais para a descarbonização da indústria, e investe anualmente R$ 196 milhões em mitigação e compensação ambiental. Produzindo óleo mais leve e com menor índice de emissões, a Petrobras reafirma seu papel na transição energética justa. Entre as iniciativas socioambientais, destaca-se o Projeto de Monitoramento de Praias da Bacia de Santos (PMP-BS),

de Gás, que, em 2025, registrou a marca de 41,7 milhões de m³ de gás natural escoados em um único dia.

considerado o maior do mundo. Ele cobre mais de 1.500 km de costa, de Laguna (SC) a Saquarema (RJ), com foco na fauna marinha. Animais encontrados são avaliados, reabilitados quando necessário e marcados para acompanhamento. Entre 2015 e 2024, foram monitorados mais de 42.700 pinguins, além de outras espécies, reforçando o compromisso da Petrobras com a conservação da biodiversidade.

@Petrobras

Petrobras e Vale avançam com parceria no fornecimento de combustíveis

A Petrobras e a Vale assinaram contrato para fornecimento de diesel em operações da mineradora em Minas Gerais. O acordo envolve o suprimento de diesel S10, produzido pela Petrobras, com a adição da parcela obrigatória de biodiesel, atualmente em 15%. O acordo também prevê oportunidades de desenvolvimento de negócios em baixo carbono, como a possibilidade de compra e venda de Diesel R (diesel com conteúdo renovável) e possíveis tratativas para o fornecimento de HVO (Hydrotreated Vegetable Oil).

Desde 2023, as duas empresas vêm colaborando em parcerias de negócios para o desenvolvimento de soluções de baixo carbono. Em 2024, foi estabelecido acordo para cooperação, incluindo os testes de Diesel R5 (5% de conteúdo renovável, além dos 15% obrigatórios de biodiesel) e de bunker com 24% de parcela renovável.

A parceria comercial com a Vale faz parte da estratégia da Petrobras de aproximação com os consumidores finais de seus produtos. Segundo a presidente da Petrobras, Magda

Chambriard, “estabelecer esse contato direto permite à companhia conhecer melhor as necessidades dos consumidores e ser mais assertiva na construção de soluções que gerem valor para clientes e sociedade. Ao oferecer combustíveis de alto desempenho e, também, capazes de colaborar com as metas de descarbonização das empresas, a Petrobras aperfeiçoa sua estrutura logística e capacidade de produzir para clientes de relevância internacional”.

“Estamos muito satisfeitos em fortalecer nossa parceria com a Petrobras, o que gera valor para ambas as empresas e para o Brasil. Esse contrato consolida uma relação de confiança e cria espaço para explorarmos, juntos, soluções inovadoras que contribuam para tornar nossas operações cada vez mais eficientes e sustentáveis”, disse o CEO da Vale, Gustavo Pimenta. “É mais um passo que reforça nossa visão de longo prazo com a descarbonização das operações da Vale, aproveitando, assim, o diferencial competitivo do Brasil em combustíveis renováveis”, completou.

@PetrobrasCarlosEduardoLivino

Carbon Countdown, maior inventário de estoques de carbono do país

A Petrobras e a Shell Brasil lançaram, em dezembro de 2025, o Carbon Countdown, o maior projeto já realizado para medir, de forma padronizada e em escala nacional, os estoques de carbono acima e abaixo do solo em todos os biomas terrestres do país. Ao interesse mútuo das empresas na trajetória de descarbonização, somase a experiência científica da Esalq/USP, executora do projeto, e de universidades e centros de pesquisa que participam do projeto em todas as regiões do Brasil. O projeto contará com investimento de mais de R$ 100 milhões, provenientes da Cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) prevista nos contratos de exploração e produção de óleo e gás, recurso que tem a aplicação regulada e fiscalizada pela ANP. O Carbon Countdown estabelece uma linha de

base científica inédita, construída a partir de metodologias reconhecidas pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), organismo científico da ONU. Todos os dados serão abertos e disponibilizados publicamente, permitindo aplicações diversas, como conservação, modelagem climática e planejamento territorial - serão cinco anos de muito trabalho integrado e produção de conhecimento.

“As grandes entregas do Carbon Countdown são a geração de um banco de dados geoespacial público, com base em coletas significativa de amostras ambientais, implantação de infraestrutura de pesquisa, e a tropicalização confiável das metodologias internacionais à realidade dos nossos biomas. Esse trabalho se torna ainda mais robusto com a participação de diversas

@AcervoEcoporé

universidades que agregam expertise e conhecimento local a essa iniciativa”, afirma Lílian Melo, Gerente Executiva do Centro de Pesquisas, Desenvolvimento e Inovação da Petrobras - CENPES.

“O projeto Carbon Countdown nos dá as ferramentas para criar uma base sólida e confiável de dados sobre os estoques naturais de carbono. Essas informações são essenciais para fortalecer projetos de créditos de carbono, iniciativas de restauração e ações de uso do solo, além de consolidar o papel da ciência brasileira nesse mercado emergente”, afirma Olivier Wambersie, gerente-geral de Tecnologia da Shell Brasil.

O levantamento vai abranger 6.500 áreas demarcadas, com mais de 250 mil amostras de solo e um número ainda maior de amostras de vegetação e outras 400 mil amostras de atributos complementares, caracterizando o maior inventário do tipo já realizado. O projeto implementa uma rede nacional de pesquisa, com polos regionais nos seis biomas brasileiros – Amazônia, Cerrado, Caatinga, Mata Atlântica, Pantanal e Pampa. Cada núcleo envolve pesquisadores, equipes de campo e infraestrutura laboratorial local, garantindo metodologias unificadas, protocolos técnicos de Segurança, Meio Ambiente e Saúde; padrões éticos e consistência dos dados.

Ao produzir uma base de dados realista e cientificamente validada, o Carbon Countdown fornece segurança para investidores e formuladores de políticas, apoia a transição para uma economia de baixo carbono e amplia o protagonismo do Brasil no mercado global de créditos de carbono, por meio de Soluções Baseadas na Natureza como projetos agroflorestais, de conservação e reflorestamento.

O Carbon Countdown também investe na formação de equipes, no fortalecimento de laboratórios distribuídos pelo país e na criação de uma base integrada para armazenamento, análise e compartilhamento dos resultados, com liderança científica da Esalq/USP –centro de excelência em ciências agrárias, ambientais, biológicas e sociais. A iniciativa contribui diretamente para a capacitação de profissionais e para o avanço da pesquisa ambiental no Brasil.

Petrobras apresenta Plano de Negócios 2026-2030 na Firjan e projeta novo ciclo de oportunidades

para a indústria

A diretoria da Petrobras esteve na sede da Firjan - Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro para apresentar aos empresários fluminenses o Plano de Negócios 2026-2030. No período, a empresa projeta US$ 109 bilhões em investimentos e mantém alinhamento

às diretrizes do Plano Estratégico 2050. Na abertura do evento, o presidente da federação, Luiz Césio Caetano , destacou o papel central da companhia para a economia do Rio de Janeiro e para o desenvolvimento industrial do país.

Caetano reforçou a relevância do momento para todo o setor produtivo: “Todo mundo sempre quer ouvir o que a Petrobras tem a nos dizer. É a maior empresa brasileira, a maior do Rio de Janeiro, nossa maior associada, maior cliente e parceira”, frisou. Para ele, o novo Plano de Negócios irá nortear decisões estratégicas de fornecedores, investidores e lideranças empresariais, moldando o ambiente econômico dos próximos cinco anos.

O presidente da Firjan alertou que o cenário internacional aponta para preços de petróleo mais pressionados, o que amplia a responsabilidade da estatal e de toda a cadeia: “Com as projeções de um preço de barril de petróleo mais comprimido, os desafios e a nossa responsabilidade aumentam”, avaliou, ressaltando o protagonismo da Petrobras também na condução de uma transição energética justa.

@Firjan

O plano da Petrobras

Magda Chambriard ressaltou os pilares do Plano de Negócios 2026-2030. Segundo ela, se trata de um dos programas de investimento mais robustos já apresentados pela empresa, com forte potencial de impacto socioeconômico: “Esses investimentos representam 5% do total investido no país e têm potencial para gerar 311 mil empregos diretos e indiretos até 2030, além de R$ 1,4 trilhão em tributos”, afirmou.

Magda salientou que a Petrobras seguirá atuando como empresa integrada e líder na transição energética justa, combinando expansão da produção de óleo e gás com projetos de descarbonização e inovação industrial. Ela destacou a necessidade de ajustes estruturais diante de um cenário internacional mais desafiador, reforçando o papel estratégico dos fornecedores e parceiros industriais.

Segundo a presidente, projeções internas indicam que o país deve crescer cerca de 60% em duas décadas e meia. Para manter sua relevância, a Petrobras precisa acompanhar esse ritmo. “Se queremos continuar sendo essenciais para a sociedade brasileira, precisamos crescer, no mínimo, na mesma proporção”, explicou. Essa lógica sustentou o plano do ano passado, que previa US$ 111 bilhões em investimentos. Mesmo diante desse quadro, o novo Plano de Negócios ficou em US$ 109 bilhões, o

que, para Magda, representa praticamente o mesmo patamar do ano anterior. Ela confirmou que o foco continua sendo a exploração e produção, destino de cerca de 70% do total dos investimentos, área que sustenta a geração de receita da Petrobras e que segue como motor da atividade industrial.

A presidente reforçou que a Petrobras aposta fortemente na expansão do parque de refino, destacando o avanço do Complexo de Energias Boaventura em Itaboraí. Segundo ela, o empreendimento “vai de vento em popa” e deve alcançar um patamar de R$ 31 bilhões, consolidando uma indústria moderna e estratégica para o país. “É um resgate da indústria do Rio de Janeiro. Temos uma indústria de petróleo no mar, mas temos o Boaventura aqui em Itaboraí. É um projeto grandioso, que vai puxar o estado e gerar desenvolvimento”, afirmou.

Magda Chambriard creditou aos fornecedores papel decisivo para o sucesso do plano e para a sustentabilidade da Petrobras. “Nada disso é possível sem vocês. Contamos muito com nossos parceiros, mas todos precisam estar cientes das responsabilidades. Se entregarmos bem, abrimos espaço para mais projetos. Se ficar caro ou atrasar, alguns ficarão pelo caminho.”

Avaliações da Firjan

O peso econômico de áreas como a Bacia de Campos, que segue sendo vetor relevante de geração de valor foi ressaltado por Caetano, que reforçou a importância da inovação, que vem garantindo à empresa reconhecimento constante em tecnologia e competitividade, especialmente no PréSal. Ele falou ainda da expansão para novas fronteiras como a Margem Equatorial.

“O olhar para o futuro que a Petrobras nos traz reflete o compromisso de crescimento conjunto com a indústria nacional, com mais demandas, mais oportunidades concretas, mais empregos e mais renda”, disse, enfatizando a conexão direta da Petrobras com a indústria naval, fortalecida pela ampliação da frota de navios de cabotagem e embarcações de apoio offshore, fundamentais para a operação de plataformas.

Outro ponto citado foi a diversificação crescente da estatal para áreas de refino, biorrefino, petroquímica e fertilizantes, além de iniciativas de baixo carbono, como projetos de captura de CO2 no Rio de Janeiro. “Somos extremamente gratos pelos projetos desenvolvidos em parceria com a Firjan SENAI SESI, que transformam vidas a partir da educação e inclusão social”, lembrou o presidente da Firjan.

A importância da resiliência da indústria brasileira diante do cenário desafiador do mercado de petróleo e gás foi ressaltada pelo diretor-executivo da Firjan SENAI SESI, Alexandre dos Reis, que destacou a ampliação da parceria com a estatal em programas de qualificação, governança e desenvolvimento tecnológico.

“A resiliência perpassa todo o plano de negócios da Petrobras. E essa mesma resiliência precisa ser exercida pela nossa

indústria, que convive com os efeitos diretos das oscilações do mercado”, afirmou.

Reis citou o Programa Autonomia e Renda, realizado pela Firjan SENAI SESI em parceria com a Petrobras que em 2025, que abriu mais de 300 turmas, capacitando quase 7 mil pessoas em diferentes áreas.

A iniciativa se estenderá até 2027, com a meta de totalizar 602 turmas e 12.670 profissionais formados em sete estados. “É um orgulho muito grande coordenar esse projeto em parceria com a Petrobras. Estamos levando formação profissional de qualidade a milhares de pessoas em diversas regiões do país”, destacou.

Petrobras inicia produção de Búzios 6

A Petrobras iniciou a produção de petróleo da P-78, no campo de Búzios, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Búzios 6 (P78) possui capacidade de produzir 180 mil barris de óleo e 7,2 milhões de m³ de gás diários. O FPSO aumentará a capacidade instalada de produção do campo, para aproximadamente 1,15 milhão de barris de petróleo diários. Além disso, é um projeto que permitirá exportar gás para o continente, via interligação com o gasoduto ROTA 3, expandindo a oferta de gás no Brasil em até 3 milhões de m³ por dia.

“Com o primeiro óleo da P-78, iniciamos o ano já avançando na principal meta que temos para 2026: o aumento da produção de petróleo e gás da Petrobras. Projetamos produzir 2,5 milhões de barris de petróleo por dia ao longo desse ano e grande parte virá de Búzios, o maior campo do país em reservas e em produção. Além disso, estamos também ampliando a oferta de gás natural ao mercado brasileiro, outra meta expressa em nosso Plano de Negócios”, disse Magda Chambriard, presidente da Petrobras.

A P-78 é uma unidade do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo, da sigla em inglês) e inaugura uma nova família de projetos de unidades próprias. A plataforma foi concebida por meio do PBRef (Projeto Básico de Referência), que consolidou centenas de lições aprendidas das primeiras unidades em operação no Pré-Sal, trazendo ainda maior segurança e confiabilidade para as operações. Além disso, o FPSO passou por mudanças na estratégia de contratação, construção

e montagem, por meio do Programa FORTALECE (PROFORT), que estabeleceu o modelo contratual e os requisitos técnicos de qualidade e eficiência para os estaleiros que a construíram, indo além do conteúdo local estabelecido para o campo. O contrato da plataforma prevê o

@Petrobras

compromisso mínimo de 25% de conteúdo local. Dez módulos de topside, do total de vinte e três, foram construídos no estaleiro BrasFELS, localizado em Angra dos Reis no Rio de Janeiro.

A plataforma está equipada com tecnologias para redução de emissões e mais eficiência operacional, destacandose o sistema de recuperação de gases de queima, adoção de variação de rotação em bombas e compressores, e integrações energéticas entre as correntes quentes e frias no processamento de óleo e gás.

O projeto conta com 13 poços, sendo 6 produtores e 7 injetores, equipados com sistemas de completação inteligente, que potencializam o gerenciamento da produção. A unidade será interligada com dutos rígidos de produção, injeção e exportação de gás e dutos flexíveis para as linhas de serviço, utilizando tecnologias inovadoras para fixação dos dutos no FPSO. Estes dutos permitirão a produção em alta capacidade prevista para os poços do campo.

Com 345 metros de comprimento e 180 metros de altura (até o topo do flare), a P-78 chegou no Brasil em outubro, vinda de Singapura, trazendo as equipes de comissionamento e operação a bordo. Essa estratégia gerou valor, permitindo a dispensa de parada em águas abrigadas no Brasil, além do ganho de segurança, confiabilidade e prontidão operacional pelo avanço do comissionamento dos sistemas durante o translado.

A plataforma é a sétima em operação no campo de Búzios, o maior do país em reservas e, em outubro de 2025, superou a marca de 1 milhão de barris por dia. Esse campo, descoberto em 2010 pelo poço 2-ANP-1-RJS, está localizado a 180 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em águas

ultra profundas da Bacia de Santos, a mais de 2 mil metros de profundidade.

@Petrobras

A ANP autorizou o início das operações da unidade flutuante de produção, armazenagem e transferência de petróleo e gás (FPSO) P-78 após a aprovação da Documentação de Segurança Operacional e análise do atendimento às condicionantes de segurança operacional, bem como da aprovação do projeto e da autorização de uso dos sistemas de medição estabelecidos pela ANP.

As condicionantes estabelecidas decorrem da auditoria pré-operacional

realizada pela Agência no estaleiro Benoni, em Singapura, entre 26 e 31 de maio de 2025. Houve também inspeção prévia dos sistemas de medição da plataforma entre 17 e 21 de março de 2025, também no estaleiro.

O FPSO P-78 possui capacidade de produção de 180 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 7,2 milhões de metros cúbicos por dia (Sm³/d) de gás natural, reforçando a importância do campo de Búzios como um dos principais ativos do Pré-Sal brasileiro.

Petrobras informa sobre Braskem

A Petrobras, em continuidade ao comunicado de 15/12/2025, informou que, diante do avanço das negociações relacionadas à Braskem e visando conferir celeridade aos processos de autorizações necessárias, o Shine I Fundo de Investimento em Direitos Creditórios de Responsabilidade Limitada (FIDC) submeteu hoje a potencial operação ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), sendo a Petrobras interveniente anuente no processo, considerando os termos de um potencial novo Acordo de Acionistas, os quais ainda permanecem sujeitos à aprovação das instâncias deliberativas da Petrobras.

Cabe ressaltar que a vinculação da Petrobras ao possível novo Acordo de Acionistas da Braskem depende da

conclusão dos termos finais da potencial operação, da análise de seus direitos de preferência e tag along conforme o acordo vigente, além das aprovações internas necessárias.

O andamento das negociações não afeta os direitos da Petrobras, que seguirá monitorando e avaliando os efeitos da potencial operação para, se aplicável e no momento oportuno, decidir sobre exercer ou não seus direitos previstos no acordo de acionistas vigente ou celebrar um novo acordo, quando apropriado.

A Petrobras reitera que qualquer decisão definitiva seguirá as práticas de governança, os procedimentos internos aplicáveis e eventuais aprovações de órgãos reguladores e será tempestivamente informada ao mercado.

Petrobras e bp acordam parceria em energia renovável

A Petrobras e a Lightsource bp anunciaram a assinatura de um acordo para estabelecer uma parceria estratégica no segmento de energias renováveis onshore. Pelo acordo, a Petrobras adquirirá 49,99% das subsidiárias da Lightsource bp no Brasil. A conclusão da transação está sujeita a aprovações regulatórias. A parceria será estruturada como uma joint venture, com gestão compartilhada entre Petrobras e Lightsource bp.

Por meio dessa iniciativa, a Petrobras dá um passo significativo e estratégico ao ingressar no segmento de geração de energia solar, ampliando sua atuação no mercado de fontes renováveis no Brasil, bem como permite a criação de uma plataforma que pode agregar novos negócios em renováveis, como armazenamento de energia. A Petrobras já vem desenvolvendo projetos de plantas solares em suas unidades de refino. Atualmente, a companhia tem a pretensão de instalar 56 MW até 2027, sendo que 10 MW já estão instalados na Regap. Essa parceria, no entanto, permite que a Petrobras tenha uma atuação mais ampla no segmento, envolvendo outros consumidores, o que reforça o compromisso da companhia com a diversificação de seu portfólio e a construção de um futuro mais sustentável.

A parceria combina a expertise de ponta a ponta da Lightsource bp em renováveis onshore e armazenamento de energia no Brasil com as capacidades estratégicas da Petrobras para impulsionar ainda mais o crescimento de soluções de energia de baixo carbono em todo o Brasil”, disse Joaquin Oliveira, CEO da Lightsource

bp. “Com o nosso forte expertise local, construída ao longo de quase sete anos de atividade no Brasil em todas as fases de desenvolvimento, construção e operação de projetos, continuaremos a gerar valor para a empresa, para os nossos clientes e stakeholders. Estamos entusiasmados com esta parceria com a Petrobras”.

O fechamento do negócio (closing) está sujeito às aprovações pertinentes, incluindo as dos órgãos reguladores competentes.

A Lightsource bp, empresa do grupo bp, contribuirá para a joint venture com seu pipeline que inclui entre 1 e 1,5 GW em estágio mais avançado de desenvolvimento, além de outros projetos menos maduros no Brasil, bem como a usina solar fotovoltaica de Milagres, em Abaiara, Ceará, que está em operação desde 2023 com 212 MWp de capacidade instalada – uma das maiores do estado.

Esta joint venture tem como objetivo desenvolver projetos rentáveis de energia renovável e aumentar a presença da Petrobras e da Lightsource bp entre os principais players do setor de energia renovável brasileiro.

Transparência climática e hídrica

A EDP foi reconhecida como líder em transparência e desempenho nas áreas das alterações climáticas e da segurança hídrica, com nível A em Clima e nível Aem Água pela CDP, organização ambiental sem fins lucrativos, que inclui a EDP na sua ‘A List’ anual, fazendo parte de um restrito número de empresas globais, entre mais de 22.100 empresas pontuadas, que obtiveram rating máximo de ‘A’. A empresa também se destacou na área de segurança hídrica, que avalia as empresas que mais reduziram os riscos e melhor geriram este recurso.

A EDP responde ao CDP Alterações Climáticas desde 2009, mantendo o nível de

liderança desde 2015, e ao CDP Segurança Hídrica desde 2010, tendo alcançado o nível de Liderança pela primeira vez em 2019. Ou seja, é o sétimo ano consecutivo que a EDP mantém a posição de liderança nos dois critérios (Clima e Água), reforçando assim o seu compromisso com a sustentabilidade e a transição energética. Totalmente alinhada com a TCFD (Task Force on Climate-Related Disclosures), a CDP detém a maior base de dados ambientais do mundo, sendo as suas classificações usadas como referência em processos de decisão de investimento e compras rumo a uma economia sustentável e neutra em carbono.

Monitoramento aéreo, sensores IoT e novos métodos de quantificação impulsionam combate às emissões de metano

Da esq.para a dir.: Oscar Rodríguez (EESC-USP), Paulo Chiquito, (TotalEnergies), Sávio Vianna (FEQ/UNICAMP) e Marcelo Souza de Castro (CEPETRO)

A jornada para emissões quase zero foi o centro da apresentação de Paulo Chiquito, da TotalEnergies, no painel Descarbonização, Segurança e Eficiência da Produção de Óleo e Gás da Energy Week. O executivo apresentou os avanços recentes da companhia no combate às emissões — especialmente metano, gás cujo potencial de aquecimento global, segundo ele, é quase 30 vezes superior ao do CO2. Ele explicou que esforço de descarbonização da TotalEnergies articula quatro pilares: cultura interna, uso

intensivo de dados, aceleração tecnológica e parcerias estratégicas.

Entre os destaques está um sistema aéreo de detecção de metano composto por drones, sensores e estações meteorológicas capazes de medir, com alta precisão, vazamentos e fluxos de emissão. A tecnologia, desenvolvida internamente, já é utilizada globalmente e vem sendo implementada também em operações no Brasil. Em um campo operado no país, afirmou Chiquito, a redução das emissões de metano já atingiu 85% desde o início

das medições, em 2021.

Chiquito também detalhou o uso de sensoriamento permanente — câmeras infravermelhas e uma ampla rede de sensores IoT — que hoje supera 11 mil dispositivos instalados nas unidades de produção e exploração da companhia. No campo operado no Brasil, cerca de 600 sensores já foram distribuídos para formar uma malha de detecção contínua de metano. Esses dados alimentam sistemas de correlação processual e permitem quantificar emissões de flaring com base em medições reais, substituindo fatores conservadores antes usados nos inventários.

Essas inovações, explicou, são fundamentais para que a companhia avance rumo às metas de 2030 e aos objetivos de longo prazo da companhia. Todos os novos projetos da TotalEnergies já incorporam um preço interno de carbono de US$100/tCO2e, mesmo onde não há regulação específica, como forma de orientar decisões de investimento.

Oscar Rodríguez, professor da Escola de Engenharia de São Carlos (EESC-USP), apresentou resultados de um conjunto de experimentos conduzidos no Laboratório de Escoamentos Multifásicos Industriais — infraestrutura de 2 mil m² projetada para reproduzir, com alta fidelidade hidrodinâmica, condições encontradas em plataformas do Pré-Sal.

Rodríguez mostrou como o laboratório utiliza um gás de alta densidade para simular condições multifásicas semelhantes às encontradas no Pré-Sal, permitindo avaliar comportamentos de mistura, transientes operacionais e vazamentos pequenos, médios ou grandes em ambiente controlado. O objetivo: entender como sistemas de detecção —especialmente os

baseados em IA — respondem a eventos reais.

Os experimentos indicam que, embora ferramentas tradicionais de previsão funcionem bem em cenários convencionais, seu desempenho cai drasticamente em situações associadas a injeção de CO2 para CCS, com erros que podem superar 500% em trechos descendentes.

“O futuro passa pelo modelo híbrido — física e inteligência artificial caminhando juntas. A IA sozinha não resolve a complexidade de uma plataforma”, afirmou Rodríguez, reforçando a necessidade de sensores de alta frequência, modelos hidrodinâmicos aprimorados e dados experimentais robustos para calibrar algoritmos.

Sávio Vianna, professor da Faculdade de Engenharia Química da Unicamp e pesquisador associado ao CEPETRO, abordou o tripé segurança, eficiência e descarbonização, destacando que esses elementos não competem entre si — ao contrário, precisam evoluir de forma integrada.

Vianna chamou atenção para os desafios associados ao sequestro e armazenamento de carbono (CCS), especialmente diante das características físico-químicas do CO₂. O gás possui ponto triplo baixo e pode, em condições de perda de integridade, assumir simultaneamente estados gasoso, líquido e sólido (gelo seco), o que complica sua dispersão e exige modelos específicos de análise de risco. Ele ressaltou que novas cadeias energéticas — CCS, hidrogênio, bioenergia e digitalização — só serão implementadas com segurança se acompanhadas por normas, regulações e metodologias adequadas, que ainda precisam avançar no Brasil.

Synergen Green Energy seleciona para projeto de amônia verde de 240 MW

A Electric Hydrogen, fabricante americana de plantas de eletrolisadores avançadas, foi selecionada pela Synergen Green Energy Inc., uma das principais desenvolvedoras de instalações de hidrogênio verde e amônia em escala comercial, para seu projeto de combustíveis avançados de última geração nos EUA.

A Electric Hydrogen apoiará a integração de duas de suas principais usinas HYPR de 120 MW como parte do acordo de engenharia básica (FEED) para este projeto. Após a construção, a instalação terá capacidade para produzir aproximadamente 210.000 toneladas por ano (TPA) de amônia para aplicações marítimas e industriais na Europa e na Ásia.

Este é o terceiro projeto de hidrogênio renovável em larga escala nos EUA a selecionar a tecnologia avançada de membrana de troca de prótons (PEM) da Electric Hydrogen. A Electric Hydrogen está atualmente implantando sua primeira usina HYPR de 100 MW no complexo Project Roadrunner da Infinium em Pecos, Texas. A empresa também foi selecionada pela HIF Global para sua unidade de combustíveis sintéticos no Texas.

A tecnologia da planta HYPR da Electric Hydrogen, a planta de eletrólise mais potente e de menor custo do mercado global, utiliza tecnologia PEM proprietária e eletricidade renovável para produzir hidrogênio limpo em escala industrial a preços competitivos. Toda a planta de produção de hidrogênio é entregue em módulos pré-fabricados e

montada por parceiros locais, ajudando os clientes a reduzirem os custos totais de instalação em até 60%.

“A Electric Hydrogen está redefinindo o que é possível para a produção de hidrogênio limpo por meio de sua eficiente tecnologia de eletrólise”, disse Pranav Tanti, CEO da Synergen Green Energy. “Alcançar custos totais de instalação inferiores a US$ 1.000/ kW é crucial para nossa capacidade de produzir amônia verde de forma econômica e em escala. A abordagem exclusiva que a Electric Hydrogen traz para o projeto e a fabricação de eletrolisadores está alinhada com a filosofia de padronização e design modular da Synergen. Estamos ansiosos para construir uma colaboração sólida e duradoura com nossos parceiros da Electric Hydrogen.”

Coca-Cola anuncia fábrica de reciclagem de garrafas PET na Amazônia

A Cirklo, uma das maiores recicladoras de garrafas PET no Brasil, e a Solar Coca-Cola, uma das maiores fabricantes do Sistema Coca-Cola Brasil, firmaram parceria para construir uma fábrica de reciclagem de garrafas PET na região Norte. Localizada em Ananindeua (PA), a unidade já tem sua estrutura concluída e está na etapa de instalação dos equipamentos, com início de operação previsto para novembro. Com capacidade para transformar até 1.000 toneladas de PET por mês, o empreendimento promete gerar impactos ambientais, sociais e econômicos na Amazônia. Em 2024, a Cirklo processou mais de 3 bilhões de garrafas PET e projeta um crescimento ainda mais robusto para os próximos anos.

A Solar Coca-Cola, fabricante que integra

o Sistema Coca-Cola Brasil, vai contribuir com o volume de garrafas PET destinadas à unidade, promovendo um ciclo fechado em que produtos descartados dão origem a novas embalagens. O material coletado por cooperativas e comerciantes locais será triado e processado no estado, transformando-se em flocos de PET reciclado. Essa matéria-prima seguirá para uma das unidades da Cirklo especializadas em granulação, completando o ciclo de reaproveitamento para produção de novas embalagens PET 100% recicladas.

A inauguração da fábrica da Cirklo em Ananindeua é um dos pilares da cadeia de reciclagem, abrangendo desde o fortalecimento de catadores e cooperativas até o processamento final do material. Com investimento de R$ 20 milhões a iniciativa

@ABRE

representa um marco na estruturação da cadeia de reciclagem na Amazônia, reforçando o compromisso das empresas de gerar valor social, ambiental e econômico na região.

“Esta é nossa quarta unidade industrial, e nela vamos gerar inicialmente mais de 60 empregos diretos, além de impulsionar toda a cadeia de coleta e reciclagem, beneficiando cooperativas, catadores e agentes ambientais. É um movimento que valoriza o resíduo, promove renda e reconhece o papel fundamental da base da cadeia”, destaca Irineu Bueno Barbosa Júnior, CEO da Cirklo. Segundo o executivo, a unidade tem o potencial de inserir a região em um ciclo virtuoso de desenvolvimento sustentável, gerando renda e oportunidades em um setor que promove impacto socioambiental positivo. Por meio do programa Recicla Solar, a Solar Coca-Cola reafirma seu compromisso com a meta de neutralidade em 2025, ou seja, de retirar do mercado a mesma quantidade de volume de plástico que coloca à venda em suas embalagens, como um legado concreto para a COP30. Desde 2023, a Solar Coca-Cola contribui para expandir e fortalecer a cadeia de valor da reciclagem no estado. Este esforço inclui a formalização de cooperativas, melhorias na

gestão, avanço da infraestrutura e criação de condições mais seguras no ambiente de trabalho. Além disso, mantém iniciativas que promovem saúde, segurança e um ambiente de convivência mais digno para os trabalhadores.

“Desde 2021, já destinamos cerca de 50 mil toneladas de PET para reciclagem, sendo 16 mil toneladas somente em 2024. Nossa meta é expandir esse impacto com a nova planta da Cirklo em Ananindeua, fortalecendo a economia circular, reduzindo impactos ambientais e gerando renda nas comunidades locais”, diz Fabio Acerbi, diretor de Relações Externas da Solar.

Na Amazônia, o Sistema Coca-Cola Brasil, por meio da fabricante Solar Coca-Cola, acumula mais de 70 anos de contribuição para o desenvolvimento da região – um impacto que vai além da geração de empregos. Nas últimas três décadas, em parceria com organizações locais e aliados, o Sistema e a Solar tem investido em projetos de inclusão produtiva, combate à fome, acesso à água e economia circular. A nova planta de reciclagem no Pará é mais um marco dessa trajetória, reforçando o papel estratégico da região como referência em soluções sustentáveis com impacto social.

Estudo aponta necessidade de integrar a socio bioeconomia ao planejamento de infraestrutura

O estudo “Mapeamento da socio bioeconomia: bases para políticas de inclusão energética na Amazônia Legal”, do IEMA Instituto de Energia e Meio Ambiente, mostrou que a produção da socio bioeconomia na Amazônia Legal –base econômica de milhares de famílias e responsável por 73% da produção extrativista vegetal do país – é prejudicada pela desconexão do planejamento de infraestrutura de transportes no Brasil. Apesar

de já existir e sustentar economias locais, essa produção seguia invisibilizada por um modelo logístico voltado prioritariamente ao escoamento de commodities pela região. O objetivo do estudo foi oferecer subsídios para decisões governamentais e estratégias de inclusão produtiva, contribuindo para o desenvolvimento sustentável, a conservação ambiental e o fortalecimento da socio bioeconomia. Para isso, ele levantou onde se dá a produção agroextrativista da

Cadeias produtivas da floresta em pé dependem de logística fluvial e territorializada, mas ficam fora das prioridades do planejamento

socio bioeconomia e qual infraestrutura, principalmente de serviço público de energia elétrica, existe, ou não, para sustentá-la. A análise cruzou dados territoriais do IBGEInstituto Brasileiro de Geografia e Estatística com informações sobre acesso à energia e também de logística.

Entre os principais achados relacionados à infraestrutura de transportes, o estudo aponta que os principais núcleos produtivos da socio bioeconomia estão desconectados da malha federal rodoviária e ferroviária, historicamente planejada para atender cadeias de commodities. Ao mesmo tempo, a maior parte da produção está concentrada em zonas ribeirinhas, evidenciando a centralidade da logística fluvial para o escoamento da produção e para o abastecimento das comunidades.

A correlação direta entre proximidade dos rios e densidade produtiva reforça a necessidade de um planejamento hidroviário integrado, que considere os fluxos da socio bioeconomia, e não apenas grandes corredores de exportação. Mapas do estudo mostram que municípios como Cametá (PA) e Santana (AP) aparecem entre os maiores polos associados à produção extrativista, levantando inclusive a necessidade de análises mais finas sobre o papel desses

territórios — seja como áreas produtoras ou como centros de redistribuição regionais.

O documento dialoga com debates em curso sobre o Planejamento Integrado de Transportes (PIT) e o Plano Nacional de Logística 2050, ao evidenciar que sem incorporar a socio bioeconomia como eixo estruturante, o planejamento da infraestrutura tende a aprofundar desigualdades territoriais e a reproduzir um modelo excludente para a Amazônia. Para os pesquisadores, reconhecer e mapear essas cadeias produtivas é passo fundamental para orientar políticas públicas mais justas, eficazes e territorializadas.

O documento englobou questões de produtos da sociobiodiversidade principalmente das regiões dos rios Madeiras e Tapajós. O Ministério dos Transportes lançou a Avaliação Estratégica do PNL 2050, documento que sistematiza os principais problemas estruturais do sistema brasileiro de transportes e orienta a fase de diagnóstico do plano. A iniciativa abre espaço para o aprofundamento de debates sobre critérios socioambientais, recortes territoriais e a necessidade de incorporar cadeias produtivas hoje invisibilizadas, como a da sociobiodiversidade, no planejamento de longo prazo da infraestrutura nacional.

A SABIC otimiza seu portfólio para um crescimento sustentável no longo prazo

A SABIC - Saudi Basic Industries Corporation anunciou duas transações estratégicas para alienar seu negócio de Petroquímicos (EP) na Europa para a AEQUITA e seu negócio de Termoplásticos de Engenharia (ETP) nas Américas e na Europa para a MUTARES, por um valor total combinado da empresa de US$ 950 milhões.

Essas transações representam passos

significativos no avanço da estratégia da SABIC e constituem um componente central de seu programa mais amplo de otimização de portfólio. Os desinvestimentos, em conjunto, estabelecem uma base sólida para o crescimento lucrativo futuro e reforçam o posicionamento estratégico de longo prazo da empresa para a máxima agregação de valor.

Essas transações reposicionam a SABIC para o sucesso a longo prazo, redirecionando os recursos financeiros e a atenção da gestão para áreas de crescimento onde a empresa possui vantagens competitivas claras.

Espera-se que os desinvestimentos melhorem o desempenho da SABIC, inclusive por meio do aumento das margens EBITDA gerais, da melhoria na geração de fluxo de caixa livre e do suporte a um maior retorno sobre o capital empregado (ROCE), permitindo que a empresa otimize o capital e alinhe suas aspirações de lucratividade com um portfólio que agregue valor. É importante destacar que ambas as transações permitirão à SABIC manter o acesso estratégico aos seus produtos por

meio de exportações para a Europa e as Américas, que continuam sendo mercados prioritários para a empresa. Além disso, a liderança global da SABIC em pesquisa, tecnologia avançada e inovação será preservada, garantindo um atendimento eficaz ao cliente e um crescimento sustentável.

A SABIC, juntamente com os compradores, manterá a continuidade dos negócios, a excelência no atendimento ao cliente e os mais altos padrões de segurança, confiabilidade e conformidade durante toda a transição e após o processo de desinvestimento. Nesse contexto, a SABIC está comprometida em garantir uma separação tranquila, minimizar a interrupção das operações em andamento e preservar relacionamentos sólidos com todas as partes interessadas, incluindo os clientes.

A conclusão dessas transações está sujeita às condições de fechamento habituais e às aprovações regulatórias, incluindo a consulta aos funcionários, quando aplicável.

Nova edição do Balanço Energético

Estadual reforça o protagonismo

das fontes renováveis em SP

O Governo de São Paulo, por meio da Secretaria de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística (Semil), divulgou o Balanço Energético do Estado de São Paulo (BEESP) 2025, ano-base 2024. O objetivo do estudo, elaborado anualmente pela Semil, é organizar e divulgar dados energéticos do estado. Esta edição consolida a força das fontes renováveis na matriz energética paulista e permite compreender a importância das infraestruturas de produção e transformação de energia presentes no estado.

Um dos principais resultados do BEESP é representado pela oferta interna bruta de energia, indicador que quantifica toda a energia disponível no estado para ser submetida aos processos de transformação e/ou consumo final. Em 2024, 59% da oferta interna bruta teve origem renovável. Como comparação, o Brasil, destaque global por sua elevada participação de renováveis, teve metade (50%) de sua oferta interna oriunda dessas fontes, no mesmo ano, de acordo com dados do Balanço Energético Nacional 2025 – documento publicado anualmente pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Países desenvolvidos da Organização e Cooperação para o Desenvolvimento Econômico (OCDE) registraram 13,2% de renováveis na média no ano de 2023, segundo o levantamento da EPE.

A composição da oferta interna bruta evidencia o papel fundamental da cana-deaçúcar no suprimento energético paulista: os produtos do setor sucroenergético

ACESSE O .PDF COMPLETO AQUI

responderam por um terço do total no ano de 2024. Destaca-se o etanol, cuja utilização é destinada primordialmente ao transporte rodoviário, especialmente automóveis e motocicletas. Nesse setor, o biocombustível atendeu a 28,5% do consumo de energia, quando somados o etanol anidro (misturado à gasolina) e o etanol hidratado (comercializado diretamente no posto de combustíveis). O etanol foi responsável por um atendimento energético maior do que a gasolina, derivado do petróleo, que registrou participação de 22,4% no setor.

Segundo o BEESP, o estado de São Paulo foi exportador líquido de etanol em 2024 – isto é, produziu mais do que consumiu internamente. Dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) colocam SP na liderança nacional da produção do biocombustível: dos 37 bilhões de litros produzidos no país em 2024, 13,8 bilhões (37%) saíram das usinas paulistas.

Ainda em relação à oferta interna bruta de energia, o balanço também evidencia a relevância da fonte hidráulica e eletricidade (17%), que contempla a energia elétrica gerada no estado e a importada do Sistema Interligado Nacional (SIN), bem como de uma diversidade de alternativas renováveis disponíveis no estado, que incluem a energia solar, o biogás, o licor negro da indústria de papel e celulose e a lenha.

Energia solar fotovoltaica

Em 2024, a energia solar fotovoltaica paulista manteve sua tendência de crescimento, representando 12% da energia elétrica gerada no estado. No recorte anual, a geração solar atingiu 10,4 TWh (terawattshora), crescendo 16% em relação aos 8,9 TWh registrados em 2023. Os números consolidam a fonte solar como a terceira em termos de geração de eletricidade, ficando atrás apenas da fonte hidráulica e da geração térmica a biomassa.

São Paulo é líder nacional na geração de energia solar fotovoltaica pelo sistema de geração distribuída (GD) e continua expandindo ainda mais o potencial energético sustentável do estado, de acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). Dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) mostram que São Paulo chegou a uma capacidade de 6,2 GW (gigawatts) da

fonte solar no modelo de GD em dezembro de 2025, tendo instalado cerca de 1 GW ao longo do ano.

“O perfil renovável de geração de energia elétrica em São Paulo é resultado de uma combinação que representa as características do estado. Temos um legado de hidrelétricas estruturantes e simbólicas, construídas desde o início do século passado e que seguem como a nossa principal fonte; a geração a biomassa é um espelho da dinâmica da agroindústria paulista, principalmente no setor sucroenergético; e a geração fotovoltaica, puxada pela geração distribuída, revela uma população, comércios e indústrias ativos, antenados à sustentabilidade e com capacidade de investimento”, analisou a subsecretária de Energia e Mineração, Marisa Barros.

Energia hidráulica

A geração de energia elétrica a partir da fonte hidráulica apresentou, em 2024, um decréscimo de 15% em relação ao ano anterior. Essa variação negativa sucede a 2023, que havia registrado um aumento de 33% em relação a 2022. “Tais variações são intrínsecas à fonte hídrica e refletem sua dependência do regime de chuvas e das afluências aos reservatórios e os limites da capacidade de regularização e armazenamento. A geração hidrelétrica segue desempenhando papel central no sistema estadual, contribuindo para a segurança do suprimento, a flexibilidade operativa e a elevada participação de fontes

renováveis na matriz energética”, explicou a subsecretária Marisa Barros.

O Balanço Energético do Estado de São Paulo é elaborado anualmente pela Semil, por meio da subsecretaria de Energia e Mineração, e tem o objetivo de apurar e divulgar dados sobre a produção, transformação e consumo energético no estado. A atualização anual e o registro da série histórica garantem uma valiosa fonte de informações para a análise da estrutura e evolução da matriz energética paulista, servindo de base para o planejamento, execução e monitoramento de políticas públicas para o setor de energia.

Brasil avança para atender demanda de combustível sustentável

de aviação até 2029

O Brasil encerrou 2025 com avanços concretos na transição energética da aviação. O país já conta com capacidade técnica, produtiva e regulatória para atender, até 2029, a demanda nacional por combustível sustentável de aviação (SAF) e avançar na consolidação desse mercado. Um dos marcos desse processo foi o anúncio da Petrobras em relação às primeiras entregas de SAF 100% produzido no Brasil. A iniciativa integra as políticas públicas coordenadas pelo Ministério de Portos e Aeroportos (MPor) para fortalecer a cadeia nacional do SAF e resulta dos investimentos da estatal no desenvolvimento de novos biocombustíveis.

O avanço do combustível sustentável de aviação é decisivo para posicionar o Brasil

na agenda global de descarbonização do transporte aéreo e o ministério de Portos e Aeroportos tem atuado como um articulador ativo na transição energética do setor aéreo. O objetivo é facilitar essa transição e fomentar a produção de combustíveis sustentáveis de aviação (SAF), alinhando o Brasil às novas regulamentações, como a Lei do Combustível do Futuro (Lei 14.993/24).

Para isso, o MPor criou, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia, o Fórum de Transição Energética na Aviação Civil (Fotea), um comitê interministerial focado em propor políticas públicas, coordenar ações e monitorar o programa de SAF.

O SAF é considerado peça-chave para a redução das emissões de gases de efeito estufa na aviação civil e ocupa

posição central nas estratégias globais de descarbonização do transporte aéreo.

No Brasil, o desenvolvimento desse mercado avança apoiado na capacidade instalada da nossa indústria de refino, na experiência acumulada sobre biocombustíveis e na nossa grande oferta de matérias-primas de origem renovável, como óleos vegetais. Esse conjunto de fatores permite ao país a criação de uma cadeia produtiva alinhada aos padrões internacionais de sustentabilidade, com potencial para atender as exigências regulatórias do setor aéreo e de ampliar a oferta de combustíveis que gerem menos emissão de carbono (CO2).

No caso do SAF, a redução das emissões de CO2 ocorre porque parte de sua composição usa matéria-prima de origem vegetal, processada em conjunto com o querosene de aviação mineral. De acordo

com a Petrobras, essa parcela renovável tem uma redução prevista de até 87% nas emissões líquidas de carbono.

O desenvolvimento do SAF está alinhado às diretrizes do Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação, que tem como objetivo estimular investimentos, ampliar a capacidade produtiva e garantir segurança regulatória para o setor. A atuação integrada entre órgãos do governo federal e empresas estratégicas é fundamental para criar um ambiente favorável à consolidação dessa cadeia produtiva.

Com políticas públicas estratégicas, os investimentos da Petrobras e o fortalecimento do marco regulatório, o Brasil avança na consolidação de um mercado nacional de SAF, contribuindo para a redução das emissões na aviação e para a construção de uma economia de baixo carbono no país.

@Divulgação

Resina biocircular apresenta desempenho técnico equivalente ao de um polímero tradicional

A ICONIC desenvolveu em parceria com a Braskem, embalagem que marca um avanço inédito na indústria, de modo a consolidar o compromisso da empresa com descarbonização, circularidade e excelência industrial.

A nova embalagem, que será aplicada inicialmente nos baldes de 10 litros para graxas industriais, utiliza uma resina biocircular derivada de resíduos vegetais, com lançamento previsto para o fim de novembro de 2025. O material apresenta desempenho técnico equivalente ao de um polímero tradicional, com alta resistência química e mecânica, além de contribuir significativamente para a redução da pegada de carbono.

Certificada internacionalmente pelo ISCC (International Sustainability and Carbon Certification), a resina, que faz parte do portfólio Wenew, o ecossistema da Braskem dedicado a promover a circularidade do plástico, com resinas e químicos obtidos por meio de reciclagem, garante rastreabilidade completa e uma redução estimada de 3,3 kg de CO2 por kg de material em comparação à resina virgem. A iniciativa reforça o protagonismo da ICONIC na transição para uma economia de baixo carbono, sem qualquer impacto na formulação ou qualidade dos lubrificantes.

Desde 2023, a empresa tem ampliado o uso de PCR (plástico reciclado pós-consumo) em suas embalagens, alcançando até 98% de PCR nas bombonas de 20 litros e até 61% nas embalagens de 1 litro das linhas

Texaco e Ipiranga, em estrutura trilayer. A incorporação da nova resina renovável eleva ainda mais o padrão de sustentabilidade das embalagens da ICONIC, alinhando-se

“Mais do que uma inovação de produto, essa iniciativa reforça o compromisso da ICONIC em integrar tecnologia, sustentabilidade e eficiência em toda a cadeia de valor. Nosso objetivo é liderar o movimento por soluções de menor impacto ambiental, promovendo um ciclo virtuoso de sustentabilidade na indústria de lubrificantes”, comenta Daiane Spadari, gerente de Pesquisa & Desenvolvimento da ICONIC.

às metas globais de descarbonização e aos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável da ONU.

“Fornecer uma resina renovável e certificada é um exemplo concreto da nossa atuação em apoiar os parceiros nos seus compromissos de sustentabilidade, de modo a acelerar a transição para uma economia circular de baixo carbono. Essa solução biocircular não apenas mantém a performance técnica exigida pela indústria, mas também contribui para reduzir as emissões e ampliar a circularidade das embalagens”, afirma Pier Pesce, Líder de Desenvolvimento de Negócios de Economia Circular e Cazoolo na Braskem.

Biopower projeta produção recorde de 650 milhões de litros de biodiesel

A Biopower, empresa da JBS Novos

Negócios que produz biodiesel, anunciou um investimento de R$ 140 milhões em modernização e inovação tecnológica de suas três usinas, localizadas em Lins (SP), Campo Verde (MT) e Mafra (SC). O aporte, o mais significativo desde a construção da unidade de Mafra, em 2021, prepara a empresa para um novo ciclo de crescimento e reforça seu papel estratégico na transição energética nacional. Com a inovação, a Biopower projeta sua produção em um volume recorde de mais de 650 milhões de litros em 2025.

Dentre os investimentos, está a implementação da tecnologia de esterificação enzimática, um moderno processo que substitui catalisadores químicos por enzimas de alta eficiência. Essa abordagem mais limpa e precisa permitirá um ganho de produtividade, maior flexibilidade no uso de matérias-primas diversas, como sebo bovino e óleo de cozinha usado, e a conversão de subprodutos, que antes eram comercializados separadamente, em mais biodiesel. O projeto começa a ser implementado neste ano e tem conclusão prevista para meados de 2026.

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“Investimos para aprimorar ainda mais um produto que já tem reconhecimento de excelência no mercado e para nos mantermos na vanguarda de um setor em plena expansão”, afirma Alexandre Pereira , diretor da Biopower. “Essa modernização nos dará mais eficiência e elasticidade produtiva, garantindo nossa competitividade para atender a uma demanda por biodiesel que, certamente, continuará crescendo”, completa. O anúncio ocorre em um momento especial para a operação, já que a unidade de Mafra alcançou recentemente a marca de 1 bilhão de litros de biodiesel produzidos. O aumento na demanda por biodiesel, impulsionado pela legislação vigente que prevê a elevação da mistura para 20% (B20) até 2030, acontece em um momento de crescimento histórico dos biocombustíveis no Brasil. Atualmente, a mistura está em 15%. É nesse cenário de expansão que o investimento da Biopower se posiciona, preparando a companhia para capturar as novas oportunidades e contribuir para a meta do país de se consolidar cada vez mais como uma potência em energia limpa. Em 18 anos de atuação, a empresa já produziu mais de 4 bilhões de litros de biodiesel, evitando a emissão de cerca de 9 milhões de toneladas de CO2.

A Biopower também avança em novas frentes que contribuem para a descarbonização do transporte marítimo. A definição de metas globais da Organização Marítima Internacional (IMO), que busca atingir emissões líquidas zero no setor até 2050, abre espaço para combustíveis sustentáveis, e a empresa está preparada para atender essa demanda. O biodiesel se apresenta como uma alternativa viável e imediata ao diesel naval tradicional,

podendo ser utilizado sem a necessidade de adaptação nas embarcações e com o mesmo desempenho e custo competitivo em relação a outras tecnologias.

Além disso, a Biopower conta com certificação e rastreabilidade internacional, como o selo ISCC (International Sustainability and Carbon Certification), requisito para o mercado europeu, e a Certificação EPA (Environmental Protection Agency), dos Estados Unidos. “À medida que o mundo acelera a transição para uma matriz energética mais limpa, queremos ser referência em soluções reais e acessíveis. Além do aumento da mistura para B20 nos próximos anos, o mercado de descarbonização naval surge como uma frente estratégica, que nos inspira a continuar inovando e ampliando nosso papel na construção de um futuro mais sustentável”, afirma Pereira.

A Biopower é exemplo do modelo econômico circular aplicado pela JBS em seus negócios: extrair valor do que era considerado descarte. Hoje, cerca de 99% de cada bovino processado pela companhia é aproveitado. Em aves e suínos, esse percentual é de quase 95%. Isso alimenta um ciclo virtuoso que combina reaproveitamento de matériaprima, criação de empregos e redução de impactos logísticos e ambientais. A atuação também fortalece a economia regional, com operações 24 horas por dia, e cerca de 300 colaboradores diretos nas

três unidades da empresa.

Para o diretor da Biopower, a tecnologia é essencial, mas ganha ainda mais força quando aliada ao talento e à dedicação das pessoas que fazem a empresa acontecer. “A tecnologia é uma ferramenta, mas a inovação nasce das pessoas. Temos um time que não somente opera, mas que cria, melhora e supera desafios. Foi essa expertise que nos permitiu, por exemplo, ser pioneiros no uso de diferentes tipos de matéria-prima. É esse conhecimento que representa nosso ativo mais valioso e que nos diferencia da concorrência”.

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Supergasbras investe em pesquisas para produção de BioGL no Brasil

A Supergasbras – empresa do grupo holandês SHV Energy e uma das maiores distribuidoras de Gás Liquefeito de Petróleo do país – vem consolidando uma frente de inovação com foco no desenvolvimento de BioGL, a alternativa renovável ao GLP. Através do departamento de Biocombustíveis, a companhia investe em pesquisa em parceria com cinco universidades federais brasileiras (UFF, UFRJ, UFMG, UFSC, UFBA), além de integrar um hub global de diversos institutos de pesquisa e desenvolvimento internacionais conectados pela SHV para acelerar soluções de baixo carbono. As pesquisas têm como objetivo desenvolver tecnologias que contribuam para a redução de emissões de gases de efeito estufa e promover a transição energética. Entre as matérias-primas estudadas estão os resíduos agrícolas como casca de soja e sabugo de milho, o óleo de cozinha usado, os resíduos plásticos, rejeitos de mineração, o etanol, o eucalipto e até o lodo de esgoto. Os projetos são avaliados caso a caso, levando em consideração o potencial da tecnologia e a valorização de matériasprimas amplamente disponíveis em

território nacional. A empresa assume os riscos inerentes ao desenvolvimento tecnológico priorizando iniciativas com potencial de impacto positivo para o setor de energia e para a sociedade, pois entende que é necessário – como diz seu lema –coragem para cuidar das gerações futuras.

“A empresa tem investido fortemente em desenvolvimento de tecnologias para utilizar fontes renováveis e mais sustentáveis. Nossa expectativa é transformar essas pesquisas em soluções escaláveis no futuro, contribuindo para reduzir emissões tanto na nossa operação quanto no consumo dos clientes”, destaca Priscila Maziero, Gerente de Biocombustíveis da Supergasbras.

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Os principais trabalhos apoiados em andamento:

• Parceria com a UFSC – Pesquisa que utiliza biotecnologia para transformar sabugo de milho e casca de soja, ambos resíduos agrícolas de alta produção, em biopropano, componente essencial do BioGL. Este projeto do HUB de Biocombustíveis da SHV Energy conecta a pesquisa brasileira com a pesquisa internacional da Universidade de Aston (Inglaterra), também parte do HUB.

• Parceria com a UFMG – Pesquisa que aproveita óleo de cozinha usado e rejeitos de mineração. A metodologia traz a conversão de óleo usado em BioGL utilizando os rejeitos de mineração como catalisadores, transformando passivos ambientais em combustível limpo e sustentável.

• Parceria com Laboratório de Engenharia de Polimerização (EngePol), da COPPE/UFRJ – Considerada pioneira no país, a pesquisa transforma resíduos plásticos de aterro em gás com composição idêntica ao GLP comercial, com resultados muito surpreendentes.

• Parceria com o GIPQ (Grupo de Integração em Processos Químicos UFRJ/ UFF) – Integra um estudo internacional para conversão de etanol em BioGL, aproveitando a abundância deste insumo no Brasil. O trabalho combina modelagem matemática avançada e dados experimentais internacionais para viabilizar futuras aplicações comerciais.

• Parceria com a UFBA –Desenvolvimento de Dimetil éter (DME) renovável, um biocombustível semelhante ao BioGL. A inovação utiliza resíduos florestais do eucalipto e lodo de esgoto como matérias-primas.

Modelos puramente data-driven de IA fracassam no ambiente offshore

A aplicação de inteligência artificial na produção offshore tem avançado, mas ainda enfrenta barreiras técnicas decisivas — especialmente quando se trata de operar sistemas complexos, com longos tiebacks, eventos raros e sensores limitados. Esse foi o ponto de partida do painel Desafios da produção em águas ultraprofundas, realizado durante a Energy Week, promovida pelo Cepetro -Centro de Estudos de Energia e Petróleo da Unicamp.

João Carneiro, da Hybrid AI – ISdB, apresentou uma reflexão contundente: a expectativa de que IA resolveria problemas de operação offshore esbarra em limitações físicas, de dados e de confiabilidade, sobretudo em contextos em que falhas podem resultar em perdas de milhões de barris por ano.

Ele explicou que, nos sistemas reais, os sensores críticos são poucos, os eventos de interesse são raros e os dados históricos — quando existem — frequentemente precisam ser descartados por ruído, congelamento ou inconsistências, inviabilizando modelos baseados apenas em aprendizado estatístico. “Ter dados não significa ter dados de boa qualidade. Em muitos casos, quando limpamos o histórico, não sobra quase nada para treinar um modelo puramente data-driven.”

Por isso, defendeu o uso de modelos híbridos, incorporando equações físicas consolidadas da engenharia de escoamento, combinadas a algoritmos de IA. Um dos exemplos citados foi o projeto desenvolvido com a Petrobras para detecção precoce de hidratos, anomalias de

válvulas e vazamentos de gás — problemas que, se não diagnosticados rapidamente, geram paradas imprevistas e impactam diretamente a produção.

Outro ponto central apontado por ele foi o desafio dos tiebacks cada vez mais longos. Carneiro citou um projeto que deverá se tornar o recorde de tieback de óleo no Brasil, com aproximadamente 30 km de extensão. Em sistemas tão extensos, a dispersão dos sinais, a ausência de sensores intermediários e a necessidade de operar com alta eficiência tornam a modelagem híbrida ainda mais crítica.

“No Flow Assurance, IA não é plug-andplay. As ferramentas puramente data-driven não entregam o que a operação precisa — e isso não tem a ver com o modelo ser bom ou ruim, mas com as características físicas do sistema.”

empresas e negócios

Claudio de Lima, da Equinor, trouxe a perspectiva da operadora ao tratar dos desafios de produzir em águas ultraprofundas: altas pressões e temperaturas, grandes profundidades, geologia parcialmente conhecida e custos elevados que exigem decisões acertadas desde as fases mais iniciais de um campo.

Ele explicou que o sistema offshore é composto por dois blocos com naturezas de controle muito diferentes: subsuperfície, marcada por incerteza, dados escassos e limitado poder de intervenção; e engenharia de superfície e subsea, onde há maior controle, mas também enorme complexidade e custos bilionários. “A busca é sempre por flexibilidade e previsões robustas. Um modelo imaturo de reservatório pode levar a soluções rígidas, caras e difíceis de operar no longo prazo.”

Lima também reforçou a importância da integração multidisciplinar — geologia, engenharia de poços, subsea, topside, exportação de fluidos — para garantir segurança operacional, continuidade de produção e execução eficaz do Plano de Desenvolvimento. “O papel do R&D é fundamental: laboratórios, modelagem e dados operacionais precisam alimentar um ciclo contínuo de melhorias ao longo de toda a vida do campo.”

A pesquisadora Vanessa Guersoni apresentou o trabalho desenvolvido pelo Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC) com foco no campo de Bacalhau, operado pela Equinor. O óleo é leve, mas o campo apresenta três desafios clássicos de garantia de escoamento: deposição de parafinas, deposição de asfaltenos, e formação de emulsões, mesmo com baixo teor de asfalteno. Ela destacou que Bacalhau possui estimativa de 9 kg de CO2 por barril produzido, metade da média mundial —

índice que pode ser reduzido ainda mais à medida em que problemas de escoamento forem mitigados.

Segundo Vanessa, o grupo ALFA, do CEPETRO, tem desenvolvido estudos que abrangem desde modelos termodinâmicos capazes de prever a precipitação de asfaltenos e a estabilidade de emulsões até testes em condições realistas de PVT, fundamentais para selecionar e qualificar químicos como inibidores e desemulsificantes.

A pesquisa também inclui o uso de um flow loop equipado com microscopia confocal, que permite observar, em tempo real de experimento, a formação e o crescimento de cristais de parafina durante o escoamento, além de avanços em modelagem para aprimorar a previsão da difusividade de parafinas, área em que modelos tradicionais apresentam limitações. “É fundamental entender o quanto os ensaios de bancada representam as condições reais do pré-sal. Só assim conseguimos orientar a indústria e reduzir custos, instabilidades e impactos de produção.”

JERA foi certificada como fornecedora

de hidrogênio e derivados de baixo

carbono

Obras de construção do tanque de amônia na Usina Termelétrica de Hekinan (em 27 de novembro de 2025)

A JERA Co., empresa global de energia e a maior empresa de geração de energia do Japão, foi certificada como Fornecedora de Hidrogênio de Baixo Carbono e seus Derivados pelo Ministério da Economia, Comércio e Indústria (METI). A certificação foi concedida no âmbito do Programa de Apoio com Foco na Redução da Diferença de Preços (“o Programa”), estabelecido em conformidade com a Lei de Promoção da Sociedade do Hidrogênio.

Aproveitando o apoio deste programa, a JERA planeja fornecer amônia de baixo carbono produzida no Projeto Blue Point, na Louisiana, EUA, para a Usina Termelétrica de Hekinan, uma das maiores usinas termelétricas do Japão que busca a substituição da amônia em escala

comercial, bem como para outros clientes comerciais e industriais.

Com essa certificação, as diversas iniciativas que a JERA vem desenvolvendo em diferentes segmentos da cadeia de valor, incluindo produção, transporte e geração de energia, agora estão integradas. A JERA tem como meta concluir a primeira cadeia de valor de amônia de baixo carbono do Japão até o ano fiscal de 2029, um passo crucial para os esforços de descarbonização da JERA e do Japão.

A JERA adotou uma abordagem abrangente, investindo em toda a cadeia de valor da amônia.

Além da geração de energia, a JERA planeja fornecer amônia para uma ampla gama de indústrias, incluindo os setores

de manufatura e transporte marítimo. Espera-se que essa iniciativa contribua significativamente para a adoção de hidrogênio e amônia na região de Chubu e em todo o Japão.

“A obtenção do apoio governamental representa um marco significativo no avanço de uma cadeia de valor abrangente e resiliente para a amônia de baixo carbono, abrindo caminho para a expansão do uso da amônia em diversos setores industriais no Japão”, afirmou Hisahide Okuda, presidente da JERA. “Com a Usina Termelétrica de Hekinan como pilar, a JERA oferece soluções personalizadas, inovadoras e eficazes que apoiam os esforços de descarbonização de nossos clientes — local, nacional e globalmente. Como pioneira, estamos comprometidos com a implementação prática da amônia de baixo carbono e com a condução da transição para emissões zero, em consonância com a evolução das políticas públicas.”

Por meio de sua iniciativa JERA Zero CO2 Emissions 2050, a JERA visa alcançar emissões líquidas zero de CO2 em suas operações nacionais e internacionais até 2050, trabalhando para expandir a energia renovável e, simultaneamente, avançando na geração de energia térmica com zero emissões.

No futuro, a JERA continuará a colaborar com parceiros líderes nacionais e internacionais para expandir as cadeias de valor do hidrogênio e da amônia de baixo carbono, contribuindo para nossa missão de fornecer soluções de ponta para os problemas energéticos globais.

Medidor de Fluxo Ultrassônico Inline de Alta Pureza

O Medidor de Fluxo Ultrassônico de Tubo Reto de Alta Pureza Linha M-2300 da Malema oferece medição de fluxo de precisão para aplicações exigentes em semicondutores.

O M-2300 combina a mais recente tecnologia de processamento digital de sinais (DSP) e sensores de fluxo ultrassônicos em uma única unidade compacta. Projetado com fiação minimalista para facilitar a instalação. A série M-2300 maximiza o espaço sem comprometer o desempenho.

A Série M-2300 é projetada com peças molhadas resistentes à corrosão, incorporando um tubo PFA em linha. O tubo PFA incorpora tecnologia ultrassônica com cristais piezoelétricos montados em cunha para garantir medições de fluxo precisas. O M-2300 não possui componentes móveis nem vedações mecânicas, proporcionando aos operadores a precisão confiável de medição necessária em processos críticos.

Resistente à corrosão com peças molhadas por PFA; Precisão ±1% em escala total; Perda mínima de pressão.

Bomba de Processo para Água Salgada

A Lemasa desenvolveu uma Bomba de Processo para Água Salgada criada para operar com máxima robustez e eficiência em fluidos agressivos, como água do mar, glicol, metanol, óleos e outros.

O lançamento marca um avanço significativo na engenharia nacional aplicada ao bombeamento industrial, resultado de um projeto que envolveu pesquisas avançadas, modelagem hidrodinâmica, análises termodinâmicas e testes rigorosos em condições reais de operação.

Proces¬sos que envolvem fluidos especiais e corrosivos apresentam desafios como desgaste acelerado, instabilidade operacional e custos elevados de manutenção. Para superar essas limitações, a equipe de engenharia da Lemasa assumiu a missão de criar uma solução capaz de unir durabilidade, eficiência energética e confiabilidade.

A nova bomba incorpora um conjunto de inovações que elevam o padrão tecnológico do setor. Entre os principais diferenciais, destacam-se:

• Novo sistema de lubrificação otimizado que reduz em até 10 °C a temperatura de trabalho, amplia o intervalo de trocas de óleo para até 3.000 horas e aumenta a eficiência e a vida útil dos componentes.

• Tecnologia de válvulas robustas, desenvolvidas para alta resistência ao desgaste e compatíveis com fluidos agressivos.

• Modelagem hidrodinâmica avançada, garantindo maior estabilidade operacional, redução de vibrações e desempenho contínuo em ambientes extremos.

• Operação com potências entre 150 e 350 cv, pressão máxima de 360 bar e vazão de até 460 L/ min, permitindo maior versatilidade em aplicações industriais.

Monitoramento da Rede de Gás

A Emerson divulga a solução Fisher Armor para melhorar a operação dos sistemas de rede de utilidade de gás natural. Este dispositivo digital de monitoramento de campo possui capacidades avançadas de medição e comunicação, projetadas especificamente para aumentar a segurança, agilizar a coleta de dados e garantir conformidade regulatória — tudo isso enquanto apoia uma força de trabalho nativa digitalmente.

As concessionárias de gás natural frequentemente precisam monitorar e analisar variáveis-chave em vários pontos de seus sistemas de distribuição, com dados e informações disponíveis local ou remotamente. Essas capacidades são necessárias para melhorar a segurança e a conformidade, à medida que órgãos reguladores pressionam cada vez mais por monitoramento obrigatório em todas as estações distritais de gás natural, menciona a empresa.

O monitoramento aprimorado também pode aumentar a eficiência ao reduzir a necessidade de visitas frequentes de campo e manutenção excessiva. As soluções existentes são ou muito limitadas em relação ao número de variáveis medidas e opções de comunicação, como com gravadores de gráficos e conjuntos de medidores, ou são muito complexas, normalmente usando unidades terminais remotas baseadas em tecnologia de controlador lógico programável (PLC).

A Armor aborda essas e outras questões como o único dispositivo de monitoramento de gás natural desse tipo capaz de monitorar pressão, viagem e entrada discreta. A medição de pressão inclui até três valores para monitoramento em vários pontos da rede, a fim de fornecer status do sistema e desempenho operacional do equipamento, compartilha a empresa.

O novo dispositivo Fisher aproveita a tendência dos sistemas Scada evoluindo para incluir capacidades em nuvem, oferecendo capacidades adicionais de monitoramento por meio de uma plataforma baseada em nuvem, tornando os dados acessíveis a qualquer hora e em qualquer lugar.

O lançamento possui uma bateria intrinsecamente segura com até 5 anos de vida útil. Ela foi construída para resistir a ambientes adversos, com classificação IP66 de resistência à água e poeira, certificação CSA Classe 1 Divisão 2 e faixa de temperatura operacional de -40 graus Fahrenheit a +160 graus F.

Bomba de processo aumenta a segurança e reduz tempo de inatividade dos equipamentos de separação de ar

O Nikkiso Clean Energy & Industrial Gases Group lançou a MSPP 210, uma nova bomba de processo multiestágio projetada para aumentar a segurança e reduzir o tempo de indisponibilidade dos equipamentos de separação de ar.

A pesquisa da Nikkiso CE&IG mostrou que, graças à nova tecnologia utilizada em toda a bomba, incluindo sucção única na parte inferior, seus clientes poderiam economizar mais de 30.000 dólares em energia por ano em uma aplicação típica.

A nova bomba possui impulsores hidráulicos equilibrados exclusivos e tambor balanceado –isso significa que é capaz de um baixo e estável empuxo axial em todas as faixas de velocidade e vazão, garantindo operação confiável e reduzindo significativamente o risco de vibração e danos subsequentes à bomba. Seu design modular também significa que, caso seja necessário manutenção, isso pode ser feito rápida e eficientemente, sem remover toda a unidade.

Antes da instalação, a sucção lateral inferior da bomba também elimina a necessidade de construir fundações significativas de concreto para acomodar a unidade, levando a uma economia significativa de investimentos de capital.

A MSPP é feita sob medida para manuseio de oxigênio, mas seu design modular também permite que a vedação de três labirintos possa ser substituída para lidar com outros gases com mínima perturbação.

Estação de energia mais sustentável

A BLUETTI lançou a Elite 100 V2, uma estação de energia mais sustentável com materiais Covestro de base parcialmente biológica. O novo modelo utiliza policarbonato Bayblend® RE, que contém 25% de matérias-primas de base biológica, atribuído por meio de contabilidade de balanço de massa. O material reduz potencialmente a pegada de carbono da caixa da bateria em mais de um quinto em comparação com o policarbonato convencional. De acordo com os cálculos, isso pode reduzir a pegada de carbono da carcaça em mais de um quinto em comparação com o modelo convencional

O lançamento demonstra como materiais avançados moldam o desempenho, a aparência e a sustentabilidade da próxima geração de produtos de energia portáteis. Para a BLUETTI, o principal desafio é garantir que a carcaça do dispositivo dure tanto quanto seus componentes internos. Com mais de 4.000 ciclos de carga – cerca de 10 anos de uso – a bateria LiFePO4 da BLUETTI exige uma carcaça que resista ao envelhecimento, à fragilidade e ao desgaste, mesmo sob temperaturas extremas e exposição aos raios UV.

A segurança é igualmente crucial, pois o material deve suportar o calor durante a operação sem risco de incêndio. Além desses altos requisitos de materiais, a BLUETTI tem grande interesse em reduzir a pegada de carbono de seus produtos, e por isso o material também deve atender a esse requisito. O policarbonato Bayblend® da Covestro atende a ambos os requisitos: oferece alta resistência a impactos mesmo em baixas temperaturas e está em conformidade com os padrões de retardamento de chama UL 94 V-0 para operação segura. O material utilizado na estação de energia Elite 100 V2 também é fabricado com ingredientes renováveis atribuídos por meio de balanço de massa a partir de biorresíduos e resíduos biológicos, atendendo aos requisitos de desempenho. O material também faz parte do portfólio de produtos CQ (Inteligência Circular) da Covestro, que identifica produtos com pelo menos 25% de matérias-primas alternativas, também por meio de balanço de massa.

Além do desempenho técnico, o Bayblend® possibilita texturas de superfície refinadas e diversas opções de cores por meio dos recursos avançados de CMF (Cor, Material e Acabamento) da Covestro. Essa flexibilidade de design permite que a BLUETTI atenda às preferências em constante evolução dos consumidores por produtos mais expressivos e esteticamente atraentes, sem comprometer os padrões de desempenho.

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