Revista Petro & Química n°404

Água, carbono e resiliência: a nova engenharia da indústria de petróleo

Para além dos conflitos geopolíticos, a indústria de petróleo e gás vive um momento de inflexão estrutural, em que eficiência operacional, segurança energética e descarbonização deixaram de ser agendas paralelas para se tornarem dimensões inseparáveis de competitividade. Nesse contexto, dois eixos ganham centralidade técnica e estratégica: a gestão avançada de águas industriais e o conjunto de tecnologias voltadas à captura, utilização e armazenamento de carbono.

O tratamento de águas industriais, historicamente associado à conformidade ambiental e à redução de riscos operacionais, evoluiu para um campo sofisticado da engenharia. Em operações onshore e offshore, a gestão de água produzida, efluentes de processo e correntes de utilidades passou a incorporar sistemas integrados que combinam separação físico-química, processos de membranas, oxidação avançada e soluções digitais de monitoramento em tempo real. Mais do que tratar, a indústria passa a reconfigurar a água como ativo operacional: busca-se maximizar o reuso, reduzir a captação e minimizar a descargas, para se alinhar a critérios cada vez mais rigorosos de ESG e à pressão por eficiência hídrica em cenários de escassez crescente.

Em paralelo, as rotas tecnológicas de mitigação de emissões avançam em escala e complexidade. As iniciativas de CCUS (captura, utilização e armazenamento de carbono) e CCS (captura e armazenamento) se consolidam como vetores críticos para a redução de emissões em ativos intensivos em carbono, especialmente em refinarias, unidades de processamento de gás e operações de upstream. Mais recentemente, abordagens como BES (bioenergy with carbon capture and storage) e DACS (direct air carbon capture and storage) ampliaram esse horizonte ao incorporar emissões negativas, ainda que enfrentem desafios relevantes de custo, infraestrutura e viabilidade energética. Mas o ponto central é inequívoco: a gestão do carbono passa a ser tão estruturante quanto a gestão de hidrocarbonetos, exigindo integração entre engenharia de processos, geociências, logística e modelos de negócio.

A convergência entre água e carbono não é apenas conceitual — ela se materializa em projetos que demandam grande intensidade de recursos hídricos, seja em processos de captura, compressão ou reinjeção de CO2. Isso reforça a necessidade de abordagens sistêmicas, nas quais eficiência hídrica e mitigação de emissões sejam tratadas de forma integrada, evitando a transferência de impactos entre diferentes dimensões ambientais.

Ao mesmo tempo, o setor opera sob um ambiente geopolítico volátil que reacenderam incertezas sobre oferta, preços e fluxos logísticos globais de energia, reforçando a importância de estratégias resilientes e diversificadas. Para além das respostas imediatas do mercado, esses episódios reiteram a necessidade de planejamento de longo prazo e de investimentos em tecnologias que ampliem a segurança energética com menor intensidade de carbono.

É nesse cenário dinâmico que esta revista reafirma seu papel. Mesmo com edições trimestrais, a Petro & Química mantém presença contínua no debate técnico e de negócios por meio de atualizações diárias em suas mídias sociais e duas newsletters semanais, conectando especialistas, empresas e tomadores de decisão às transformações que redesenham o setor.

Seguimos juntos na leitura de um mundo em transformação — com rigor técnico, visão crítica e espaço para renovar perspectivas e desejamos a você, leitor, um período de serenidade e boas reflexões.

Boa leitura.

O editor

ISSN: 0101-5397

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Falência hídrica global: da crise episódica à restrição estrutural

Gestão de água e eficiente tratamento de efluentes industriais

Braskem: o reuso como infraestrutura industrial

Carbono: resíduo ou recurso?

O gargalo energético do sistema global em regime de disrupção

44 57 61

8. jornal

29. especial

61. opinião do editor

82. Entre retomada e tensão: fluxo volta, custo permanece

85. artigo

85. CCUS em larga escala: lacunas regulatórias, distinções conceituais e desafios para o Brasil na transição energética

108. retrospectiva

118

135. notícias da Petrobras

153. excelência sustentável

176. empresas e negócios

192. produtos e serviços

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

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

Reestruturação e saída do Ibovespa

A Raízen foi retirada do Ibovespa e dos demais índices da B3 após ter anunciado processo de recuperação extrajudicial. Segundo a B3, a retirada segue os termos do manual de definições e procedimentos dos índices da bolsa brasileira - os papéis passaram a ser negociados sob o título de “recuperação extrajudicial” no dia

Recuperação extrajudicial

O processo é menos amplo que a recuperação judicial tradicional, podendo ser focado em uma classe específica de dívidas e tendo menor envolvimento da justiça no decorrer do processo.

Ao longo dos últimos 20 anos, foram registrados 288 casos de recuperação extrajudicial, segundo levantamento do Observatório Brasileiro de Recuperação Extrajudicial (OBRE). Só em 2025, um

12 de março.

Os títulos foram excluídos dos índices em que estavam listados ao seu preço de fechamento após o encerramento do pregão regular dos dias citados, e foram “redistribuídas proporcionalmente aos demais integrantes da carteira com o pertinente ajuste nos redutores”.

recorde de 78 processos do tipo foi anunciado. Este ano já são sete.

No caso da Raízen, o plano envolve a renegociação de aproximadamente R$ 65,1 bilhões em obrigações, além de créditos intercompany. Mas a dívida da companhia pode chegar a R$ 98,63 bilhões, segundo o OBRE.

A medida foi apresentada em conjunto com determinadas controladas e tem como

objetivo viabilizar a reestruturação de dívidas financeiras quirografárias do grupo. De acordo com a companhia, o processo foi estruturado de forma consensual com seus principais credores financeiros - credores que representam mais de 47% das dívidas financeiras quirografárias já aderiram ao plano de recuperação extrajudicial. Com o processamento da recuperação, o grupo tem um standstill de 90 dias – prazo em que há suspensão temporária do pagamento de juros – para alcançar o percentual mínimo necessário para a homologação judicial do plano, o que possibilitará a vinculação de 100% dos intercompany a novos termos e condições de pagamento a serem definidos. No fato relevante anunciado, são apresentados dois caminhos para esses “créditos”: a conversão de parte destes créditos em participação acionária na companhia, ou a substituição de parte dos créditos por novas dívidas. O plano prevê

Extrajudicial não é medida “leve”

ainda a possibilidade de capitalização do grupo por seus acionistas e reorganizações societárias destinadas à segregação de parte dos negócios atualmente conduzidos pelo grupo.

O plano busca dar à empresa um ambiente protegido para preservar caixa, especialmente com a aproximação do início da safra de cana-de-açúcar, período que exige maior capital de giro.

A recuperação extrajudicial suspende apenas o serviço das dívidas financeiras, enquanto os pagamentos a fornecedores seguem normalmente.

A Raízen informou um plano que abrange aproximadamente R$ 65,1 bilhões em dívidas financeiras - o foco está na reorganização da estrutura de capital, sem impacto direto sobre a operação corrente.

Existe a percepção de que a recuperação extrajudicial seria uma alternativa mais branda do que a judicial. Na prática, porém, trata-se de um mecanismo formal previsto na Lei 11.101/2005 e que depende de adesão relevante de credores e homologação judicial.

“A recuperação judicial ou extrajudicial pode ser um importante e valioso instrumento para ajudar na solução de qualquer empresa que está quase quebrada, podendo auxiliar em muitos aspectos, principalmente na cobrança de débitos devidos, liberação de penhoras e na reorganização do passivo e da administração da empresa”, explica Denis Barroso Alberto, sócio da Barroso Advogados Associados.

Diferença entre judicial e extrajudicial

Na recuperação judicial, a empresa pede proteção ao Judiciário, há nomeação de administrador judicial e suspensão temporária de execuções e penhoras. O plano de recuperação precisa ser aprovado em assembleia de credores e pode incluir dívidas trabalhistas.

Já na recuperação extrajudicial, a negociação ocorre diretamente entre empresa e credores antes da homologação pela Justiça. O modelo costuma ter menor

intervenção judicial e normalmente concentra-se em dívidas financeiras específicas.

“A recuperação deve ser utilizada em momentos e aspectos específicos que precisam ser avaliados caso a caso. Se usada corretamente, com profissional técnico especializado, pode trazer enormes benefícios e evitar que a empresa quebre”, destaca Denis Barroso.

Para Benito Pedro Vieira Santos, CEO da Avante Assessoria Empresarial, os casos recentes mostram que a crise empresarial começa muito antes do protocolo de qualquer pedido de recuperação. “Empresas não entram em crise no dia em que protocolam um pedido de recuperação. A crise começa antes, quando a deterioração do caixa começa a pressionar a estrutura financeira e decisões difíceis acabam sendo adiadas”, afirma.

Segundo ele, a recuperação extrajudicial costuma indicar que ainda existe algum nível de coordenação entre a companhia e seus principais credores.

“Quando a empresa consegue organizar informações confiáveis, segmentar o passivo

Crises começam antes da Justiça

Para especialistas, a principal lição desses casos é que o mecanismo jurídico escolhido revela mais sobre o momento da reação da empresa do que sobre o tamanho da dívida.

Quando a administração reconhece cedo a deterioração financeira, organiza dados confiáveis e inicia diálogo com credores, ainda pode buscar soluções

e construir diálogo com credores estratégicos, ainda existe espaço para uma solução negociada. A recuperação extrajudicial não significa ausência de crise, mas demonstra que ainda há capacidade de articulação antes de uma ruptura mais ampla”, explica.

mais coordenadas. Quando o problema é postergado, o conflito tende a crescer e a necessidade de intervenção judicial mais ampla se torna inevitável. Nesse sentido, a recuperação não deve ser vista apenas como instrumento jurídico, mas como parte de uma estratégia de gestão de crise e reorganização empresarial.

Concessão do canal de acesso ao Porto de Paranaguá terá investimento de R$ 1,23 bilhão

O Governo Federal anunciou R$1,23 bilhão para o contrato de concessão do acesso aquaviário ao Porto de Paranaguá (PR), ao longo de 25 anos. Os investimentos são destinados à dragagem, manutenção e gestão da infraestrutura aquaviária que conecta o porto ao mar aberto. A cerimônia de assinatura ocorreu no Palácio do Planalto e contou com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva e do ministro de Portos e Aeroportos, Silvio Costa filho, entre outras autoridades. Para o então ministro Silvio Costa Filho, esse é um dia histórico para o setor portuário brasileiro. “Esta é a primeira concessão de canal de acesso do Brasil, uma ação fundamental para o desenvolvimento do setor portuário brasileiro, que fará com que o

Porto de Paranaguá tenha um planejamento estratégico, garantindo previsibilidade e segurança ao setor produtivo. Com essa concessão pelos próximos 25 anos, também teremos dragagem de manutenção sendo feita ano a ano”, disse.

O ministro também falou sobre o aumento do calado, que vai possibilitar receber navios maiores e, com isso, mais cargas. “O Porto de Paranaguá tem uma característica estratégica nas operações de granéis vegetais. Também é estratégico para o agronegócio, já que movimenta o maior volume de fertilizantes do país. Com esse calado feito, as capacidades das operações e a logística serão ampliadas no Porto, que é uma referência hoje no Brasil”, completou.

Porto de Paranaguá (PR)

Inaugurando um novo modelo de gestão para canais de acesso portuários, iniciado em 2023, a assinatura do contrato de concessão do canal de acesso ao Porto de Paranaguá (PR) marca um avanço relevante para a logística portuária brasileira.

Com a iniciativa, o canal terá o calado ampliado para 15,5 metros, permitindo a operação de navios de maior porte e aumentando a capacidade operacional do complexo portuário. A medida tende a reduzir custos logísticos e fortalecer o escoamento da produção agrícola do Sul e do Centro-Oeste do país.

O Porto de Paranaguá (PR) é um dos principais corredores logísticos do país, com forte atuação no escoamento de grãos e outras commodities agrícolas, conectando a produção nacional aos mercados internacionais.

O complexo portuário também passa por outras intervenções estruturantes, como a

obra do Moegão, novo sistema de descarga ferroviária do corredor de exportação, cujas obras já superaram 95% de execução, sendo o maior projeto público portuário em andamento no Brasil. Com mais de R$ 500 milhões investidos via Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), o projeto irá aumentar em 60% a capacidade ferroviária do Porto de Paranaguá, passando dos atuais 550 para 900 vagões por dia.

Em seu discurso, Costa Filho também comentou a entrega das obras do Moegão. “Isso vai ampliar em 60% as operações de movimentações de carga no porto, o que é fundamental para fortalecer sua logística”, finalizou.

O empreendimento deve ampliar a eficiência logística do porto, aumentando a capacidade de recepção de grãos e reforçando a integração entre ferrovia e terminal portuário.

Aprovação PL sítios nucleares é avanço, mas não vitória

A Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados aprovou o parecer favorável ao PL 4836/2024, que estabelece critérios e requisitos para a seleção de locais destinados à instalação de usinas nucleares voltadas à geração comercial de eletricidade no Brasil. O projeto é de autoria do deputado Julio Lopes e teve parecer apresentado pelo relator Arnaldo Jardim.

A aprovação na comissão é considerada um passo relevante para modernizar o processo de definição de novos empreendimentos nucleares no país, ao criar parâmetros técnicos e institucionais mais claros para a escolha dos sítios.

Para o presidente da Abadan - Associação Brasileira para o Desenvolvimento de Atividades Nucleares, Celso Cunha, a iniciativa ajuda a enfrentar um dos principais entraves históricos ao avanço do programa nuclear brasileiro.

Após a aprovação na Comissão de Minas e Energia, o projeto seguirá para análise na Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável da Câmara dos Deputados, antes de continuar sua tramitação no Congresso Nacional.

“Esse é um dos grandes gargalos existentes no setor. No passado, antes da criação das agências reguladoras e de uma estrutura institucional mais moderna, cada sítio nuclear precisava ser aprovado diretamente pelo Congresso. O projeto cria um mecanismo que pode tornar esse processo mais dinâmico e alinhado às necessidades atuais do país”, afirma. Cunha ressalta, no entanto, que a tramitação da proposta ainda não está concluída. “A vitória ainda não está feita. O projeto avançou agora na Comissão de Minas e Energia, mas ainda precisa passar pela Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável e pela Comissão de Constituição e Justiça. Ainda assim, é um passo muito importante para superar um entrave que afeta o setor há mais de duas décadas.”

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Conflito no Oriente Médio acende alerta para risco de desabastecimento de plásticos no Brasil

A Abiplast, entidade que representa a indústria de transformação de plásticos no país, manifesta preocupação com os impactos que a escalada do conflito no Oriente Médio pode provocar sobre as cadeias globais de suprimento e, consequentemente, sobre o abastecimento de matérias-primas plásticas no Brasil.

Os recentes desdobramentos da guerra já começam a gerar efeitos sobre a logística internacional, os custos e a disponibilidade de insumos petroquímicos. No Brasil, esses impactos se somam a fragilidades estruturais existentes no fornecimento de algumas resinas e de materiais com maior especialização tecnológica.

Um dos pontos de maior atenção é o abastecimento de resinas com grades especiais, utilizados em aplicações de maior valor agregado e com exigências técnicas específicas. O Brasil não possui produção local suficiente para atender essa demanda, o que torna a indústria nacional dependente de importações. Com as incertezas geopolíticas e possíveis restrições logísticas decorrentes do conflito, cresce o risco de dificuldades no fornecimento desses materiais.

A situação também é sensível no mercado de PVC. A oferta interna já não atende plenamente às quantidades demandadas pela indústria brasileira. As importações são importantes para equilibrar esse mercado, mas as dificuldades logísticas e comerciais associadas ao cenário internacional ampliam as incertezas sobre a continuidade desse fluxo.

Além disso, a petroquímica instalada no país enfrenta desafios adicionais para obter determinadas matérias-primas utilizadas na produção de resinas, como metaloceno e octeno. Esse cenário pressiona a capacidade de produção e reduz a previsibilidade de fornecimento ao mercado interno.

Outro aspecto relevante é que o abastecimento de plásticos no Brasil não se limita às resinas mais conhecidas. A indústria de transformação depende também de uma ampla gama de plásticos de engenharia, como PC, PA, ABS, PET, PBT, PU, POM e PPS, entre outros materiais essenciais para aplicações técnicas em setores como eletroeletrônicos, mobilidade, saúde e infraestrutura. Muitas dessas matériasprimas também são majoritariamente importadas.

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Abiquim conquista novo mandato na Conasq e reforça protagonismo na agenda de segurança química

A Abiquim foi reeleita para integrar a Conasq - Comissão Nacional de Segurança Química, na categoria Organizações do Setor Privado. Na votação realizada pelo Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA), a entidade obteve o maior número de votos entre as instituições da categoria.

A recondução da Abiquim à comissão ocorre em um momento estratégico para a agenda de segurança química no país. Em novembro de 2024, foi sancionada a Lei nº 15.022, que instituiu o Inventário Nacional de Substâncias Químicas e estabeleceu normas para o controle, avaliação de risco e gestão racional dessas substâncias no Brasil.

A agenda nacional também se conecta a iniciativas globais voltadas à gestão segura de substâncias químicas ao longo de todo o seu ciclo de vida. Em 2023, foi adotado o Global Framework on Chemicals (GFC) — sucessor da Strategic Approach to International Chemicals Management

(SAICM) — que estabelece objetivos e prioridades para promover a gestão segura de produtos químicos e resíduos em nível global.

Nesse contexto, a atuação da Conasq contribui para alinhar a agenda brasileira de segurança química aos compromissos e instrumentos internacionais, fortalecendo a implementação de políticas nacionais em diálogo com iniciativas multilaterais.

Diante do novo marco regulatório estabelecido pela Lei nº 15.022/2024, a Abiquim tem exercido papel de liderança técnica no debate sobre sua regulamentação e implementação no país. A entidade contribui com subsídios técnicos e promove a articulação entre setor produtivo, governo e demais atores envolvidos na agenda de segurança química, apoiando o desenvolvimento de um sistema nacional moderno de gestão de substâncias químicas e mobilizando empresas da cadeia química em todo o Brasil para a adaptação às novas exigências regulatórias.

Para o presidente-executivo da Abiquim, André Passos Cordeiro, a presença da entidade na Conasq reforça o compromisso da indústria química com a construção de políticas públicas baseadas em ciência e diálogo multissetorial. “A indústria química tem papel central na agenda de segurança química. A participação da Abiquim na Conasq contribui para que o Brasil avance na implementação de instrumentos modernos de gestão de substâncias químicas, alinhados às melhores práticas internacionais e capazes de promover proteção à saúde, ao meio ambiente e à competitividade do setor”, afirma.

Diesel S10 sobe 16,43% em 12 dias, em meio à escalada no Oriente Médio

A escalada do conflito no Oriente Médio já começa a produzir efeitos concretos no preço do diesel no Brasil e tem pressionado o abastecimento de transportadoras em diferentes regiões do país. Levantamento da TruckPag, startup de meios de pagamentos com soluções completas para frotas pesadas, baseado em dados reais de transações de abastecimento de transportadoras e frotas atendidas, mostra que o diesel S10 registrou alta média nacional de R$ 0,94 por litro (+16,43%) entre 28 de fevereiro e 11 de março. Em alguns estados, o aumento chegou a R$ 1,23 por litro no período. A evolução diária dos preços indica aceleração dos repasses, com o combustível saindo de cerca de R$ 5,73 no fim de fevereiro para mais de R$ 6,68 no dia 11 de março.

“Para quem vive do transporte, qualquer instabilidade no diesel preocupa. O combustível é um dos principais custos da operação e qualquer aumento pressiona o valor do frete”, afirma Kassio Seefeld, CEO da startup. “Mesmo com a queda recente do petróleo, o preço ainda segue sensível. Quando isso acontece, o impacto não fica só nas transportadoras, ele pode chegar ao preço final de produtos que dependem do transporte rodoviário em todo o país”, completa.

Segundo o levantamento, o avanço do preço do diesel tem ocorrido de forma desigual entre os estados, com pressão mais intensa no Norte, Nordeste e parte do Centro-Oeste. O Maranhão lidera a

alta no período, com aumento de 25,89% desde o fim de fevereiro, seguido por Goiás (20,15%), Bahia (19,83%) e Pará (19,34%). Estados com grande relevância logística também aparecem entre as maiores

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variações, como Paraná (19,09%), Santa Catarina (19,07%) e São Paulo (18,50%). No recorte nacional, a média de aumento já chega a 17,35%, indicando que a pressão sobre os custos de abastecimento das transportadoras se espalha por praticamente todo o país.

“Em momentos de volatilidade como este, a gestão de combustível deixa de ser apenas uma questão operacional e passa a ser estratégica para as transportadoras. Mapear consumo, identificar desperdícios e acompanhar o preço real pago nos abastecimentos e não apenas o valor de tabela passa a fazer diferença direta na sustentabilidade financeira das operações”, diz Seefeld.

Outro fator que reforça a precisão do levantamento é o perfil da rede monitorada pela TruckPag. Cerca de 94% dos mais de 4.700 postos credenciados na plataforma são voltados ao abastecimento de frotas pesadas e estão localizados

majoritariamente em rodovias, pontos onde caminhões efetivamente realizam suas operações de abastecimento. Isso faz com que os dados reflitam com maior fidelidade a dinâmica do diesel no transporte rodoviário de cargas, oferecendo um retrato mais direto do impacto sobre a cadeia logística do que levantamentos que consideram todos os postos, incluindo aqueles voltados principalmente ao abastecimento urbano de veículos leves.

“O alerta recente sobre falta de diesel no interior do Paraná mostra que a pressão deixou de ser apenas um movimento de preço e começou a impactar a operação logística. Regiões mais distantes das refinarias e mais dependentes de diesel importado tendem a sentir primeiro esses efeitos. A queda recente do Brent abre uma janela importante para recomposição de estoques, mas o mercado ainda precisa acompanhar com atenção as próximas semanas”, finaliza o CEO da TruckPag.

Diretoras da VLI são reconhecidas pelo

GRI 50 Women Shaping

Infrastructure - Brazil Edition 2026

A VLI – companhia de soluções logísticas que opera ferrovias, portos, e terminais – tem duas de suas diretoras-executivas agraciadas pelo GRI 50 Women Shaping Infrastructure - Brazil Edition 2026: Joyce Andrews –Jurídico, Regulatório e GRC (Governança, Riscos e Compliance) – e Carolina Hernandez Táscon, que responde pela diretoria Comercial, Projetos e Planejamento Estratégico. A seleção é um reconhecimento à trajetória, liderança e contribuição para o desenvolvimento do setor.

Conforme o GRI Institute Infrastructure, que lançou a iniciativa neste ano, o objetivo é reconhecer mulheres que exercem influência real, lideram agendas de impacto e constroem caminhos para a inovação, sustentabilidade e modernização da infraestrutura nacional.

“É um privilégio contribuir para uma infraestrutura mais sólida, pautada pela governança e pela ética. Aqui nós representamos não apenas nosso time, mas todas as mulheres da VLI, que têm como

propósito transformar a logística do Brasil”, afirma Joyce.

“Estar entre as 50 mulheres que moldam a infraestrutura no Brasil, pelo GRI, é um reconhecimento que reforça a nossa convicção no poder da diversidade para inovar e transformar a competitividade do nosso país por meio da logística”,

declara Carolina.

A VLI promove com intencionalidade uma série de iniciativas de diversidade, equidade e inclusão. A companhia tem em seus quadros cerca 1.700 mulheres e chegou a 27% de presença feminina em cargos de alta liderança e 1.000 mulheres em cargos operacionais.

Tecnologia amplia produção sustentável de óleos essenciais e transforma realidade de comunidade no Amazonas

Tecnologia com impacto social. Um equipamento inovador para o envase de óleos essenciais está mudando a vida de centenas de famílias da Reserva de Desenvolvimento Sustentável (RDS) do Uatumã, localizada nos municípios de Itapiranga e São Sebastião do Uatumã, distante 200 km de Manaus (AM). Com apoio da Embrapii (Empresa Brasileira de Pesquisa e Inovação Industrial), o projeto

Green Harvest ampliou e tornou mais sustentável a extração dos óleos.

Usados principalmente pela indústria de cosméticos e perfumaria como fixadores aromáticos, os óleos essenciais também têm aplicações farmacêuticas e são repelentes naturais. A solução tecnológica foi criada pela Unidade Embrapii Instituto de Desenvolvimento Tecnológico (INDT), com recursos da Embrapii e do Programa

Joyce Andrews é a primeira da direita para a esquerda

Carolina Hernandez é a da direita

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Prioritário de Bioeconomia da Suframa, coordenado pelo Instituto de Conservação e Desenvolvimento Sustentável da Amazônia (Idesam).

A iniciativa integra esforços para fortalecer a bioeconomia na região, ao mesmo tempo em que promove alternativas sustentáveis de geração de renda. Até pouco tempo atrás, a extração de óleos da floresta amazônica era feita de forma artesanal e com impactos ambientais significativos, como a derrubada de árvores de pau-rosa para obtenção de matéria-prima. Hoje, os ribeirinhos aprenderam a trabalhar de maneira sustentável, coletando apenas folhas e galhos para a produção dos óleos.

Três espécies vegetais são a base da produção: pau-rosa, breu e copaíba. A mudança de práticas extrativistas veio acompanhada de outro avanço: a automação

do processo de envase, fundamental para aumentar a produtividade e garantir a qualidade do produto. Antes da instalação do novo equipamento, os comunitários faziam o envase manualmente, com seringas, o que limitava a produção a cerca de 6 litros por hora e gerava muitas perdas. Com a automação, a capacidade saltou para 60 litros por hora, permitindo atender melhor à demanda de mercado e aumentar a renda das famílias locais.

O projeto foi considerado desafiador por envolver a criação de uma linha de envase capaz de lidar com diferentes tipos de óleos e frascos de variados tamanhos, tudo em um único equipamento. A solução permite a troca rápida de componentes como reservatórios, mangueiras e bicos de envase, adaptando-se às características de cada óleo e reduzindo o tempo de envasamento.

Além da automação, o projeto incluiu a aquisição de um equipamento para análise de qualidade dos óleos, o que garante que cada lote atenda a padrões mínimos antes de ser comercializado. A equipe técnica da Unidade Embrapii INDT também realizou treinamento com os moradores da comunidade para operação e manutenção dos sistemas. O transporte do equipamento até a comunidade foi outro desafio logístico. Foram mais de cinco horas de estrada, seguidas de cerca de quatro horas de barco, atravessando trechos remotos da floresta amazônica até chegar à miniusina instalada em São Sebastião do Uatumã.

A nova fase da comunidade marca uma virada histórica: além de abandonar práticas predatórias, os moradores agora replantam espécies, como o pau-rosa, antes ameaçado de extinção, para garantir a continuidade da produção de forma sustentável. A chegada da tecnologia melhorou a perspectiva de vida de muitas famílias.

A expectativa é que o novo processo também abra portas para a ampliação de mercados. A startup Inatú Amazônia,

parceira na iniciativa, já está em contato com clientes nacionais e internacionais do setor de cosméticos, e avalia lançar novos produtos, como repelentes naturais produzidos com os óleos da floresta. Para a Embrapii, o projeto é um exemplo de como a combinação de ciência, tecnologia e inovação pode fortalecer o desenvolvimento sustentável na Amazônia.

Instalação de metanol e combustível sustentável para aviação no valor de US$ 1,4 bilhão

A Southern Energy Renewables anunciou que investirá US$ 1,4 bilhão para desenvolver uma instalação de produção de metanol verde e combustível sustentável para aviação (SAF), que converterá a abundante biomassa de resíduos de madeira da região em alguns dos combustíveis com menor índice de carbono ao longo do ciclo de vida do mercado, aproveitando a infraestrutura energética estabelecida da Louisiana, o ecossistema de inovação e a força de trabalho qualificada.

Espera-se que a empresa crie 120 novos empregos diretos com um salário médio de $97.267, o que é 5% acima do salário médio da Paróquia de St. Charles. O Desenvolvimento Econômico da Louisiana estima que o projeto resultará em mais 394 novos empregos indiretos, totalizando 514 oportunidades potenciais de emprego na Região Sudeste.

A nova instalação de produção localizada próxima ao fornecimento de hidrogênio e à infraestrutura logística chave é o primeiro

desenvolvimento em escala comercial da Southern na Louisiana, enquanto se prepara para uma proposta de fusão com a DevvStream, uma empresa de gestão e monetização de carbono.

A Southern Energy Renewables é uma desenvolvedora americana de projetos de biomassa para combustíveis. A instalação da Paróquia de St. Charles representa o primeiro empreendimento em escala comercial da empresa na Louisiana.

O planejamento pré-construção e as atividades de desenvolvimento do local estão em andamento. A construção está prevista para começar no final de 2027, com produção prevista para o final de 2029.

Para vencer o projeto em St. Charles, o estado da Louisiana ofereceu à Southern Energy Renewables um pacote de incentivos competitivos que inclui as soluções abrangentes de desenvolvimento de força de trabalho e uma subvenção baseada em desempenho de US$ 1 milhão para melhorias de infraestrutura.

“A Louisiana tem os ativos para liderar a próxima era da energia, e a Southern Energy Renewables é a prova”, disse o presidente e CEO da Greater New Orleans, Inc., Michael Hecht. “Este projeto notável se baseia nas forças industriais do estado, sua força de trabalho qualificada e os ativos logísticos globais para trazer uma instalação sustentável de combustível para aviação e metanol, pioneira no seu tipo, para a Paróquia de St. Charles. Criará empregos de alta remuneração enquanto avança com combustíveis de menor carbono que ajudam a modernizar a indústria da aviação.”

Sompo conclui aquisição da Aspen

A Sompo Holdings, Inc. concluiu com sucesso a aquisição da Aspen Insurance Holdings Limited. Na operação, uma subsidiária integral da Sompo International Holdings Ltd. comprou 100% das ações ordinárias Classe A emitidas pela Aspen. Imediatamente após a conclusão da operação, cada série de ações preferenciais da Aspen permanecerá em circulação, sem alterações em seus respectivos direitos, termos e condições. A Sompo e a Aspen poderão, periodicamente, buscar o resgate

“Hoje representa um marco importante em nossa estratégia de dar continuidade aos planos da Sompo para um crescimento lucrativo, alocar capital de forma estratégica e garantir uma plataforma globalmente diversificada de Seguros de Danos Patrimoniais e de Responsabilidade Civil (P&C – Property & Casualty, na sigla em inglês). Tenho o prazer de dar as boasvindas à equipe da Aspen à Sompo”, afirma Mikio Okumura, CEO do Grupo Sompo.

ou a recompra e/ou o cancelamento de listagem das ações preferenciais ou dos certificados de depósito a elas associados. As ações ordinárias Classe A da Aspen (AHL) deixarão de ser negociadas na Bolsa de Valores de Nova York - as ações preferenciais da Aspen permanecem listadas na NYSE. Após sua aquisição pela Sompo, a Aspen passa a integrar o Grupo Sompo e fará a transição para operar sob a marca Sompo. Após a transação, Mark Cloutier atuará em um papel consultivo junto à Sompo.

“Esta transação reforça nosso compromisso de investir e expandir nossa presença global em P&C ao longo dos ciclos de mercado. A adição dos portfólios de seguros resseguros da Aspen, juntamente com uma presença mais robusta no Reino Unido, nos permite acelerar nossos compromissos com clientes, colaboradores e acionistas. Estamos ansiosos para receber nossos novos colegas e continuar construindo nosso portfólio global por meio de investimentos em pessoas e tecnologia. A cultura da Aspen, focada em subscrição e no cliente, garantirá uma transição tranquila à medida em que atuamos como uma organização única perante a nossos clientes e parceiros”, declara James Shea, CEO da Sompo P&C.

Laboratório de Bioensaios (LBE) do CNPEM recebe novos equipamentos e está com submissões abertas em fluxo contínuo

Ao longo de 2026, o CNPEM - Centro Nacional de Pesquisa em Energia e Materiais receberá propostas de pesquisa do público acadêmico externo para utilização do Laboratório de Bioensaios (LBE), instalação operada pelo Laboratório Nacional de Biociências (LNBio). As propostas poderão ser enviadas de forma contínua até 27 de novembro, e serão executadas até 11 de dezembro de 2026.

O Laboratório de Bioensaios (LBE) oferece infraestrutura avançada estratégica para o desenvolvimento, validação e execução de ensaios bioquímicos e celulares, com suporte a diferentes níveis de complexidade experimental, desde estudos exploratórios até campanhas de high-throughput e highcontent screening (HTS/HCS), ampliando as possibilidades experimentais para projetos acadêmicos.

O LBE disponibiliza ensaios bioquímicos, celulares, biofísicos e outros. Os ensaios podem ser realizados com métodos analíticos variados, incluindo colorimetria, fluorimetria, polarização de fluorescência e luminescência, garantindo versatilidade e precisão para diferentes tipos de análises.

A equipe do LBE oferece suporte científico completo, desde o desenho experimental e a definição de controles até a execução, análise e interpretação dos dados, assegurando qualidade, reprodutibilidade e rigor metodológico.

Além da execução de ensaios, a instalação promove transferência de conhecimento e capacitação técnica, fortalecendo a formação de pesquisadores e profissionais da área científica.

Aos beneficiários das instalações abertas que possuem propostas agendadas é concedido auxílio financeiro para a realização dos experimentos.

A seleção das propostas será baseada na análise de viabilidade técnica do protocolo proposto, levando em consideração as especificações dos equipamentos disponíveis.

Para o estabelecimento de novos protocolos, são previstos encontros online entre a equipe do LBE e o usuário, com o objetivo de alinhar as necessidades e garantir a viabilidade experimental.

As propostas devem ser enviadas exclusivamente pelo sistema SAU online.

Microsoft assina memorandos de entendimento com Aramco

O Vice-Presidente Sênior de Digital & Information Technology da Aramco, Sami A. Al Ajmi, sentado à direita, e o Presidente da Microsoft Arabia, Turki Badhris, sentado à esquerda, em uma cerimônia de assinatura com a presença do Vice-Presidente Executivo de Tecnologia e Inovação da Aramco, Ahmad O. Al Khowaiter, à direita, e do Vice-Presidente e Presidente da Microsoft Brad Smith, à esquerda.

A Aramco, uma das principais empresas integradas de energia e produtos químicos do mundo, e a Microsoft assinaram um Memorando de Entendimento (MoU) não vinculativo para ajudar a Aramco a explorar uma série de iniciativas digitais projetadas para acelerar a adoção da inteligência artificial industrial (IA), aprimorar capacidades digitais e fortalecer o desenvolvimento da força de trabalho na Arábia Saudita. Apoiadas pela Microsoft, as iniciativas visam apoiar a transformação digital mais ampla da Aramco. Como parte de sua longa colaboração

com a Microsoft, a Aramco planeja explorar uma variedade de soluções industriais baseadas em IA baseadas no Microsoft Azure para ajudar a melhorar a eficiência operacional, elevar a competitividade global e estabelecer novos modelos para sistemas energéticos e industriais habilitados pela tecnologia.

“A Aramco está impulsionando a transformação digital do setor de energia ao criar um ecossistema digital seguro, inteligente e colaborativo. Em parceria com a Microsoft, buscamos ampliar ainda mais soluções digitais e de IA de ponta nesse

setor para alcançar eficiência e inovação — sem comprometer os mais altos padrões de segurança e governança,” disse Ahmad O. Al Khowaiter, Vice-Presidente Executivo de Tecnologia e Inovação da Aramco

Brad Smith, Vice-Presidente e Presidente da Microsoft, disse: “Este é o próximo passo em nossa longa colaboração com a Aramco, explorando como a IA industrial pode passar de pilotos para operações centrais para melhorar a eficiência e a resiliência em larga escala. Nosso foco é construir bases sólidas – infraestrutura digital pronta para o Estado, governança confiável e as habilidades necessárias para a adoção responsável da IA industrial. Como líder global do setor, a Aramco tem a oportunidade de estabelecer uma referência para a transformação industrial responsável e em grande escala da IA, alinhada com a

Visão 2030 da Arábia Saudita.”

As principais áreas de foco do MoU incluem Soberania Digital e Residência de Dados, Eficiência Operacional e Infraestrutura Digital, Estrutura de Alianças Industriais, Co inovação em IA Industrial em IP

Além disso, a Aramco e a Microsoft estão explorando programas para ajudar a acelerar o desenvolvimento de habilidades digitais e técnicas em todo o Reino. Isso inclui o desenvolvimento de capacidades em engenharia de IA, cibersegurança, governança de dados e gestão de produtos, apoiadas por resultados mensuráveis. Esses esforços se baseiam no impacto nacional já existente da Microsoft, que inclui o treinamento de milhares de aprendizes sauditas em programas de nuvem, IA e dados.

Cummins Brasil avança na validação do motor a gás B6.7N e fortalece o protagonismo da engenharia local

A Cummins Brasil ampliou sua presença em tecnologias de baixo carbono com a validação em campo do motor B6.7N ciclo Otto (Euro VI), um marco na estratégia de sustentabilidade Destino ao Zero da líder em tecnologia de energia. Os testes estão sendo realizados em condições reais de operação e marcam a primeira aplicação de motores médios (até 7 litros) para aplicações urbanas movidas a gás natural e biometano, desde que este combustível esteja em conformidade com as especificações de qualidade estabelecidas pelas normas brasileiras vigentes.

Com potência de 205 kW a 2.300 rpm e

torque de 1.100 Nm a 1.300 rpm, o motor traz como diferenciais técnicos freio motor de 160 kW a 2.800 rpm e sistema de póstratamento com catalisador de três vias (Three Way Catalyst – TWC), fornecido pela Cummins Emission Solutions.

Por se tratar de um motor a gás com combustão por centelha, o sistema de

tratamento de gases é mais compacto e menos complexo que o de um motor diesel, dispensando bomba, tanque e injetor de Arla. Essa arquitetura mais simples reduz o peso total, otimiza a manutenção e assegura o atendimento aos padrões de emissões Euro VI / Proconve P8, com impactos positivos em custos operacionais.

Segundo Antonio Almeida, diretor de Vendas da Cummins Brasil, o projeto reforça o protagonismo da companhia dentro da estrutura global. “O

B6.7N é o resultado da combinação entre uma plataforma madura e a capacidade de adaptação da nossa engenharia local. Estamos validando em operação real uma solução que alia eficiência energética, redução de emissões e viabilidade para as condições urbanas brasileiras”, afirma.

Para viabilizar a aplicação do Cummins B6.7N no ciclo urbano, caracterizado por paradas frequentes, longos períodos em marcha lenta e elevada carga térmica, foi desenvolvido um conjunto robusto e eficiente que integra motor e sistema de pós-tratamento de gases.

O desenvolvimento e integração do produto envolveram etapas estruturadas de validação para assegurar conformidade regulatória e atender aos requisitos de clientes, usuários finais e da aplicação. Nesse contexto, o time de engenharia da Cummins Brasil atuou em conjunto com a montadora e a engenharia global da companhia para viabilizar uma instalação mecânica otimizada, mais enxuta, de fácil manutenção em campo e preparada para suportar as condições mais severas de uso.

A integração eletrônica também teve papel relevante no desenvolvimento da

solução para a aplicação nacional. Sob liderança da engenharia local, foram realizadas calibrações de desempenho e parametrizações de software para garantir a operação integrada entre motor e sistema de pós-tratamento, em plena sinergia com o veículo. A solução está em conformidade com a legislação Euro VI / Proconve P8 e garante elevados níveis de desempenho e dirigibilidade.

Vale reforçar que o motor a gás natural da Cummins apresenta funcionamento mais silencioso em comparação ao diesel, característica relevante para aplicações urbanas.

Por fim, o projeto conta com um plano estruturado de validação em campo, conduzido com parceiros locais e apoiado por um sistema dedicado de telemetria. A ferramenta permite coletar e analisar dados de desempenho e comportamento do

conjunto, orientando ajustes contínuos para assegurar um lançamento com elevado nível de maturidade para o mercado nacional. Os dados são transmitidos continuamente para análise técnica, permitindo identificar padrões de operação, definir ações corretivas e aprimorar o produto, de acordo com as condições reais de uso no país, elevando sua eficiência e desempenho.

“A validação em operação real consolida a capacidade da engenharia brasileira de desenvolver e aplicar soluções alinhadas às necessidades do nosso mercado. Estamos avançando de forma consistente com o B6.7N para ampliar o uso de tecnologias a gás natural e biometano na matriz de transporte urbana do país”, finaliza Almeida.

Devon Energy e Coterra Energy se unem para criar uma operadora de xisto de primeira linha

A Devon Energy e a Coterra Energy assinaram um acordo definitivo para fusão em uma transação integralmente em ações. A combinação criará uma operadora líder de grande porte no setor de xisto, com uma base de ativos de alta qualidade ancorada em uma posição privilegiada no núcleo econômico da Bacia de Delaware.

A empresa resultante da fusão se chamará Devon Energy e terá sede em Houston, mantendo uma presença significativa em Oklahoma City. A formação dessa empresa de destaque deverá desbloquear um valor substancial, alavancando os principais pontos fortes de cada empresa e por meio da obtenção de US$ 1 bilhão em sinergias anuais antes dos impostos. A obtenção de sinergias, os ganhos de eficiência de capital impulsionados pela tecnologia e a alocação otimizada de capital impulsionarão o crescimento por ação a curto e longo prazo.

Nos termos do acordo, os acionistas da Coterra receberão uma taxa de câmbio fixa de 0,70 ação ordinária da Devon para cada ação ordinária da Coterra. Com base no preço de fechamento das ações da Devon em 30 de janeiro de 2026, a transação implica um valor empresarial combinado de aproximadamente US$ 58 bilhões. Após a conclusão, os acionistas da Devon deterão aproximadamente 54% da empresa resultante da fusão e os acionistas da Coterra deterão aproximadamente 46%, considerando a diluição total.

A transação, que foi aprovada por unanimidade pelos conselhos de administração de ambas as empresas, deverá ser concluída no segundo trimestre de 2026, sujeita às aprovações regulatórias e às condições de fechamento habituais, incluindo a aprovação dos acionistas da Devon e da Coterra.

“Esta fusão transformadora combina duas empresas com histórias de sucesso e culturas de excelência operacional, criando uma operadora de xisto de primeira linha”, disse Clay Gaspar, Presidente e CEO da Devon. “Agora construímos uma base de ativos diversificada, composta por reservas de alta qualidade e longa duração, para impulsionar a criação de valor resiliente e retornos para os acionistas ao longo dos ciclos. Sustentado por nossa posição de liderança na melhor parte da Bacia de Delaware e por um amplo conjunto de ativos complementares, esperamos capturar sinergias anuais antes dos impostos de US$ 1 bilhão. Isso impulsionará um fluxo de caixa livre mais elevado e maiores retornos para os acionistas, além do que qualquer uma das empresas poderia alcançar sozinha.”

“Essa combinação fortalece a formação Delaware e reúne duas organizações de destaque com culturas complementares, enraizadas na excelência operacional, alocação de capital disciplinada e tomada de decisões baseada em dados, com foco na criação de valor por ação. A empresa combinada oferecerá qualidade de rocha e profundidade de estoque incomparáveis, apoiadas por um mix de commodities equilibrado, estrutura de custos líder e um balanço patrimonial conservador. A Devon Energy estará em uma posição sólida para proporcionar ganhos de eficiência de capital de primeira linha e crescimento lucrativo consistente por ação ao longo dos ciclos de commodities,” afirmou Tom Jorden, Presidente do Conselho, CEO e Presidente da Coterra.

A desigualdade de gênero no mercado de trabalho brasileiro

Segundo Isabela Duarte Kelly, pesquisadora do Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getúlio Vargas (FGV IBRE), a taxa de participação corresponde à proporção de pessoas empregadas ou procurando emprego em relação ao total de pessoas em idade de trabalhar (pessoas acima de 14 anos). O Gráfico 1 mostra que a diferença na taxa de participação entre homens e mulheres é significativa. No caso

das mulheres, quase metade delas não está ocupada nem procurando emprego, estando fora das estatísticas de mercado de trabalho.

Outro ponto que vale a pena chamar atenção é que a taxa de participação vinha crescendo até 2019, mas tem uma queda em 2020 devido a pandemia e ainda não se recuperou em 2025, tanto para homens como para mulheres.

Gráfico 1 – Taxa de participação por sexo, 2012-2025

Fonte: PNADC/IBGE

Os motivos pelos quais eles não estão no mercado de trabalho são diferentes dos motivos delas. A principal razão pela qual as mulheres não estão no mercado de trabalho é devido ao trabalho não pago de cuidados e de afazeres domésticos, sendo essa resposta dada por mais de 1/3 das mulheres. Por sua vez, apenas 3% dos homens deram a mesma justificativa.

No caso deles, os motivos para não estarem no mercado de trabalho variaram entre 2012 e 2025. Em 2012, o principal motivo era devido aos estudos (27%), seguido de ser muito jovem ou muito idoso (23%). Em 2025, o principal motivo é ser muito jovem ou muito idoso (28%), seguido de problema de saúde (23%). Fica claro a partir dos dados analisados

que o trabalho de cuidados impacta diretamente a inserção das mulheres no mercado de trabalho. Cabe lembrar que elas dedicam quase o dobro do tempo que eles a essas tarefas semanalmente.

Gráfico 2 - Motivo pelo qual não procurou trabalho ou não gostaria de ter trabalhado ou não estava disponível para iniciar um trabalho, 2025

Fonte: PNADC/IBGE 2025

Tinha que cuidar dos afazeres domésticos, do(s) filho(s) ou de outro(s) parente(s)

Por problema de saúde ou gravidez Por ser muito jovem ou muito idoso para trabalhar Por não querer trabalhar

As diferenças entre eles permanecem quando inseridos no mercado de trabalho. As mulheres estão em maioria nas atividades de serviços, como: alojamento e alimentação; educação, saúde humana e serviços sociais; outros serviços e; serviços domésticos. Sendo as mulheres negras predominantes nas atividades de alojamento e alimentação; outros serviços e; serviços domésticos.

pecuária, produção florestal, pesca e aquicultura

comunicação e atividades financeiras, imobiliárias, profissionais e administrativas

No entanto, apesar de estarem em maioria nessas atividades recebem salários significativamente menores que os dos homens, sendo esse gap salarial ainda maior em algumas atividades. No último trimestre de 2025, a diferença salarial entre eles foi de 21% - isto é, as mulheres recebem, em média, 21% a menos que os homens.

Diretores e gerentes

Profissionais das ciências e intelectuais

Técnicos e profissionais de nível médio Trabalhadores de apoio

Trabalhadores

outro motivo

O que será mostrado a seguir é que essa diferença salarial pode ser ainda maior a depender das variáveis analisadas. Além disso, a diferença se mostra ainda maior quando olhamos para as mulheres negras. No que tange à atividade econômicaanalisando os dados do quarto trimestre de 2025 - há uma diferença salarial ainda mais significativa nas atividades de alojamento e alimentação; educação, saúde humana e serviços sociais; outros serviços; indústria geral e; comércio. As diferenças salariais são, respectivamente, de 26%, 39%, 37%, 26% e 27%.

Cabe notar que há uma diferença salarial ainda maior no caso das mulheres negras. Em média, elas recebem 24% a menos que a média das mulheres e 40% a menos que a média dos homens.

Tinha que cuidar dos afazeres domésticos, do(s)

Por problema de saúde ou gravidez Por ser muito jovem ou muito idoso para trabalhar

Tabela 1 – Diferença salarial de gênero por atividade econômica, 2025

Fonte: PNADC/IBGE. 2025

filho(s) ou de outro(s) parente(s)

pecuária, produção florestal, pesca e aquicultura

Tinha que cuidar dos afazeres domésticos, do(s)

Indormação, comunicação e atividades financeiras, imobiliárias, profissionais e administrativas

filho(s) ou de outro(s) parente(s)

pública, defesa e seguridade social

para trabalhar

pecuária, produção florestal, pesca e aquicultura

A diferença salarial entre homens e mulheres por grupo ocupacional também explicita uma disparidade ainda maior que os 21% apontados previamente. A ocupação de diretores e gerentes é a com maior remuneração média, tanto para homens como para mulheres. No entanto, as mulheres quando estão nessa mesma

Diretores e gerentes

Profissionais das ciências e intelectuais

Técnicos e profissionais de nível médio

Indormação, comunicação e atividades financeiras, imobiliárias, profissionais e administrativas

Trabalhadores de apoio administrativo

Trabalhadores dos serviços, vendedores dos comércios e mercados

defesa e seguridade social

Trabalhadores qualificados da agropecuária, florestais, da caça e da pesca

ocupação que os homens recebem 29% a menos que eles. Essa desigualdade é ainda maior no caso das mulheres negras, que vão receber 40% a menos que os homens na mesma ocupação. Isso mostra que as diferenças salariais vão se tornando ainda maiores à medida que os salários também crescem.

Trabalhadores qualificados, operários e artesões da construção, das artes mecânicas e outros ofícios

Operadores de instalações e máquinas e montadores

Tabela 2 – Diferença salarial de gênero por grupo ocupacional, 2025

Fonte: PNADC/IBGE. 2025

Ocupações elementares

Membros das forças armadas, policiais e bombeiros militares

Diretores e gerentes

Profissionais das ciências e intelectuais

Técnicos e profissionais de nível médio

Trabalhadores de apoio administrativo

Trabalhadores dos serviços, vendedores dos comércios e mercados

Trabalhadores qualificados da agropecuária, florestais, da caça e da pesca

Trabalhadores qualificados, operários e artesões da construção, das artes mecânicas e outros ofícios

de instalações e máquinas e montadores

Ocupações elementares

Membros das forças armadas, policiais e bombeiros militares

Essa análise mostra que as diferenças salariais são ainda maiores quando controlamos certos tipos de variáveis e ajudam a mostrar que o caminho é ainda mais árduo que parece. A evidência empírica apresentada, combinada a dados nacionais e internacionais, indica que a desigualdade de gênero no mercado

de trabalho brasileiro não é conjuntural, mas estrutural. Sua superação exige políticas públicas voltadas à redistribuição do trabalho de cuidados, mecanismos de transparência salarial e estratégias corporativas que incorporem, de forma efetiva, a dimensão interseccional da desigualdade.

No mês da mulher, Pacto Global da ONU propõe que empresas aprofundem práticas

de equidade de gênero

O Pacto Global da ONU – Rede Brasil, representação local da maior iniciativa de sustentabilidade corporativa do mundo, aproveitou o Mês da Mulher para convocar empresas brasileiras a elevarem seu nível de ambição e redefinirem suas métricas de equidade de gênero. A mobilização marca o lançamento da 3ª meta do Movimento Elas Lideram 2030, iniciativa cocriada e coliderada com a ONU Mulheres, voltada a ampliar a presença feminina em cargos de liderança e alta liderança até 2030.

A nova meta estabelece que, até o fim

da década, 50% dos cargos de liderança, a partir de coordenação, sejam ocupados por mulheres de grupos historicamente subrepresentados, incluindo mulheres negras, indígenas, quilombolas, com deficiência, LBTQIAP+ (entre elas mulheres trans e travestis) e mulheres em situação de refúgio. A proposta amplia o olhar sobre a equidade de gênero ao incorporar, de forma explícita, a dimensão interseccional, reconhecendo que as desigualdades se articulam entre si e exigem respostas estruturais

Dados do Relatório Ambição 2030 – Ano

3 evidenciam o tamanho do desafio mesmo entre empresas já compromissadas com a igualdade de gênero: entre as mulheres na liderança, apenas 13% são mulheres negras, 0,08% indígenas, 0,06% quilombolas e outras, 0,65% mulheres com deficiência e 0,07% mulheres trans ou travestis. Para a Rede Brasileira do Pacto Global da ONU, os números demonstram que o avanço quantitativo na presença feminina precisa ser acompanhado de equidade, diversidade de perfis e inclusão efetiva, para que a liderança corporativa reflita, de fato, a pluralidade da sociedade brasileira.

O Movimento Elas Lideram 2030 integra a estratégia Ambição 2030, formada por dez grandes movimentos que buscam acelerar o cumprimento dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) da Agenda 2030 no país. A primeira meta, que previa 30% de mulheres em cargos de alta liderança até 2025, foi encerrada em dezembro, e os resultados estão em fase de apuração. Permanece em vigor o compromisso de alcançar 50% de mulheres na alta liderança até 2030, ao qual agora se soma a terceira meta com foco em mulheres de grupos sub-representados.

“Ir além de compromissos significa assumir metas claras, mensuráveis e com perspectiva interseccional. O setor empresarial tem papel estratégico e decisivo na superação das desigualdades estruturais e na promoção de oportunidades reais para todas as mulheres. Ao lançar essa nova meta no Mês da Mulher, reforçamos que a equidade de gênero é um vetor essencial para a sustentabilidade dos negócios e para o desenvolvimento do país”, afirma Verônica Vassalo, Gerente de Diversidade, Equidade e Inclusão do Pacto Global da ONU – Rede Brasil.

A adesão à nova meta é voluntária e formalizada por meio de Carta Compromisso. As empresas participantes passam a integrar o grupo de organizações compromissadas com o Movimento, assumindo publicamente a responsabilidade de monitorar e reportar seus avanços. Para o Pacto Global, a mobilização coletiva e engajada é fundamental para acelerar transformações estruturais e garantir que, até 2030, as

lideranças corporativas brasileira sejam mais diversas, inclusivas e representativas. Contamos com o engajamento proativo do setor privado para, em articulação com o Poder Público e com as organizações da sociedade civil, acelerar transformações estruturais rumo à equidade de gênero e étnico-racial, com foco no cumprimento efetivo dos compromissos assumidos na Agenda 2030”, conclui Verônica.

Relatório do Reino Unido ressalta problema global – FEEDs não são

FIDs

A transição energética global entrou em uma nova fase. Após mais de uma década marcada pelo desenvolvimento tecnológico e pela rápida queda de custos das energias renováveis, o desafio atual deixou de ser provar que as tecnologias funcionam. O problema passou a ser executá-las em escala industrial.

Um novo relatório da Energy Industries Council (EIC) alerta que projetos de energia no Reino Unido estão enfrentando dificuldades para chegar à decisão final de investimento (FID) devido à falta de contratos de receita de longo prazo considerados bancáveis, além de incertezas regulatórias, atrasos em licenciamento e problemas de acesso à rede elétrica. O estudo mostra que a percepção de “bankability” (capacidade de obter financiamento) permanece frágil no setor. Dados da base global de projetos energéticos EICDataStream reforçam o diagnóstico, mostrando uma grande diferença entre projetos planejados e aqueles que efetivamente atingem FID no Reino Unido:

• Eólica offshore: 7 projetos com FID de um total de 33

• Hidrogênio: 3 projetos com FID de 120

• Eólica offshore flutuante: 0 projetos com FID entre 51 planejados

• Captura e armazenamento de carbono (CCUS): 5 projetos com FID de 70

O relatório destaca que tecnologias emergentes enfrentam desafios adicionais porque dependem de cadeias completas de infraestrutura — captura, transporte, armazenamento ou consumo — que precisam avançar simultaneamente para reduzir o risco percebido pelos financiadores. Além disso, atrasos em licenciamento ambiental e conexão à rede elétrica estão aumentando os custos e gerando incertezas sobre cronogramas de entrega, o que reduz a confiança dos investidores.

Como soluções, os entrevistados apontam três medidas principais para destravar investimentos: mecanismos de receita garantida apoiados pelo Estado, maior clareza regulatória e estabilidade de políticas públicas, e contratos de offtake de longo prazo com risco bem definido. Segundo o relatório, tratar o sistema energético como uma cadeia integrada, com planejamento consistente e apoio governamental estruturado, será essencial para evitar que capital e capacidade industrial migrem para outros mercados.

O “gap de execução” na transição energética: quando projetos existem no papel, mas não chegam à construção

O “execution gap”da transição energética

Tecnologia

Hidrogênio

Eólica offshore flutuante

CCUS

Brasil - eólica offshore

Pipeline global

US$ 680 bilhões anunciados

~266 GW planejados

>350 projetos

~180 GW em licenciamento

Cada vez mais relatórios internacionais apontam a existência de um “execution gap” — ou gap de execução — entre o volume de projetos anunciados e a fração muito menor que chega à decisão final de investimento (Final Investment Decision –FID) e, posteriormente, à construção.

Escala (investimento, capacidade ou número de projetos)

Execução atual

~US$ 75 bilhões com FID

<1 GW operando

~40 em operação

0 GW instalados

Lacuna de Execução da Transição Energética Global (Planejado vs Executado)

Um exemplo recente aparece no relatório Bankable Energies da Energy Industries Council (EIC), associação global que representa a cadeia de suprimentos de energia. O estudo, baseado em entrevistas realizadas no final de 2025 com 50 executivos de 44 organizações, mostra que uma parcela significativa de projetos energéticos no Reino Unido não consegue avançar para o financiamento.

Investimento em hidrogênio (US$ bilhões)

desde o início de 2025, enquanto 32% apontaram a incerteza regulatória e política como um dos principais obstáculos ao financiamento. Outro fator crítico é a ausência de contratos de offtake de longo prazo, citada por até 34% dos participantes como condição necessária para que projetos se tornem financiáveis.

Eólica o shore flutuante (GW) Projetos de CCUS

Segundo o levantamento, 44% dos entrevistados afirmaram que a “bancabilidade” dos projetos não melhorou

projetos que chegaram ao FID ou estão em operação pipeline total de projetos anunciados/planejados

Evidências desse gap pelo mundo

Dados da base de projetos energéticos globais EICDataStream ilustram o problema. No Reino Unido, apenas 3 de 120 projetos de hidrogênio e 5 de 70 projetos de captura e armazenamento de carbono (CCUS) chegaram ao FID. No caso da eólica offshore flutuante, nenhum dos 51 projetos identificados atingiu essa etapa. O padrão é o mesmo: projetos avançam em estudos de viabilidade e engenharia preliminar, mas acabam estagnados antes da decisão final de investimento.

Lacuna de Execução da Transição Energética no Brasil (Planejado vs Operacional)

Mas esse fenômeno não é exclusivo do Reino Unido. Diversos levantamentos internacionais mostram um descompasso semelhante em diferentes tecnologias da transição energética.

projetos ou capacidade (GW)

Número

US$ 680 bilhões em investimentos potenciais. No entanto, apenas cerca de US$ 75 bilhões alcançaram decisão final de investimento, o que significa que menos de 15% do capital anunciado está efetivamente comprometido.

Estudos da International Energy Agency

O mercado de hidrogênio de baixo carbono é um dos exemplos mais evidentes. O relatório Hydrogen Insights, do Hydrogen Council, identifica mais de 1.500 projetos de hidrogênio limpo anunciados em cerca de 70 países, representando aproximadamente

(IEA) reforçam essa conclusão: a Agência estima que 37 milhões de toneladas por ano de produção de hidrogênio de baixa emissão foram anunciadas globalmente para 2030, mas apenas cerca de 4 milhões de toneladas correspondem a projetos com financiamento assegurado ou em construção.

O “execution gap”da transição energética

Situação semelhante ocorre na infraestrutura necessária para esse

Tecnologia

Hidrogênio

Eólica offshore flutuante

CCUS

Pipeline global

mercado. Segundo a IEA, mais de 37 mil km de gasodutos dedicados ao transporte de hidrogênio foram anunciados até 2035, porém menos de 6% desses projetos atingiram decisão final de investimento. Projetos de armazenamento subterrâneo apresentam um quadro semelhante: apenas cerca de 5% dos empreendimentos planejados chegaram ao estágio de construção ou FID.

US$ 680 bilhões anunciados

~266 GW planejados

>350 projetos

Pipeline global de projetos vs. projetos executados na transição energética

Brasil - eólica offshore

~180 GW em licenciamento

Execução atual

~US$ 75 bilhões com FID

<1 GW operando

~40 em operação

0 GW instalados

Comparação entre projetos anunciados e projetos que alcançaram decisão final de investimento ou operação em diferentes tecnologias da transição energética.

Fontes: International Energy Agency, Hydrogen Council, Global Wind Energy Council. @IA

Lacuna de Execução da Transição Energética Global (Planejado vs Executado)

Escala (investimento, capacidade ou número de projetos)

Eólica o shore flutuante (GW) Projetos de CCUS

projetos que chegaram ao FID ou estão em operação pipeline total de projetos anunciados/planejados

O gráfico é exatamente o que relatórios da International Energy Agency costumam usar para mostrar o “vale da morte” dos projetos energéticos: o ponto em que muitos projetos avançam em estudos, mas poucos chegam à decisão final de investimento.

Lacuna de Execução da Transição Energética no Brasil (Planejado vs Operacional)

Eólica offshore e infraestrutura elétrica

Outro setor onde o gap de execução é evidente é a energia eólica offshore. Dados do Global Wind Energy Council indicam

que a capacidade global instalada de eólica offshore ultrapassou 83 GW em 2024, com forte expansão prevista nas próximas

décadas. No entanto, o crescimento real continua abaixo das metas estabelecidas por diversos governos.

A discrepância é ainda mais evidente na eólica offshore flutuante, tecnologia considerada fundamental para explorar áreas marítimas profundas. Estudos do setor apontam um pipeline global de cerca de 266 GW em projetos planejados, enquanto a capacidade efetivamente em operação permanece inferior a 300 MW — menos de 0,1% do total planejado.

A expansão das redes elétricas representa outro gargalo estrutural. A IEA estima que o mundo vai precisar duplicar as redes

de transmissão até 2040 para acomodar a eletrificação da economia e a expansão das energias renováveis. Entretanto, o ritmo de construção atual está muito abaixo do necessário, e em diversos países projetos de transmissão levam até 10 ou 15 anos para serem licenciados e concluídos.

Essa limitação tem impacto direto sobre a implantação de novos projetos renováveis. Em alguns mercados, parques eólicos e solares já construídos enfrentam anos de espera para conexão à rede, evidenciando que a transição energética depende tanto de infraestrutura quanto de geração.

Captura de carbono: ambição elevada, implantação lenta

A captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS) apresenta um padrão semelhante. De acordo com a IEA, existem mais de 350 projetos de CCUS anunciados globalmente, mas apenas cerca de 40 instalações estão atualmente em operação.

A capacidade global instalada de captura gira em torno de 50 milhões de toneladas de CO2 por ano. Para comparação, os cenários climáticos da própria agência indicam que seria necessário capturar mais

Lá como cá

O Brasil também apresenta sinais claros desse gap entre potencial e execução, especialmente em tecnologias emergentes da transição energética.

No caso do hidrogênio verde, levantamento da consultoria Clean Energy Latin America identifica 111 projetos anunciados no país, com investimentos potenciais estimados em cerca de R$ 450 bilhões, distribuídos por 16 estados. Muitos desses projetos envolvem produção de

de 1 bilhão de toneladas por ano até 2030 para manter a trajetória compatível com metas climáticas globais.

Essa diferença revela que, embora a tecnologia seja considerada essencial para descarbonizar setores industriais difíceis de eletrificar — como cimento, aço e petroquímica — sua implantação em escala ainda enfrenta barreiras financeiras, regulatórias e logísticas.

amônia verde, e-metanol e combustíveis sintéticos, com foco em exportação.

Apesar do volume expressivo de anúncios, a maior parte dessas iniciativas permanece em fase de memorandos de entendimento, estudos de viabilidade ou projetos piloto. Estudos do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada indicam que o Brasil poderia produzir entre 200 mil e 800 mil toneladas anuais de hidrogênio de baixo carbono até 2030, mas essa produção dependerá da

efetiva implantação desses projetos.

A energia eólica offshore apresenta um exemplo ainda mais evidente. Segundo dados do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, existem aproximadamente 180 GW de projetos em processo de licenciamento ambiental no Brasil. Entretanto, nenhum parque eólico offshore está atualmente em operação no país, o que significa que todo o pipeline permanece na fase de planejamento e estudos.

No caso do CCUS, o país possui condições geológicas favoráveis e uma indústria de

Escala (investimento, capacidade ou número de projetos)

petróleo e gás com experiência relevante em injeção de CO2 em reservatórios. Ainda assim, a maioria das iniciativas está concentrada em projetos de pesquisa, desenvolvimento e pilotos industriais. Programas de inovação associados à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis financiaram mais de 200 projetos de pesquisa ligados à transição energética, incluindo captura de carbono, com cerca de R$ 1,1 bilhão em recursos entre 2018 e 2022.

Pipeline de projetos da transição energética no Brasil vs. projetos operacionais

Investimento em hidrogênio (US$ bilhões)

Eólica o shore flutuante (GW) Projetos de CCUS

Pipeline de projetos de hidrogênio e eólica offshore no Brasil comparado com a capacidade efetivamente instalada.

Lacuna de Execução da Transição Energética Global (Planejado vs Executado) projetos que chegaram ao FID ou estão em operação pipeline total de projetos anunciados/planejados

Fontes: Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada e levantamentos setoriais. @IA

Lacuna de Execução da Transição Energética no Brasil (Planejado vs Operacional)

Número de projetos ou capacidade (GW)

Projetos de hidrogênio

Capacidade de eólica o shore (GW)

• A barra laranja representa pipeline de projetos anunciados ou em licenciamento, não necessariamente FEED. Ou seja, estão misturados projetos em diferentes estágiosmemorandos de entendimento (MoU), estudos de viabilidade, pré-FEED, FEED, licenciamento ambiental.

• A barra “de execução” aparece praticamente zerada porque a maioria desses projetos ainda não chegou ao FID ou à operação.

Por que o gap de execução se tornou o principal gargalo da transição

A recorrência desse padrão em diferentes tecnologias e regiões indica que o principal desafio da transição energética deixou de ser tecnológico. Diversos fatores estruturais explicam por que tantos projetos permanecem no papel.

O primeiro é a necessidade de investimentos massivos em infraestrutura. Diferentemente de tecnologias energéticas convencionais, muitas soluções de baixo carbono dependem de sistemas completos — redes elétricas ampliadas, cadeias logísticas de hidrogênio, transporte e armazenamento de CO2 — que precisam avançar simultaneamente.

O segundo fator é o custo de capital. Tecnologias como eólica offshore, hidrogênio ou CCUS são intensivas em

Da ambição à implantação

investimento inicial. Em um contexto de taxas de juros mais elevadas, pequenas variações no custo do financiamento podem alterar drasticamente a viabilidade econômica dos projetos.

Outro elemento central é o chamado “missing-link risk”, ou risco de elo ausente na cadeia. Projetos de hidrogênio ou captura de carbono só se tornam viáveis quando todos os componentes da cadeia — produção, transporte, armazenamento e consumo — estão simultaneamente disponíveis.

Por fim, licenciamento ambiental, conexão à rede elétrica e aceitação social tornaram-se fatores críticos para grandes projetos de infraestrutura energética, frequentemente ampliando prazos e custos.

O conjunto desses fatores explica por que muitos analistas afirmam que a transição energética entrou em uma fase industrial. O desafio já não é apenas desenvolver novas tecnologias, mas mobilizar trilhões de dólares em investimentos e executar milhares de projetos complexos simultaneamente.

Nesse contexto, o verdadeiro teste da transição energética global não será o número de projetos anunciados ou metas estabelecidas, mas a capacidade de transformar pipelines de projetos em infraestrutura real — usinas, redes, portos e cadeias industriais capazes de operar em escala.

A diferença entre ambição e execução, cada vez mais evidente nos dados internacionais, sugere que o sucesso da transição energética dependerá menos da inovação tecnológica e mais da capacidade institucional, regulatória e financeira de implementar projetos no mundo real.

ACESSE O RELATÓRIO COMPLETO

Falência hídrica global: da crise episódica à restrição estrutural

A narrativa tradicional da escassez hídrica como evento cíclico - associado a secas, variabilidade climática ou falhas de gestão - vem sendo substituída por uma leitura mais estrutural do problema. Essa mudança de paradigma é explicitada em recente relatório da Universidade das Nações Unidas (UNU-INWEH), que afirma que o planeta entrou em uma condição de “falência hídrica global”.

O conceito é mais do que retórico.

Segundo o estudo Global Water Bankruptcy: Living Beyond Our Hydrological Means in the Post-Crisis Era, a pressão sobre os sistemas hídricos ultrapassou a capacidade de reposição dos ciclos naturais, o que significa que, em diversas regiões, os níveis históricos de disponibilidade de água podem não ser mais recuperados. Em outras palavras, o “normal” hidrológico deixou de existir como referência operacional.

A Face Visível da Falência Hídrica: Esta cratera na Planície de Konya, Turquia, representa o colapso literal da paisagem sob a liquidação hidrológica. No final de 2025, quase 700 cavernas como essas marcavam o coração agrícola da Turquia — um resultado direto da extração de água subterrânea muito mais rápida do que a natureza consegue repô-la. O esgotamento dos aquíferos para o cultivo e a redução da recarga de água subterrânea em períodos de seca despojaram o solo de seu suporte estrutural, transformando o celeiro do país em uma paisagem de risco compartilhado.

A implicação central dessa posição é que a escassez deixa de ser um risco conjuntural e passa a ser uma restrição permanente. O relatório é direto ao afirmar que as sociedades passaram a retirar mais água do que o sistema climático e hidrológico consegue fornecer de forma confiável, consolidando um cenário de desequilíbrio estrutural entre oferta e demanda.

Esse diagnóstico tem consequências relevantes para setores intensivos em água, como energia, petroquímica, mineração e agronegócio. Modelos operacionais historicamente baseados em abundância relativa ou, pelo menos, previsibilidade, estão mais vulneráveis, tanto do ponto de vista físico quanto regulatório.

Diante desse cenário, o relatório da UNU aponta três direções estratégicas: reduzir e reequilibrar a demanda, proteger e restaurar o capital natural hídrico (rios, aquíferos e áreas úmidas) e substituir a lógica de gestão de crises por modelos de planejamento de longo prazo baseados em limites reais de disponibilidade.

Embora o documento não prescreva soluções tecnológicas específicas, ele cria um enquadramento claro para sua adoção. Nesse contexto, o reuso de água — particularmente em escala industrial e urbana — emerge como uma das poucas alternativas capazes de responder simultaneamente à redução de demanda e à reorganização estrutural dos fluxos hídricos.

Oferta / Disponibilidade

Ativos Hídricos = Água superficial + Aquíferos

Regulam, armazenam e transportam água doce (ex.: rios, lagos, áreas úmidas e neve acumulada)

Armazenam água, estabilizam a variabilidade sazonal e garantem a confiabilidade do abastecimento

Insolvência = extração de água > oferta disponível Irreversibilidade = danos irreparáveis ao capital natural

Colapso Hídrico

Retém precipitação, regulando infiltração e evapotranspiração

Reservatórios naturais de água que liberam lentamente durante o derretimento Poço de Produção

Sustentar a geração de energia, o desenvolvimento econômico e a estabilidade

Fornecer serviços essenciais de água, protegendo saúde pública, segurança e meios de subsistência

Suporte à produção de alimentos, irrigação e processamento, garantindo segurança alimentar

Viabilizar atividades industriais e serviços de apoio à economia

Global Water Bankruptcy: Living Beyond Our Hydrological Means in the Post-Crisis Era

A reutilização de efluentes tratados permite desacoplar, ao menos parcialmente, a atividade econômica da captação direta em mananciais naturais. Esse movimento reduz a pressão sobre fontes críticas, amplia a previsibilidade do abastecimento e introduz uma lógica de circularidade que se alinha às novas restrições do sistema.

Óleo e gás associado + água produzida

Conta corrente

Conta poupança

Despesas com água

Experiências internacionais reforçam essa tendência. Países como Namíbia, Singapura, Estados Unidos e Espanha já incorporaram o reuso — inclusive para fins potáveis indiretos — como parte integrante de suas estratégias de segurança hídrica. Nesses casos, a água reciclada deixa de ser uma solução emergencial e passa a compor a infraestrutura permanente de abastecimento.

No Brasil, iniciativas como a Aquapolo indicam que esse modelo também é aplicável

em escala industrial. Ao transformar esgoto tratado em insumo produtivo, o sistema demonstra que é possível reduzir significativamente a demanda por água potável sem comprometer a operação. Com capacidade de produção de até 1 m³ por segundo, o empreendimento evita o consumo de bilhões de litros de água potável por ano, contribuindo para a preservação de mananciais em regiões densamente urbanizadas.

Segundo Márcio José, CEO da Aquapolo Ambiental, o desafio não é mais tecnológico, mas de escala e integração: “A escassez deixou de ser um evento isolado e passou a ser uma tendência estrutural. Soluções como o reuso precisam ser incorporadas à infraestrutura básica, tanto para cidades quanto para a indústria.”

Esse ponto é central. A transição de uma lógica de gestão reativa para uma abordagem estrutural implica tratar o reuso não como alternativa marginal, mas como componente do planejamento hídrico sistêmico — ao lado de reservatórios, adutoras e sistemas de tratamento convencionais.

Ao mesmo tempo, a adoção dessas soluções exige superar barreiras institucionais e regulatórias. Em muitos países, incluindo o Brasil, o arcabouço legal ainda não está plenamente adaptado para viabilizar modelos comerciais de reuso em larga escala, especialmente na

interface entre saneamento e indústria.

Além disso, a variabilidade dos efluentes e a necessidade de garantir qualidade consistente impõem requisitos técnicos elevados, frequentemente associados a custos adicionais de tratamento e infraestrutura. Esses fatores reforçam a necessidade de planejamento integrado e de mecanismos de financiamento compatíveis com investimentos de longo prazo.

O relatório da UNU desloca o debate sobre água de uma lógica de gestão de escassez para uma lógica de gestão de limites. E nesse novo contexto, a segurança hídrica deixa de ser apenas uma questão de

oferta e passa a depender da capacidade de reorganizar sistemas produtivos, urbanos e ambientais dentro de um espaço de disponibilidade mais restrito e menos previsível.

Para a indústria, isso implica uma mudança estratégica profunda: a água

deixa de ser um insumo abundante a ser otimizado e passa a ser um recurso crítico a ser estruturado. Então, soluções como reuso, tratamento avançado e circularidade não são apenas instrumentos de eficiência, mas elementos centrais de viabilidade operacional no longo prazo.

Gestão de água e eficiente tratamento de efluentes industriais

A água é um recurso estratégico para a indústria de energia global, incluindo petróleo e gás, petroquímica, bioenergia e renováveis. A água representa simultaneamente insumo e passivo para a indústria energética pois, além de ser utilizada em processos termoelétricos, refino, lavagem de gases e recuperação avançada, ela é gerada em grandes volumes como água produzida nas operações de petróleo e gás: sua gestão inadequada pode resultar em multas regulatórias, paralisações de produção, impactos ambientais de longo prazo e aumento de OPEX.

O conceito de water stewardship, ou gestão responsável da água, é central para políticas ambientais, sociais e de governança (ESG), influenciando o acesso a capital e a competitividade.

Contexto regulatório e marco técnico

No Brasil, a gestão de água industrial e de efluentes é influenciada pela Resolução CONAMA 430/2011 — que estabelece padrões de lançamento de efluentes em corpos hídricos —, pela Lei 9.433/1997 — Política Nacional de Recursos Hídricos — e pelas diretrizes da ANA - Agência Nacional de Águas para uso e outorga de recursos hídricos. Em certa medida, também há interface com a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), uma vez que, na fase de produção dos contratos de E&P, os operadores submetem à Agência um Plano de Desenvolvimento (PD), ao qual as atividades e instalações devem se adequar em termos de segurança operacional.

O PD deve conter informações sobre o tratamento de fluidos, cascalhos e água produzida. Contudo, o licenciamento e a fiscalização dessas atividades são atribuições dos órgãos ambientais — a ANP não atua diretamente nos aspectos relacionados à destinação final e ao tratamento da água. Os requisitos técnicos do IBAMA para gestão ambiental e descarte no setor de óleo e gás concentram-se no controle rigoroso de efluentes, resíduos sólidos, desativação de instalações (descomissionamento) e mitigação de riscos em áreas sensíveis.

e

Aquíferos

Colapso Hídrico

Industrial & Econômico

Armazenam água, estabilizam a variabilidade sazonal e garantem a confiabilidade do abastecimento

Umidade do Solo

matéria de capa

e serviços de apoio à economia a

Retém precipitação, regulando infiltração e evapotranspiração

Armazenamento Natural Energia

Reservatórios naturais de água que liberam lentamente durante o derretimento

Colapso Hídrico

Conta corrente

Conta poupança

Despesas com água

Sustentar a geração de energia, o desenvolvimento econômico e a estabilidade Viabilizar atividades

Tratamento de água produzida no setor de petróleo e gás

Umidade do Solo

Retém precipitação, regulando infiltração e evapotranspiração

Poço de Produção

Poço de Produção

Armazenamento Natural Energia Industrial & Econômico

Reservatórios naturais de água que liberam lentamente durante o derretimento

Conta corrente

Conta poupança

Gás Natural

Despesas com água

Óleo

Óleo e gás associado + água produzida

Viabilizar atividades industriais e serviços de apoio à economia

Sustentar a geração de energia, o desenvolvimento econômico e a estabilidade

Gás para o mercado

Campo de petróleo

Óleo e gás associado + água produzida

Água

Óleo para o mercado

Gás Natural Gás para o mercado

Óleo para o mercado Óleo

Fonte: doi.org

Água produzida é o termo utilizado para a água que acompanha a extração de óleo e gás, podendo representar mais de 90% do volume total extraído em campos maduros. Essa água contém

Composição típica da água produzida

Campo de petróleo

Componente

Óleo (mg/L)

Sólidos Suspensos (mg/L)

Salinidade (g/L)

pH

Faixa típica

10 - 500+

50 - 3000+

Degradação Fotocatalítica de Poluentes

sólidos suspensos, óleo residual, elevada salinidade e compostos orgânicos. Seu descarte sem tratamento adequado viola padrões ambientais e pode gerar danos ao ecossistema marinho.

20 - 120 (comparável à água do mar)

6,5 - 9,0

Composição típica da água produzida

Componente

Óleo (mg/L)

Sólidos Suspensos (mg/L)

Faixa típica

10 - 500+

Comparativo de custos por tecnologia de tratamento (OPEX estimado, US$/m³)

Salinidade (g/L)

Tecnologia

pH

Óleo (mg/L)

50 - 3000+

20 - 120 (comparável à água do mar)

Baixo custo

6,5 - 9,0

Médio custo

Alto custo

Fonte: IOGP / estudos técnicos de água produzida

Sólidos Suspensos (mg/L)

Salinidade (g/L)

pH

Comparativo de custos por tecnologia de tratamento (OPEX estimado, US$/m³)

Médio custo Baixo custo Tecnologia

Óleo (mg/L)

Local

Sólidos Suspensos (mg/L)

Usina offshore modular

Salinidade (g/L)

pH

A Petrobras monitora a água produzida e destaca, como aspectos críticos, o volume e a complexidade de sua composição — influenciada pela formação geológica e pela localização do reservatório —, o que exige cuidados específicos nos âmbitos técnico, operacional e ambiental.

Capacidade típica de dessalinização industrial

Planta onshore em refinaria

Alto custo

Capacidade operacional (m³/dia)

1.000 - 10.000

Usina de dessalinização estratégica (Oriente Médio) 10.000 - 100.000

Esse volume de água tem origem nos poços de produção e é tratado em plantas específicas, normalmente compostas por tanques de separação, hidrociclones

e flotadores, sendo posteriormente descartado de acordo com a Resolução CONAMA 393/2007, que dispõe sobre o descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas marítimas. Essa resolução estabelece, em seu artigo 5º, que o descarte de água produzida deve obedecer à concentração média mensal de óleos e graxas (O&G) de até 29 mg/L, com valor máximo diário de 42 mg/L.

Capacidade típica de dessalinização industrial

Desidratador

Água de Lavagem Efluente do

Para garantir o atendimento aos limites

estabelecidos, a verificação do teor de óleos e graxas a bordo é contínua, realizada por analisadores online. Caso sejam identificadas concentrações superiores ao permitido, o descarte para o mar é automaticamente interrompido por um sistema de válvulas, sendo o fluxo redirecionado para tanques de armazenamento até o reprocessamento. Além disso, são realizados controles paralelos por laboratório de bordo, com análises diárias pelo método gravimétrico, em conformidade com a legislação.

Os resultados dessas análises são reportados regularmente ao IBAMA. A Resolução CONAMA 393 também estabelece, em seu artigo 10º, o monitoramento semestral da água produzida descartada, com o objetivo de identificar a presença e a concentração de substâncias.

O tratamento da água produzida envolve etapas de separação física e gravimétrica (tanques separadores, hidrociclones, flotação induzida a gás — IGF — e flotação dinâmica — DGF), além de processos avançados, como membranas (ultrafiltração e nanofiltração), osmose reversa (para efluentes salinos), adsorção e troca iônica, quando necessário.

Entre os indicadores corporativos da Petrobras, por exemplo, se destacam o ADC (Água Doce Captada) e o VAR (Volume de Água Reusada), calculados a partir de sistemas corporativos de gestão de águas e efluentes. O ADC corresponde ao volume de água doce captada do meio ambiente ou adquirida de terceiros, como concessionárias; não são incluídos nesse indicador o aproveitamento de água de chuva nem a água de resfriamento em circuito aberto. O VAR representa o volume de água efetivamente reusada ou reciclada. Não são contabilizados como reuso o

condensado recuperado em ciclos térmicos nem a água de resfriamento recirculada em sistemas fechados, por serem práticas padrão da indústria. Por outro lado, incluise a reinjeção de água produzida para recuperação secundária de óleo e gás em campos terrestres, uma vez que, na ausência dessa prática, seria necessária a captação adicional de água doce.

No caso do projeto de fornecimento de água de reuso ao Complexo de Energias Boaventura (antigo Gaslub), o volume contratado será de aproximadamente 15 milhões de m³ por ano (cerca de 1.750 m³/h), quando todas as unidades estiverem em operação, por volta de 2029. Segundo o cronograma, a operação terá início em 2027, e o Complexo deverá operar com 100% de água de reuso para fins industriais, evitando a captação de igual volume de água doce.

Na Petrobras, as ações de otimização de sistemas de resfriamento envolvem a minimização de consumo e perdas, com benefícios diretos na redução da captação a custos relativamente baixos. Já a aplicação de osmose reversa para reuso de efluentes, embora mais intensiva em CAPEX e OPEX, apresenta maior potencial de redução da captação ao viabilizar a substituição de água doce por água tratada. A companhia destaca que ações de otimização possuem menor custo, porém impacto limitado, enquanto o reuso com tecnologias avançadas apresenta maior custo, mas maior potencial de redução.

A gestão de águas industriais tem evoluído de forma significativa em toda a indústria e também na Petrobras: nos dois últimos anos, essa prática se consolidou como eixo estratégico transversal às operações de upstream, midstream e downstream,

movimento impulsionado pela crescente complexidade operacional — especialmente no Pré-Sal — e por compromissos de sustentabilidade, incluindo a meta de reduzir em 40% a captação de água doce até 2030 (base 2021).

Nesse contexto, a governança hídrica vem sendo estruturada com base em sistemas integrados de monitoramento, controle e contabilização de fluxos, permitindo rastreabilidade e suporte à decisão.

Já do ponto de vista metodológico, a eficiência hídrica é mensurada a partir dos indicadores ADC e VAR. A demanda total de água corresponde à soma ADC + VAR, e o percentual de reuso é calculado como VAR / (ADC + VAR), refletindo a fração da demanda atendida por fontes circulares. Essa abordagem evidencia uma mudança na concepção da água, que deixa de ser apenas insumo para se tornar fluxo passível de recirculação.

Essa lógica se materializa em uma carteira de 54 projetos (2021–2030), com potencial de reduzir a captação em cerca de 43 milhões de m³/ano — equivalente ao consumo de aproximadamente 740 mil habitantes. As iniciativas da companhia se organizam em três eixos: fontes alternativas, redução de perdas e reuso — este último responsável por 80% a 90% da redução prevista.

No downstream, destaca-se o projeto do Complexo de Energias Boaventura, concebido para operar integralmente com água de reuso, eliminando a captação de água doce para fins industriais. Do ponto de vista tecnológico, a eficiência decorre da combinação de estratégias. A otimização de sistemas de resfriamento apresenta alta relação custo-benefício, enquanto tecnologias avançadas — como

osmose reversa e MBR — ampliam o potencial de reuso, embora com maior custo. No upstream, a gestão está centrada no tratamento da água produzida, com uso crescente de monitoramento avançado, sensores subsea e modelos preditivos; no midstream, sensores distribuídos e sistemas de supervisão garantem controle contínuo da qualidade das correntes e eficiência dos processos de separação.

A Petrobras também expandiu seu reuso externo, a partir de efluentes municipais, representa uma fronteira relevante, embora ainda enfrente desafios regulatórios, técnicos e logísticos, incluindo lacunas no marco legal, necessidade de tratamento avançado e implantação de infraestrutura dedicada. Mas a companhia vem consolidando um modelo de gestão hídrica baseado em monitoramento digital, tratamento avançado e circularidade, aumentando a resiliência operacional diante de crescentes exigências ambientais: a Petrobras mantém uma carteira com 54 projetos de redução do uso de água, com potencial de reduzir a captação anual em 43 milhões de m³ entre 2021 e 2030, equivalente ao consumo de 740 mil habitantes por ano.

Em termos macro, as ações da companhia podem ser agrupadas em fontes alternativas; redução de perdas e reuso - incluindo aproveitamento de águas pluviais -; recuperação de condensados, eliminação de perdas e reuso de diversas correntes. Essas iniciativas estão em diferentes estágios de maturidade e distribuídas ao longo do período do compromisso (2021–2030), sendo que 80% a 90% da redução prevista decorre do reuso.

Por enquanto, a compra de água de reuso externa está prevista para unidades como Reduc, Complexo Boaventura e

Óleo (mg/L)

Sólidos Suspensos (mg/L)

Salinidade (g/L)

pH

10 - 500+

Regap, com benefícios também para a TermoRio. O segmento, contudo, possui desafios regulatórios e institucionais - apesar de o Novo Marco Legal do

50 - 3000+

20 - 120 (comparável à água do mar)

6,5 - 9,0

Saneamento (Lei 14.026/2020) incentivar a prática, o arcabouço jurídico brasileiro ainda apresenta lacunas para transações comerciais desse tipo.

Comparativo de custos por tecnologia de tratamento (OPEX estimado, US$/m³)

Tecnologia

Óleo (mg/L)

Sólidos Suspensos (mg/L)

Salinidade (g/L)

pH

Médio custo Baixo custo

Fonte: estimativas setoriais para operações offshore

Capacidade típica

Dessalinização

Usina offshore modular

Planta onshore em refinaria

Alto custo

Água Subterrânea

Água de Lavagem

1.000 - 10.000

10.000 - 100.000

Usina de dessalinização estratégica (Oriente Médio)

Fluxo auxiliar

Água produzida

Alimentação:Água produzida

Salinidade: 10.000 mg/L

>200.000

Separador API

Água Produzida

A gestão de água produzida (produced water) constitui um dos principais desafios operacionais e ambientais da indústria de óleo e gás, particularmente em sistemas integrados de grande escala, nos quais volumes expressivos de fluidos multifásicos são continuamente processados. Nas unidades de separação primária, como as Gas Oil Separation Plants (GOSP), o petróleo bruto proveniente de reservatórios onshore e offshore é segregado em três correntes principais: óleo, gás associado e água produzida. Esta última, caracterizada por elevada variabilidade físico-química, incluindo concentrações significativas de sólidos dissolvidos totais (TDS), hidrocarbonetos dispersos, compostos orgânicos voláteis e gases dissolvidos como H2S e CO2, é tradicionalmente tratada como efluente e destinada à reinjeção em poços de descarte ou à manutenção de pressão de reservatório.

Desidratador Dessalgadora

Válvula de Mistura

após tratamento mínimo, enquanto fontes externas — frequentemente aquíferos subterrâneos não renováveis — são utilizadas em etapas críticas do processo, como a dessalinização do petróleo. Tal configuração implica não apenas ineficiências no uso de recursos hídricos, mas também riscos associados à sustentabilidade de longo prazo, especialmente em regiões com restrições hídricas. Nesse contexto, a transição para modelos de gestão baseados em circularidade emerge como estratégia fundamental para otimização de recursos e mitigação de impactos ambientais.

Efluente do Dessalgador

Efluente WOSEP

Bomba de Injeção

Descarte Poços

Esse modelo operacional insere-se em uma lógica linear de uso de recursos, na qual a água produzida é descartada

Pré-tratamento

No Brasil, a dessalinização tem sido aplicada principalmente para água de processo em refinarias, abastecimento em áreas costeiras semiáridas e operações offshore com reciclagem de água e tem projetos relevantes em Búzios e Mero no Pré-Sal. Países do Oriente Médio (Emirados Árabes, Arábia Saudita) integram dessalinização de forma estratégica à matriz industrial.

Produto Final: Água tratada

Salinidade: < 1.000 mg/L

A ADNOC, por exemplo, possui usinas

Composição típica

Óleo (mg/L)

10 - 500+ Óleo (mg/L)

Sólidos Suspensos (mg/L)

Sólidos Suspensos (mg/L)

Salinidade (g/L)

Salinidade (g/L)

pH

pH

50 - 3000+

de dessalinização com capacidade superior a 200.000 m³/dia, integradas ao sistema nacional de energia e água potável —

20 - 120 (comparável à água do mar)

6,5 - 9,0

um benchmark global para eficiência energética e gestão hídrica em ambientes com escassez extrema.

Capacidade típica de dessalinização industrial

Local

Tecnologia

Usina offshore modular

Óleo (mg/L)

Planta onshore em refinaria

Sólidos Suspensos (mg/L)

Baixo custo

Médio custo

Usina de dessalinização estratégica (Oriente Médio)

Salinidade (g/L)

pH

Capacidade operacional (m³/dia)

1.000 - 10.000

10.000 - 100.000

Dados compilados de AGO/ADNOC e parques industriais

Subterrânea

Local

Usina offshore modular

Água de Lavagem

Capacidade típica de dessalinização industrial

Um estudo conduzido pela Saudi Aramco demonstra que fluxos residuais complexos — no caso, água produzida com diferentes níveis de salinidade e contaminantes — podem ser reintegrados à cadeia produtiva por meio de soluções tecnológicas modulares e escaláveis, reduzindo simultaneamente a pressão sobre recursos naturais e os custos operacionais associados à sua reposição.

Planta onshore em refinaria

Comparativo de custos por tecnologia de tratamento (OPEX estimado, US$/m³) >200.000

Capacidade operacional (m³/dia)

1.000 - 10.000

10.000 - 100.000

Desidratador Dessalgadora

Usina de dessalinização estratégica (Oriente Médio)

Diagrama esquemático do processo de reutilização da água produzida na Saudi Aramco

Água Subterrânea

Separador API

Fluxo auxiliar

Água produzida

Alimentação:Água produzida

Salinidade: 10.000 mg/L

Separador API Água de Lavagem

Água Produzida

Fluxo auxiliar Água produzida

Bomba de Injeção

Efluente do Dessalgador

Efluente do Dessalgador

Pré-tratamento

Fonte: doi: 10.5004/dwt.2022.28223

Alimentação:Água produzida

Salinidade: 10.000 mg/L

UF Stripping

90–95%

Efluente WOSEP Pré-tratamento

>99,5%

No modelo convencional, a água produzida é separada nos sistemas de processamento primário (GOSP), tratada para remoção de óleo e reinjetada em reservatórios, enquanto volumes significativos de água subterrânea — frequentemente não renovável — são utilizados nos processos de dessalinização do petróleo. Essa configuração caracteriza

UF

Remoção de óleo e sólidos

Remoção de óleo e sólidos

Stripping

Removedor de Orgânicos

>99,5%

Produto Final: Água tratada

Osmose Reversa

Produto Final: Água tratada

Eficiência: 70–78%

Salinidade: < 1.000 mg/L

um sistema linear de uso de recursos (“take–make–dispose”), análogo ao paradigma histórico das emissões de CO2 na indústria energética.

Removedor de Orgânicos

Osmose Reversa

Remoção de H₂S e BTEX Redução de TOC Redução da salinidade

Eficiência: 70–78%

Salinidade: < 1.000 mg/L Alta temperatura: 140–150 °F (60–65 °C)

Remoção de H₂S e BTEX

Redução de TOC

A introdução de programas estruturados de reuso, como o Produced Water Reuse Program, altera essa lógica ao promover o fechamento de ciclos materiais, conceito central também nas abordagens

Redução da salinidade

Alto custo

Descarte

Válvula de Mistura

Bomba de Injeção

Desidratador Dessalgadora

Descarte

Poços

Válvula de Mistura

Óleo (mg/L)

Sólidos Suspensos (mg/L)

Salinidade (g/L)

contemporâneas de descarbonização.

pH

Do ponto de vista tecnológico, a arquitetura proposta pela Aramco apresenta paralelos diretos com cadeias CCUS. Assim como no CCUS o fluxo de CO2 é submetido a etapas de captura, condicionamento, transporte e destino final (uso ou armazenamento), o tratamento da água produzida envolve pré-tratamento (remoção de óleo, H2S e compostos orgânicos), seguido de processos de separação avançada — como osmose reversa ou compressão de vapor — para atingir especificações de qualidade que permitam sua reintegração operacional. Essa analogia não é meramente estrutural: em ambos os casos, a viabilidade depende da integração entre múltiplas tecnologias, da gestão de impurezas e da adaptação a diferentes condições de entrada (variabilidade de composição do CO ou da água produzida).

Capacidade típica de dessalinização industrial

Local

Usina offshore modular

Planta onshore em refinaria

Usina de dessalinização estratégica (Oriente Médio)

Água Subterrânea

Capacidade operacional (m³/dia)

1.000 - 10.000

10.000 - 100.000

>200.000

Separador API Água de Lavagem

Desidratador Dessalgadora

de Mistura

Fluxo auxiliar Água produzida

Água Produzida

Efluente WOSEP

Efluente do Dessalgador

Descarte Poços

A implementação de programas

Bomba de Injeção

Alimentação:

Água produzida

Salinidade: 10.000 mg/L

estruturados de reuso de água produzida representa uma abordagem sistêmica para a superação dessas limitações. Fundamentados nos princípios de redução, reciclagem e reuso, esses programas visam transformar correntes residuais em insumos operacionais, promovendo o fechamento de ciclos dentro das próprias instalações industriais. Um aspecto central dessa estratégia é a identificação e caracterização das diferentes correntes de água produzida, que podem variar significativamente em termos de salinidade, carga orgânica e presença de contaminantes. Em geral, distinguem-se duas categorias principais: correntes de baixa salinidade (tipicamente inferiores a 15.000 mg/L de TDS), provenientes de etapas como o efluente de dessalgadores, e correntes de alta salinidade (podendo ultrapassar 100.000 mg/L de TDS), associadas a separadores óleo-água e outros sistemas de tratamento primário.

Dessalinização de água produzida: esquema do processo de membranas

Pré-tratamento

UF

Eficiência: 90–95%

Stripping

Eficiência: >99,5%

Saudi Aramco

Removedor de Orgânicos

Eficiência: >99,5%

Produto Final: Água tratada

Salinidade: < 1.000 mg/L

Osmose Reversa

Eficiência: 70–78%

Remoção de óleo e sólidos

Remoção de H₂S e BTEX

Redução de TOC

Alta temperatura: 140–150 °F (60–65 °C)

Fonte: doi: 10.5004/dwt.2022.28223

A arquitetura tecnológica para o tratamento dessas correntes é tipicamente estruturada em duas etapas principais: pré-tratamento e dessalinização. O pré-tratamento tem como objetivo

Redução da salinidade

condicionar a água produzida, removendo contaminantes que possam comprometer o desempenho de tecnologias subsequentes. Essa etapa envolve a remoção de óleo livre e emulsificado por meio de tecnologias

Válvula

como hidrociclones, flotação induzida por gás e membranas de ultrafiltração, além da extração de gases dissolvidos, como H2S, por processos de stripping químico ou físico. Adicionalmente, compostos orgânicos dissolvidos, incluindo frações de BTEX, podem ser reduzidos por meio de adsorção em resinas ou leitos empacotados, contribuindo para a diminuição do carbono orgânico total (TOC) e mitigando riscos de incrustação e bioincrustação em etapas posteriores.

A etapa de dessalinização, por sua vez, é selecionada em função das características da corrente de entrada, especialmente a salinidade. Para correntes de baixa a média salinidade, tecnologias de membranas, como a osmose reversa (RO), apresentam elevada eficiência e menor consumo energético relativo, sendo capazes de atingir reduções significativas de TDS e produzir água com qualidade compatível com requisitos industriais. No entanto, essas tecnologias são sensíveis à presença de óleo residual e incrustações, o que reforça a importância de um pré-tratamento robusto. Para correntes de alta salinidade, nas quais as limitações termodinâmicas e operacionais das membranas se tornam críticas, tecnologias térmicas como a compressão mecânica de vapor (Mechanical Vapor Compression, MVC) emergem como alternativas viáveis. Embora mais intensivas em energia, essas tecnologias apresentam maior tolerância a variações na composição da água e permitem o tratamento de correntes com elevadas concentrações de sólidos dissolvidos.

A avaliação da viabilidade dessas rotas tecnológicas requer não apenas análise de desempenho, mas também consideração de fatores como maturidade

tecnológica, custos operacionais (OPEX), investimentos de capital (CAPEX) e integração com infraestruturas existentes. Nesse contexto, a aplicação de métricas como os níveis de prontidão tecnológica (Technology Readiness Levels, TRL) permite uma avaliação sistemática do grau de maturidade das diferentes soluções, facilitando a tomada de decisão quanto à sua implementação em escala industrial. Ensaios em campo (field tests) desempenham papel crucial nesse processo, ao validar o desempenho das tecnologias em condições reais de operação, incluindo variações de temperatura, composição química e regime de fluxo.

@Aramco

Resultados empíricos indicam que, com a combinação adequada de pré-tratamento e dessalinização, é possível atingir fatores de recuperação da ordem de 50% a 70%, com produção de água tratada apresentando TDS inferior a 1.000 mg/L, patamar compatível com múltiplas aplicações industriais. Essa água pode ser reintegrada a processos como dessalinização de petróleo, manutenção de poços, perfuração e geração de vapor, reduzindo significativamente a dependência de fontes externas de água. Adicionalmente, a redução do volume de efluentes destinados à disposição final contribui para a mitigação de riscos ambientais e para a diminuição de custos

associados à gestão de resíduos.

Do ponto de vista sistêmico, a adoção de estratégias de reuso de água produzida representa uma mudança paradigmática na gestão de recursos na indústria de óleo e gás, alinhando-se a princípios mais amplos de sustentabilidade e eficiência operacional. Ao transformar um fluxo residual em recurso estratégico, essas abordagens não apenas promovem a conservação de recursos hídricos, mas também criam oportunidades para inovação tecnológica e integração com outras cadeias industriais. Em um cenário de crescente pressão regulatória e demanda por práticas mais sustentáveis, a circularidade da água emerge como elemento central na evolução dos modelos operacionais do setor energético.

Já no final da década de 1970, a Aramco construiu a Usina de Água do Mar de Qurayyah para injetar água do mar, em vez de água subterrânea, em reservatórios, visando melhorar a recuperação de petróleo. A água do mar tratada é transportada por meio de uma complexa rede de dutos até centenas de poços de injeção.

Tanque de água desmineralizada da Raizen

É importante ressaltar que a dessalinização contemporânea não é uma indústria isolada, mas um sistema integrado que combina engenharia pesada, química avançada, automação digital e modelos

financeiros complexos e seu desempenho depende menos de uma tecnologia específica e mais da capacidade de integrar essas camadas em arquiteturas eficientes e resilientes.

A dessalinização está passando de tecnologia marginal para infraestrutura estratégica de segurança hídrica, impulsionada por três vetores convergentes: redução da intensidade energética, valorização da salmoura e digitalização dos sistemas operacionais. Esse reposicionamento redefine o setor, historicamente marcado por alto consumo energético, descarte de efluentes hipersalinos e custos elevados.

A osmose reversa (OR) permanece como tecnologia dominante, sustentada por ganhos acumulados em eficiência

de membranas, bombas de alta pressão e dispositivos de recuperação de energia. No entanto, a fronteira tecnológica atual aponta para avanços não incrementais, mas estruturais: membranas biomiméticas e nanoestruturadas, maior resistência à incrustação e arquiteturas híbridas que integram processos de membrana com etapas térmicas de baixa temperatura ou sistemas eletroquímicos, com potencial de reduzir substancialmente o consumo energético específico.

A integração com energias renováveis

redefine o papel da dessalinização nos sistemas energéticos. Projetos como o Salto de Chira – em Gran Canaria, Espanhailustram uma nova classe de infraestruturas acopladas, nas quais a dessalinização

atua como carga flexível, contribuindo para o balanceamento de sistemas com alta penetração de fontes intermitentes, ao mesmo tempo em que fornece água para usos agrícolas, urbanos e industriais.

O projeto da usina hidrelétrica reversível e dessalinização em Gran Canaria, Espanha, desenvolvido pela Red Eléctrica tem capacidade de 200 MW e armazenamento de 3,5 GWh, e busca aumentar em 37% a energia renovável da ilha, garantindo o fornecimento elétrico e a segurança hídrica, com 91% da infraestrutura subterrânea.

O principal passivo ambiental — a salmoura — está sendo reinterpretado como fluxo de valor. Tecnologias emergentes, como eletrodiálise avançada, cristalização por membrana e sistemas eletroativados, viabilizam a recuperação de sais e minerais estratégicos (magnésio, lítio), além de rotas para descarte zero de líquidos (ZLD). Essa

transição de “resíduo” para “recurso” altera a economia do setor, com potencial de transformar plantas de dessalinização em plataformas integradas de água e materiais. Contudo, limitações termodinâmicas, baixas concentrações e custos de separação ainda restringem a viabilidade em escala comercial.

@Tedagua

matéria de capa

Em paralelo, tecnologias de dessalinização eletroquímica — como eletrodiálise (ED) e desionização capacitiva (MCDI) — ganham relevância, sobretudo para águas salobras e efluentes industriais. Essas rotas apresentam menor consumo energético e permitem remoção seletiva de íons, abrindo caminho para integração com cadeias de minerais críticos e ampliando o escopo da dessalinização para além da produção de água.

A terceira transformação é digital. A incorporação de inteligência artificial, sensores IoT e gêmeos digitais permite migrar de operação reativa para controle preditivo, com otimização em tempo real de energia, fouling de membranas e ciclos de manutenção. Os ganhos incluem aumento de disponibilidade, extensão da vida útil de ativos e redução do custo total da água produzida, além de viabilizar unidades descentralizadas com menor dependência de operadores especializados.

Apesar dos avanços, persistem desafios estruturais. A pegada de carbono da dessalinização continua fortemente dependente da matriz elétrica: processos térmicos (MSF, MED) e mesmo a OR apresentam emissões elevadas quando alimentados por fontes fósseis. Assim, a expansão do setor está condicionada à descarbonização simultânea dos sistemas energéticos.

Do ponto de vista econômico e institucional, o setor exige CAPEX intensivo, modelos de financiamento complexos e marcos regulatórios ainda incipientes, especialmente para integração com energias renováveis, recuperação de recursos e modelos descentralizados. Há uma tendência crescente de financiadores priorizarem projetos híbridos e de baixo

carbono, mas a viabilidade em mercados menores ainda depende de inovação regulatória e contratual.

No plano sistêmico, a agenda de P&D se desloca de uma engenharia de processos isolada para uma abordagem multidisciplinar, envolvendo ciência de materiais, eletroquímica, ecologia marinha e ciência de dados. As prioridades de curto prazo incluem: validação econômica da valorização da salmoura, robustez operacional de gêmeos digitais em condições reais e durabilidade de novas gerações de membranas.

Ou seja, a dessalinização está evoluindo de solução de último recurso para componente estruturante de sistemas hídricos resilientes, desde que consiga alinhar eficiência energética, circularidade de materiais e inteligência operacional – a viabilidade dessa transição depende menos da maturidade tecnológica e mais da capacidade de integração entre políticas públicas, financiamento e planejamento energético-hídrico de longo prazo.

Um programa robusto de tratamento de água e efluentes reduz risco operacional (paradas não programadas), impacto ambiental (contaminação marinha e terrestre), risco reputacional, exposição a penalidades regulatórias.

Em usinas de etanol e biogás, o tratamento de efluentes industriais pode gerar biodigestão anaeróbia/biogás, redução de DBO/DQO, reuso em lavagem industrial. Estudos técnicos mostram que plantas integradas podem reduzir o consumo hídrico em 20 % a 50 % quando práticas de reuso são aplicadas e exemplos notáveis desses cuidados são Raízen e BP Bunge Bioenergia, que investem em reuso intensivo e recuperação energética do biogás.

Digitalização tem lugar especial

A digitalização melhora o controle e a performance dos sistemas de tratamento de águas industriais com sensores IoT para monitorar pH, turbidez, salinidade em tempo real, com modelos de digital twins para prever manutenção e IA para otimizar o consumo de reagentes e energia.

Usando métricas claras de gestão hídrica, intensidade de carbono, reuso e descarte responsável exigidas pelos investidores, organizações como Global

Reporting Initiative (GRI) e frameworks de sustentabilidade vinculam performance hídrica a acesso a crédito e custo de capital.

A gestão de água e efluentes industriais é uma competência estratégica, não apenas um requisito ambiental. A adoção de tecnologias avançadas, integração com energias renováveis e digitalização permite a redução de custos operacionais, melhoria de performance ambiental, a mitigação de riscos e a atração de investimentos.

Braskem: o reuso como infraestrutura industrial

A Aquapolo é o maior empreendimento de produção de água reciclada na América Latina, com capacidade de produzir até 1.000 litros de água reciclada por segundo

A gestão hídrica na indústria petroquímica brasileira vem passando por uma inflexão relevante: deixa de ser uma agenda de eficiência operacional para se consolidar como elemento estruturante de resiliência. No caso da Braskem, essa mudança é explícita — a água não é apenas um insumo produtivo, mas um fator crítico de continuidade do negócio em cenários de crescente estresse hídrico.

Com consumo anual de 68,5 milhões de m³ (2024) e consumo específico de 4,37 m³ por tonelada produzida, a companhia opera em uma lógica de gestão por bacia hidrográfica, na qual risco hídrico e estratégia industrial são tratados de forma integrada. Esse modelo tem sustentado uma trajetória consistente de redução de intensidade hídrica e posiciona a empresa entre as lideranças globais do CDP Water.

Segundo Luiz Carlos Xavier, responsável pela agenda de adaptação às mudanças climáticas na Braskem, a segurança hídrica deixou de ser um tema ambiental isolado para se tornar um eixo de resiliência operacional:

“A água é um recurso essencial para a produção química, especialmente em sistemas de resfriamento e geração de vapor. Diante das mudanças climáticas, tratamos a segurança hídrica como um pilar estratégico para garantir a continuidade das operações.”

@Aquapolo

Essa abordagem se materializa de forma mais evidente em regiões críticas, como o ABC paulista, onde o índice de reuso hídrico atinge aproximadamente 99%. No consolidado da companhia, o reuso ainda representa 11% (2024), refletindo a heterogeneidade dos processos produtivos e das condições regionais.

Mais do que um indicador, o reuso é tratado como arquitetura operacional. A parceria com o Aquapolo — maior empreendimento de reuso industrial da América do Sul — exemplifica essa lógica. A maior planta de reuso da América do Sul - fruto de uma parceria entre a BRK Ambiental, Brookfield e a Sabesp Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo - transforma esgoto doméstico tratado em insumo industrial, por meio de rotas avançadas que incluem tratamento biológico terciário, ultrafiltração e osmose reversa: são cerca de 8 milhões de m³ de água por ano deixam de ser captados de fontes convencionais apenas nas unidades atendidas pelo sistema. Em escala mensal, isso representa uma economia de aproximadamente 212 milhões de litros de água doce — volume equivalente ao abastecimento de cerca de 35 mil pessoas.

A Braskem desempenhou um papel fundamental para tornar real essa iniciativa ao garantir um contrato de longo prazo para a aquisição da água proveniente do reuso de esgoto. Para a Braskem, o conceito de reuso vai além da substituição de fonte: “O reuso envolve uma visão integrada de gestão hídrica. Trata-se de reinserir no processo industrial um recurso que já passou por outro ciclo, como o esgoto tratado, garantindo qualidade e volume para atender à produção. Isso reduz a pressão sobre mananciais e aumenta a resiliência da operação,” afirma Luiz. Essa estratégia se mostrou relevante durante a crise hídrica de 2014–2015, quando o uso intensivo de água de reuso permitiu à companhia não apenas manter, mas ampliar suas operações, evitando perdas produtivas em um cenário de escassez.

Do ponto de vista tecnológico, a aplicação da água reciclada segue uma lógica de alocação eficiente: é direcionada prioritariamente para usos de grande volume e menor exigência sanitária, como torres de resfriamento e limpeza industrial. Essa decisão preserva água potável para usos mais nobres e maximiza o impacto do reuso na redução da captação.

@Aquapolo

A robustez do sistema está na sua modularidade

O modelo adotado no Aquapolo combina diferentes etapas de tratamento — biológico, membranas e osmose reversa — permitindo ajustar a qualidade da água conforme a aplicação industrial. Essa flexibilidade é fundamental para garantir confiabilidade em ambientes produtivos contínuos.

A estratégia de circularidade também avança para além de São Paulo. No Rio de Janeiro, a Braskem estruturou, em parceria com a Aegea, um projeto que integra saneamento básico e reuso industrial em Duque de Caxias. A iniciativa levará coleta e tratamento de esgoto a cerca de 266 mil pessoas e, simultaneamente, fornecerá água de reuso para as operações industriais, com capacidade de 850 m³/h.

Esse tipo de arranjo evidencia um movimento mais amplo: a convergência entre infraestrutura urbana e demanda industrial, na qual o tratamento de efluentes deixa de ser fim de linha e passa a integrar

cadeias produtivas.

Desde 2002, a Braskem já investiu mais de R$ 280 milhões em projetos de eficiência hídrica, incluindo reuso, otimização de processos e novas tecnologias. O impacto é direto: a companhia evita mensalmente o consumo de centenas de milhões de litros de água doce, reduzindo conflitos pelo uso do recurso em regiões sensíveis.

No plano estratégico, a Braskem integra iniciativas como o Movimento +Água (Pacto Global) e o Compromisso Empresarial Brasileiro para a Segurança Hídrica (CEBDS), com meta de atingir 100% de captação em fontes seguras até 2030. Mais do que metas, esses movimentos indicam uma mudança de paradigma. O reuso deixa de ser uma solução incremental e passa a ser tratado como infraestrutura essencial da indústria — uma resposta concreta a um cenário em que a disponibilidade hídrica deixa de ser garantida e passa a ser condicionante do próprio crescimento econômico.

Carbono: resíduo ou recurso?

A captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS) deixou de ser uma tecnologia periférica para ocupar o centro do debate sobre transição energética. Em cenários globais de descarbonização, elaborados por instituições como a IEAInternational Energy Agency e amplamente discutidos por consultorias estratégicas, o CCUS aparece como um dos poucos instrumentos capazes de lidar com emissões de setores difíceis de eletrificar — cimento, aço, química e aviação. Segundo a S&P Global, há um consenso crescente de que tecnologias de captura, armazenamento e utilização de carbono são necessárias para atingir metas de neutralidade climática, sobretudo porque esses setores respondem por cerca de 30% das emissões globais e não possuem alternativas maduras de abatimento total.

Ainda assim, esse consenso é mais teórico do que operacional.

CCUS engloba diversas opções técnicas que podem armazenar ou utilizar carbono. Devido a essa diversidade de aplicações, a Agência Internacional de Energia e a Nordic Energy Research chegaram a afirmar que a CCUS “representa a opção mais importante entre as novas tecnologias para reduzir as emissões industriais de CO2 depois de 2030. Atualmente, existem grandes incertezas sobre como implantar a CCS

A McKinsey & Company observa que a implantação de CCUS permanece limitada, com custos elevados —entre US$ 50 e US$ 100 por tonelada de CO2 capturada — e forte dependência de incentivos regulatórios. A escalabilidade, portanto, não é apenas um problema tecnológico, mas sobretudo econômico e institucional.

Nesse contexto, a arquitetura regulatória

torna-se decisiva. Políticas como o crédito fiscal 45Q dos EUA ou mecanismos emergentes de precificação de carbono têm sido determinantes para viabilizar projetos. Como resume a S&P Global, o setor enfrenta uma combinação de altos custos, fragmentação de mercado e suporte político insuficiente, exigindo múltiplas fontes de receita para viabilização financeira.

Tecnologias e cadeias: CCS, DAC e CCU

Do ponto de vista tecnológico, o ecossistema CCUS se organiza em três grandes blocos: captura em fonte pontual (indústria e energia), captura direta do ar (DAC), e bioenergia com captura (BECCS).

A McKinsey destaca que a captura em fontes industriais será dominante no curto

Bratland

Jørgen

@Ole

prazo, enquanto o DAC permanece uma aposta de longo prazo, com potencial de viabilizar emissões negativas e cadeias industriais descentralizadas.

Mas é na bifurcação entre armazenar (CCS) e utilizar (CCU) que o debate ganha profundidade.

Projeto Aurora Boreal da Equinor

Armazenar ou usar: diferença estrutural

O carbono capturado pode seguir dois caminhos: o armazenamento geológico (CCS), o que significa uma remoção permanente (por enquanto) e a utilização (CCU), ou seja, sua conversão em produtos. A distinção não é apenas técnica, mas econômica e filosófica.

Segundo a McKinsey, a utilização tem uma vantagem clara: gerar receita para compensar custos de captura e transporte. Já o armazenamento puro permanece essencialmente um custo, ainda que necessário, para emissões residuais.

Por outro lado, o Boston Consulting

Group alerta que a utilização não substitui o armazenamento e seu impacto climático depende criticamente da origem do CO2, da eficiência do processo e do destino final do produto.

Em termos estruturais está-se falando em remoção permanente (CCS) ou circularidade do carbono (CCU). E essa distinção é central porque enquanto o CCS atua como sumidouro, o CCU cria uma economia circular do carbono, na qual o CO2 passa a ser insumo para combustíveis sintéticos, materiais de construção e produtos químicos.

Economia do carbono: custo versus valor

O maior entrave do CCS continua sendo econômico.

De acordo com a S&P Global, a captura representa 60% a 70% do custo total de um projeto, sendo a etapa mais intensiva em energia e capital.

Além disso, trata-se de um investimento de longo prazo, com ciclos de 15 a 25 anos e necessidade de monitoramento contínuo — o que aumenta o risco financeiro e regulatório.

Já o CCU introduz uma lógica distinta. Ele cria e fortalece mercados como os de e-fuels, e-metanol, diversos materiais, hidrogênio verde e ainda possibilita a monetização do carbono. No entanto, essa lógica traz uma ambiguidade crítica: o carbono utilizado pode ser reemitido, especialmente no caso de combustíveis sintéticos. Ou seja, CCU nem sempre reduz emissões absolutas, pode acontecer de ele apenas substituir carbono fóssil.

Prós e contras: uma tecnologia sob tensão

O debate sobre CCUS reflete uma tensão estrutural entre pragmatismo industrial e crítica sistêmica. Com ponderações muito razoáveis de ambos os lados, mas tendo em comum a incerteza sobre impacto climático líquido.

Essa ambivalência é sintetizada pela própria S&P Global ao destacar que o CCS é tecnicamente viável, mas enfrenta incertezas de mercado, políticas e econômicas que limitam sua adoção.

CCS — Quadro comparativo crítico (prós × contras)

Dimensão

Argumentos PRÓ CCS

Argumentos CONTRA CCS

Papel na descarbonização

Escalabilidade

Custo sistêmico

Transição energética

Aplicações industriais

Considerado essencial para atingir metas de net zero, especialmente em setores hard-to-abate (cimento, aço, química)

Modelos da IEA indicam potencial de reduzir até ~20% das emissões globais

Pode reduzir o custo total da transição energética ao evitar substituição imediata de ativos existentes

Permite transição gradual, evitando choque econômico em setores intensivos em carbono

Uma das poucas soluções viáveis para emissões de processo (ex: calcinação no cimento)

Contribuição real ainda marginal: CCS captura <0,1% das emissões globais -> impacto sistêmico questionado

Evidência empírica mostra falhas recorrentes e baixa taxa de sucesso em projetos reais (Petra Nova, Gorgon etc.)

Alto CAPEX/OPEX + necessidade de subsídios -> economicamente inviável sem apoio público massivo

Críticos afirmam que prolonga dependência de fósseis e atrasa renováveis

Alternativas emergentes (eletrificação, hidrogênio verde, materiais alternativos) podem tornar CCS redundante

Segurança energética

Remoção de carbono (CDR)

Mantém infraestrutura existente (refinarias, termoelétricas) enquanto reduz emissões

Tecnologias como BECCS podem gerar emissões negativas

Pode gerar lock-in tecnológico em cadeias fósseis de longo prazo

Eficiência energética baixa; pode consumir mais energia do que evita emissões (trade-off energético)

Armazenamento geológico

Monitoramento e responsabilidade

Evidências indicam potencial de armazenamento em aquíferos salinos e reservatórios exauridos

Tecnologias de monitoramento estão evoluindo (sensoriamento, modelagem)

Riscos de vazamento, falha de caprock e incerteza geológica persistem

Necessidade de monitoramento por décadas ou séculos, com responsabilidade legal indefinida

podem gerar emissões negativas

pode consumir mais energia do que evita emissões (trade-off energético)

Armazenamento geológico

Dimensão

Monitoramento e responsabilidade

Papel na descarbonização

Maturidade tecnológica

Escalabilidade

Financiamento e mercado

Custo sistêmico

Uso do CO₂ (CCUS)

Evidências indicam potencial de armazenamento em aquíferos salinos e reservatórios exauridos

CCS — Quadro comparativo crítico (prós × contras)

Argumentos PRÓ CCS

Tecnologias de monitoramento estão evoluindo (sensoriamento, modelagem)

Considerado essencial para atingir metas de net zero, especialmente em setores hard-to-abate (cimento, aço, química)

Já existe há décadas (EOR, projetos piloto) -> tecnologia conhecida

Modelos da IEA indicam potencial de reduzir até ~20% das emissões globais

Incentivos como créditos de carbono (ex: 45Q nos EUA) tornam projetos viáveis

Pode reduzir o custo total da transição energética ao evitar substituição imediata de ativos existentes

CO₂ pode ser reutilizado (EOR, combustíveis sintéticos, materiais)

Riscos de vazamento, falha de caprock e incerteza geológica persistem

Argumentos CONTRA CCS

Contribuição real ainda marginal: CCS captura <0,1% das emissões globais -> impacto sistêmico questionado

Necessidade de monitoramento por décadas ou séculos, com responsabilidade legal indefinida

Histórico de subperformance e baixa captura efetiva (às vezes <30% no longo prazo)

Evidência empírica mostra falhas recorrentes e baixa taxa de sucesso em projetos reais (Petra Nova, Gorgon etc.)

Dependência de incentivos voláteis -> risco regulatório elevado

Alto CAPEX/OPEX + necessidade de subsídios -> economicamente inviável sem apoio público massivo

Uso em EOR pode aumentar produção de petróleo, anulando benefícios climáticos

Governança e política pública

Transição energética

Permite transição gradual, evitando choque econômico em setores intensivos em carbono

Integração com políticas climáticas e industriais em vários países

Críticos afirmam que prolonga dependência de fósseis e atrasa renováveis

Falta de governança global e frameworks transfronteiriços robustos

Narrativa estratégica

Aplicações industriais

Segurança energética

Remoção de carbono (CDR)

Ferramenta complementar (não substitutiva) na cesta de soluções climáticas

Uma das poucas soluções viáveis para emissões de processo (ex: calcinação no cimento)

Daí emergem três desafios principais de forma consistente: a escala - a McKinsey estima que a captura global precisaria crescer mais de 100 vezes até 2050 para atender metas climáticas -, a energia - CCUS é intensivo em energia, o que cria dependência de renováveis baratas

Mantém infraestrutura existente (refinarias, termoelétricas) enquanto reduz emissões

Tecnologias como BECCS podem gerar emissões negativas

Muitos críticos veem como distração política ou greenwashing

Alternativas emergentes (eletrificação, hidrogênio verde, materiais alternativos) podem tornar CCS redundante

e de sistemas como armazenamento energético (BESS) para viabilizar cadeias como Power-to-X -, e o próprio modelo de negócio, já que os projetos exigem contratos de longo prazo, infraestruturas compartilhadas (hubs) e integração entre setores.

Pode gerar lock-in tecnológico em cadeias fósseis de longo prazo

Eficiência energética baixa; pode consumir mais energia do que evita emissões (trade-off energético)

Perspectivas globais e para o Brasil

Armazenamento geológico

Evidências indicam potencial de armazenamento em aquíferos salinos e reservatórios exauridos

Riscos de vazamento, falha de caprock e incerteza geológica persistem

Globalmente, a tendência é de crescimento, com forte dependência de políticas públicas. A criação de hubs industriais de carbono, integrando múltiplos emissores, é vista como caminho para redução de custos e escala.

Monitoramento e responsabilidade

No Brasil, o cenário é singular já que o país tem vantagem geológica no Pré-

Tecnologias de monitoramento estão evoluindo (sensoriamento, modelagem)

Necessidade de monitoramento por décadas ou séculos, com responsabilidade legal indefinida

Sal por exemplo, experiência operacional e abundância de renováveis (base para CCU e e-fuels). Os problemas são velhos conhecidos: regulação incompleta, ausência de um mercado robusto de carbono e baixa integração industrial. O

O que a experiência real revela

A análise de projetos emblemáticos revela um padrão recorrente: viabilidade técnica com fragilidade econômica e institucional. O projeto Sleipner, operado pela Equinor na Noruega, é frequentemente

que coloca o país diante de uma bifurcação estratégica: tornar-se líder em CCS offshore ou avançar para uma economia circular do carbono (CCU + hidrogênio + combustíveis sintéticos).

citado como o caso de maior sucesso. Em operação desde 1996, ele captura cerca de 1 milhão de toneladas de CO2 por ano, armazenando-o em aquíferos salinos no Mar do Norte.

Instalações da Northern Lights, em Øygarden, na Noruega: injeção de CO2 no fundo do mar

Seu sucesso, no entanto, não é apenas técnico. Ele está diretamente associado à introdução de um imposto sobre carbono na Noruega, que tornou economicamente viável capturar e armazenar CO2 em vez de liberá-lo, demonstrando que a viabilidade depende tanto da política quanto da

tecnologia.

A Equinor se consolidou como uma das poucas empresas globais a estruturar o carbono como linha de negócio autônoma e não apenas como instrumento de mitigação. Diferentemente de outras majors, sua estratégia em CCUS é centrada

@Equinor

no desenvolvimento de infraestrutura de transporte e armazenamento geológico, posicionando-se como provedora de serviços para terceiros. Esse modelo tem raízes em projetos pioneiros como Sleipner, em operação desde 1996, e foi ampliado com iniciativas como o Northern Lights, considerado o primeiro hub comercial aberto de armazenamento de CO2 na Europa. Nesse arranjo, emissores industriais contratam serviços de transporte e injeção offshore, criando uma lógica de mercado baseada em storage as a service. A própria empresa resume sua abordagem afirmando

que está “desenvolvendo cadeias de valor completas para captura, transporte e armazenamento de CO2”, com foco em escala e integração industrial.

Ao mesmo tempo, a atuação da Equinor em utilização de carbono (CCU) permanece secundária e fortemente associada à produção de hidrogênio azul, enquanto tecnologias como captura direta do ar (DAC) são tratadas como apostas de longo prazo. Essa configuração revela uma escolha estratégica clara: o carbono não é tratado como produto, mas como infraestrutura logística e regulada.

Em contraste, o projeto Petra Nova, nos EUA, ilustra a fragilidade econômica do modelo. Iniciado em 2017, capturava cerca de 1,4 milhão de toneladas por ano, utilizando o CO2 para recuperação avançada de petróleo (EOR). Apesar do sucesso técnico, o projeto foi suspenso em 2020 após a queda do preço do petróleo, evidenciando sua dependência de receitas externas. Mas em 2023, Petra Nova está novamente em funcionamento.

A Petra Nova, avaliada em US$ 1 bilhão, foi projetada para transportar CO2

capturado de uma usina termelétrica a carvão localizada a cerca de 130 km de distância, para recuperação aprimorada de petróleo em um campo petrolífero maduro. A JX Nippon — uma subsidiária da japonesa de petróleo e mineração Eneos Holdings — adquiriu a totalidade da Petra Nova quando a concessionária de energia elétrica NRG Energy vendeu sua participação restante de 50% no projeto de CCUS por apenas US$ 3,6 milhões. A NRG permanece proprietária e operadora da usina de carvão de 3,6 GW.

@PetroNova

Outro caso emblemático é o Gorgon, na Austrália, operado pela Chevron. Projetado para capturar até 4 milhões de toneladas por

ano, é um dos maiores projetos do mundo — mas enfrentou atrasos, falhas técnicas e desempenho abaixo do esperado.

Segundo a Chevron, a principal razão para o baixo desempenho do Gorgon está na pressão do reservatório, que precisa ser mantida dentro de uma determinada faixa, ou seja, a pressão do sistema de injeção de CO2 teve que ser controlada.

Para mitigar esse e outros problemas, a Chevron implementou medidas para remover a água presente no reservatório e reduzir a pressão, construindo diversos poços de produção e injeção de água, além de infraestrutura para tratamento de

água. Adicionalmente, para compensar a falta de CO2 capturado, a Chevron adquiriu cerca de 10 milhões de créditos de carbono.Todas essas medidas aumentaram os custos do projeto consistentemente.

A Chevron recebeu uma subvenção governamental de US$ 60 milhões para o projeto.

Esses três casos — Sleipner, Petra Nova e Gorgon — sintetizam o estado atual do CCUS: é tecnicamente viável, mas economicamente condicionado e institucionalmente dependente. Mas é um setor em expansão, com outras empresas atuando fortemente. A Shell, por exemplo, adota uma abordagem diversificada, combinando CCS com investimentos em CCU e cadeias de valor associadas a combustíveis sintéticos e hidrogênio.

Projetos como o hub de Rotterdam

Modelos de carbono

Estratégia

Infraestrutura de carbono Core (armazenamento offshore)

ilustram essa lógica de integração entre captura, uso e infraestrutura energética. A empresa afirma estar “construindo soluções integradas de descarbonização para clientes industriais”.

A ExxonMobil aposta fortemente na escala do CCS como negócio central. A empresa tem defendido a criação de grandes hubs nos Estados Unidos, com capacidade de capturar dezenas de milhões de toneladas por ano, posicionando-se como operadora de infraestrutura de carbono em larga escala. E na Petrobras, o CCS assume uma função distinta: a tecnologia está profundamente integrada às operações do Pré-Sal, sendo utilizada principalmente para reinjeção de CO2 associado ao gás natural – ainda que a companhia destaque essa prática na redução da intensidade de carbono da produção.

Storage as a service

Portfólio diversificado Forte (hubs globais) Relevante (combustíveis, químicos) Parcerias Integração energética

Escala industrial CCS Core (grandes hubs) Limitado P&D Monetização via infraestrutura

CCS operacional Integrado ao upstream Muito limitado Incipiente Eficiência na produção

A comparação entre essas empresas revela diferentes interpretações estratégicas do papel do carbono na transição energética. E essa diferença é fundamental: enquanto Equinor, Shell e ExxonMobil estruturam o CCS como negócio emergente ou infraestrutura comercial, a Petrobras o utiliza como solução operacional integrada à produção de petróleo.

Secundário Piloto

Quem ganha × quem perde com CCU / CCUS

Distribuição de valor, risco e poder na economia do carbono

Grupo / Stakeholder

Empresas de óleo e gás (ex: ExxonMobil, Shell, Petrobras)

Ganhos (curto e médio prazo)

Extensão da vida útil dos ativos fósseis; monetização de CO₂; acesso a mercados regulados

Perdas/ Riscos (médio e longo prazo)

Empresas de energia

renovável

Indústrias hard-to-abate (cimento, aço, química)

Integração com hidrogênio e e-fuels; aumento da demanda por energia limpa

Única rota viável de descarbonização em muitos casos; manutenção da competitividade

Empresas de engenharia e tecnologia

Infraestrutura (hubs, transporte, storage)

Investidores institucionais / ESG

Novos mercados (captura, compressão, monitoramento); contratos de longo prazo

Governos

Crítica

Risco de ativos encalhados no longo prazo; dependência de subsídios; pressão ESG Maiores beneficiários no curto prazo; podem reforçar lock-in

Competição por capital com CCUS; possível atraso na eletrificação direta Ganham indiretamente, mas disputam prioridade

Alto custo de adaptação; dependência de infraestrutura de terceiros

Dependência de políticas públicas e escala

Criação de novo mercado logístico (CO₂ como serviço) Alto CAPEX; risco regulatório; incerteza de demanda

Novas classes de ativos; diversificação; acesso a mercados regulados

Desenvolvimento

industrial; empregos; cumprimento parcial

Incerteza tecnológica e regulatória; risco reputacional

Alto custo fiscal; necessidade de subsídios; risco

Benefício estrutural dependem do CCUS

Ganham com expansão do setor

Novo setor emergente (alto risco/alto retorno)

Oportunidade com alta volatilidade

Ganham em política industrial, perdem em

transporte, storage)

Investidores institucionais / ESG

Grupo / Stakeholder

Ganhos (curto e médio prazo)

Novas classes de ativos; diversificação; acesso a mercados regulados

incerteza de demanda risco/alto retorno)

Incerteza tecnológica e regulatória; risco reputacional

Perdas/ Riscos (médio e longo prazo)

Governos

Contribuintes / sociedade (curto prazo)

Grupo / Stakeholder

Sociedade (longo prazo)

Contribuintes / sociedade (curto prazo)

ONGs ambientais críticas (ex: Greenpeace)

Sociedade (longo prazo)

ONGs ambientais

Academia

críticas (ex: Greenpeace)

PMEs industriais

Academia

PMEs industriais

Crítica

Oportunidade com alta volatilidade

Potencial manutenção de empregos e estabilidade econômica

Ganhos (curto e médio prazo)

Desenvolvimento industrial; empregos; cumprimento parcial de metas climáticas

Redução parcial de emissões; transição mais gradual

Potencial manutenção de empregos e estabilidade econômica

Poucos ganhos diretos

Redução parcial de emissões; transição mais gradual

Expansão de pesquisa e financiamento; novos campos científicos

Poucos ganhos diretos

Alto custo fiscal; necessidade de subsídios; risco político

Socialização de custos; subsídios indiretos

Perdas/ Riscos (médio e longo prazo) Crítica

Risco de prolongamento do uso de fósseis; emissões residuais

Socialização de custos; subsídios indiretos

Perda de espaço narrativo; risco de desvio de investimentos de renováveis

Risco de prolongamento do uso de fósseis; emissões residuais

Pagam parte relevante da conta

Ganham em política industrial, perdem em pressão fiscal

Benefício condicionado à boa governança

Pagam parte relevante da conta

Tendem a ver CCUS como problema estrutural

Benefício condicionado à boa governança

Frustração com baixa implementação prática; politização do debate

Perda de espaço narrativo; risco de desvio de investimentos de renováveis

Atua como contrapeso crítico

Tendem a ver CCUS como problema estrutural

Acesso potencial a soluções compartilhadas (hubs)

Expansão de pesquisa e financiamento; novos campos científicos

Acesso potencial a soluções compartilhadas (hubs)

O debate sobre CCUS está evoluindo rapidamente de uma lógica de mitigação para uma lógica de transformação industrial.

Exclusão por custo e escala; perda de competitividade

Frustração com baixa implementação prática; politização do debate

Exclusão por custo e escala; perda de competitividade

Atua como contrapeso crítico

Tendem a perder sem políticas específicas

Tendem a perder sem políticas específicas

Mais do que decidir onde armazenar carbono, a questão central passa a ser como integrar o carbono à economia sem

comprometer a redução líquida de emissões

Nesse novo paradigma, CCS e CCU não são alternativas excludentes, mas componentes de um sistema híbrido. Um (CCS) como infraestrutura de remoção permanente e o outro (CCU) como base de uma nova indústria carbono-intensiva,

porém circular.

O sucesso dessas tecnologias vai depender menos da tecnologia — já amplamente conhecida — e mais da capacidade de alinhar política pública, financiamento, energia e mercado em uma arquitetura coerente de longo prazo.

Stakeholders em CCS (Carbon Capture and Storage) Arquitetura de interesses (visão sistêmica)

Stakeholder

Petrolíferas

(IOCs/NOCs)

Posição típica

Motivação central Risco percebido

Pró -CCS Preservar ativos fósseis + reposicionam ento “low carbon”

Governos (OCDE) Condicio nal

Perda de relevância no net zero

Estratégia dominante

Governos emergentes (ex: Brasil)

Cumprir metas climáticas com menor custo sistêmico

Estratégic o Desenvolvime nto econômico + transição gradual

Custo fiscal elevado

Investiment o em CCUS + hubs + EOR

Barreiras de financiamento

Incentivos (ex: créditos fiscais, subsídios)

ONGs climáticas (mainstream)

Crítico

Evitar lock-in fóssil Greenwashing

Integração com política industrial

Pressão regulatória + advocacy anti-CCS Apoio

Stakeholder

Petrolíferas (IOCs/NOCs) Pró -CCS Preservar ativos fósseis + reposicionam ento “low carbon”

Posição típica

Perda de relevância no net

zero

Motivação central Risco percebido

Investiment o em CCUS + hubs + EOR

Estratégia dominante

Investidores (ESG) Oportunis ta Novas classes de ativos

Governos (OCDE) Condicio nal Cumprir metas climáticas com menor custo sistêmico

Indústrias hard-toabate Pró -CCS

Governos emergentes (ex: Brasil)

Falta de alternativas viáveis

Sociedade civil Desconfia da Justiça climática

Estratégic o Desenvolvime nto econômico + transição gradual

Risco regulatório/tecnol ógico

Custo fiscal elevado

Custo operacional

Portfólio híbrido (renewables + CCS)

Incentivos (ex: créditos fiscais, subsídios)

Parcerias com CCS hubs

Barreiras de financiamento

Externalização de riscos

ONGs climáticas (mainstream)

Crítico

Evitar lock-in fóssil

ONGs pragmáticas/tecnoló gicas Moderado

Redução líquida de emissões

Greenwashing

Academia

Dividida

Avaliação baseada em evidência

Escalabilidade incerta

Gap entre modelo e realidade

Integração com política industrial

Oposição local (licenciame nto)

Pressão regulatória + advocacy anti-CCS

Apoio seletivo (setores hard-toabate)

Produção de estudos críticos

O gargalo energético do sistema global em regime de disrupção

A escalada recente do conflito envolvendo o Irã reconfigura um dos pontos nevrálgicos da infraestrutura energética global: o Estreito de Ormuz. Mais do que um corredor marítimo, ele é o principal choke point do sistema petrolífero internacional, responsável pelo trânsito de cerca de um quinto do petróleo comercializado por via marítima e volumes críticos de gás natural liquefeito. A materialização de riscos — antes tratados como cenários de baixa probabilidade — desloca o debate para o campo da disrupção efetiva, com impactos já observáveis sobre fluxos logísticos, seguros marítimos e formação de preços.

A contração do tráfego na região, combinada a ataques assimétricos, interferência em sistemas de navegação e retração de cobertura securitária, expõe uma vulnerabilidade estrutural: a dependência de um corredor com baixa redundância

operacional. Mesmo com alternativas parciais — como oleodutos terrestres na Península Arábica — a capacidade de desvio permanece insuficiente frente a uma interrupção prolongada. O resultado imediato é a compressão da oferta marginal e a elevação da volatilidade nos mercados de petróleo e gás.

Nesse contexto, o posicionamento de entidades técnicas e institucionais torna-se um indicador relevante da leitura de risco e das respostas possíveis. O IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás tem enfatizado a necessidade de resiliência operacional e diversificação de rotas e mercados, destacando que o Brasil, embora não dependa diretamente de importações via Ormuz, está inserido em um sistema global de preços e, portanto, sujeito a efeitos indiretos relevantes, especialmente sobre derivados e fretes marítimos. A entidade

também ressalta a oportunidade estratégica para exportadores com capacidade de resposta rápida, como o Pré-Sal brasileiro, em cenários de restrição de oferta.

A EPE - Empresa de Pesquisa Energética, por sua vez, reforça em suas análises prospectivas a importância de instrumentos de planejamento energético que considerem choques exógenos de grande magnitude. A leitura técnica aponta para a necessidade de ampliar estoques estratégicos, diversificar a matriz e fortalecer a infraestrutura logística doméstica, reduzindo a exposição a volatilidades externas — especialmente em um contexto de crescente integração entre mercados de petróleo, gás e eletricidade.

No segmento industrial, a Abiquim - Associação Brasileira da Indústria Química alerta para os efeitos de segunda ordem sobre cadeias petroquímicas e de fertilizantes. A elevação dos preços de hidrocarbonetos e insumos básicos tende a pressionar custos industriais, afetando competitividade e podendo gerar repasses inflacionários. A entidade destaca que a indústria química brasileira, já exposta a desafios estruturais de custo, pode enfrentar agravamento de assimetrias frente a competidores internacionais em cenários de energia mais cara.

De forma convergente, o Sindicom - Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes enfatiza os impactos sobre o downstream, particularmente na formação de preços de combustíveis e na logística de abastecimento. A volatilidade internacional tende a se refletir, com defasagens variáveis, no mercado doméstico, exigindo maior previsibilidade regulatória e coordenação entre agentes para mitigar riscos de desabastecimento e oscilações abruptas.

No âmbito governamental, o Ministério de Minas e Energia adota postura de monitoramento contínuo, avaliando impactos sobre segurança energética, balança comercial e política de estoques. A leitura institucional reforça que, embora o Brasil possua relativa autonomia em petróleo bruto, permanece sensível a choques internacionais via preços e derivados, o que exige calibragem fina de instrumentos de política energética e coordenação com agentes de mercado.

No plano internacional, a OPEC+ emerge novamente como ator central. A capacidade do grupo de ajustar níveis de produção torna-se variável crítica para amortecer — ou amplificar — o choque de oferta. Sinalizações recentes indicam cautela: aumentos coordenados de produção podem mitigar pressões de preço, mas esbarram em limitações de capacidade ociosa efetiva e em considerações geopolíticas mais amplas. A dinâmica interna do grupo, portanto, adiciona uma camada adicional de incerteza ao equilíbrio de mercado.

Do ponto de vista técnico-marítimo, a crise evidencia a evolução de um ambiente de risco híbrido, no qual ameaças convencionais se combinam a disrupções tecnológicas — como interferência em GPS e ataques cibernéticos — afetando diretamente a rastreabilidade e a segurança das operações. Esse novo paradigma exige revisão de protocolos de risco, seguros e compliance, com impactos sobre custos logísticos globais.

As consequências extrapolam o setor energético. Cadeias industriais intensivas em insumos derivados de hidrocarbonetos enfrentam elevação de custos e incertezas de suprimento, enquanto mercados de gás natural liquefeito registram recomposição

de fluxos e redirecionamento de cargas. O efeito sistêmico reforça um ponto central: a transição energética, embora avance, ainda opera sobre uma base estrutural fortemente dependente de fluxos fósseis estáveis.

Em termos estratégicos, a crise atual reafirma três vetores estruturais. Primeiro, a persistência dos combustíveis fósseis como pilar do sistema energético global; segundo, a necessidade de diversificação logística e geográfica, reduzindo dependência de pontos únicos de falha; e terceiro, a valorização de estoques

estratégicos e flexibilidade operacional como instrumentos de resiliência.

O Estreito de Ormuz, sob tensão máxima, deixa de ser apenas um corredor logístico para se afirmar como um dispositivo geopolítico capaz de reconfigurar, em curto espaço de tempo, o equilíbrio entre oferta, demanda e poder no sistema energético internacional. A resposta a essa disrupção não será apenas conjuntural: ela tende a influenciar decisões de investimento, desenho de cadeias de suprimento e arquitetura da segurança energética global nas próximas décadas.

OPEC+ e os cenários globais: entre gestão de oferta e ruptura geopolítica

A atuação recente da OPEC+ evidencia uma estratégia deliberadamente conservadora e adaptativa diante de um ambiente de elevada incerteza. Desde 2025, o grupo mantém cortes estruturais da ordem de 3,6 milhões de barris/dia até pelo menos o final de 2026, ao mesmo tempo em que preserva capacidade ociosa como instrumento de intervenção tática no mercado. Em janeiro de 2026, a decisão de pausar incrementos de produção e adotar reuniões mensais reforçou uma lógica de gestão quase “em tempo real”, baseada em monitoramento contínuo de fundamentos e riscos geopolíticos.

Essa postura reflete uma leitura central: o mercado não é mais dominado apenas por fundamentos clássicos de oferta e demanda, mas por choques exógenos — especialmente conflitos no Oriente Médio — que comprimem a previsibilidade. Mesmo com crescimento projetado da demanda global acima de 1,3 milhão de barris/dia em 2026, a capacidade efetiva de

resposta permanece limitada, o que reduz o “buffer” sistêmico e amplia a sensibilidade a disrupções como as observadas no Estreito de Ormuz.

Do ponto de vista analítico, a S&P Global sustenta que a política da OPEC+ de retenção de oferta até 2026 cria um piso estrutural de preços, mas ao custo de menor elasticidade diante de choques — ou seja, o cartel preserva valor, mas reduz sua capacidade de amortecimento de crises.

As grandes consultorias estratégicas convergem na leitura de um sistema energético sob transição incompleta e, portanto, mais vulnerável. A McKinsey aponta que a instabilidade geopolítica e as disrupções em cadeias de suprimento voltaram ao topo dos riscos globais, rivalizando com variáveis macroeconômicas tradicionais. Já o Boston Consulting Group, em análises recentes de energia e clima, enfatiza que o sistema entrou em uma fase de “transição desordenada”, na qual ativos fósseis permanecem críticos ao mesmo tempo

em que investimentos são redirecionados, criando assimetrias regionais de oferta e demanda (tese amplamente discutida em relatórios recentes da consultoria).

Sob a ótica financeira, a BlackRock tem reforçado o conceito de “novo regime geopolítico do capital energético”, no qual riscos físicos (como interrupções logísticas) e riscos de transição (políticas climáticas, descarbonização) coexistem e elevam o prêmio de risco dos ativos energéticos. Nesse contexto, eventos como a disrupção em Ormuz deixam de ser outliers e passam a ser incorporados como cenários plausíveis

de alocação de capital.

No plano geoeconômico, os BRICS emergem como vetor adicional de reconfiguração. A ampliação do bloco e o fortalecimento de fluxos energéticos Sul–Sul indicam uma tendência de fragmentação do mercado global, com maior uso de moedas locais, acordos bilaterais e redução relativa da centralidade de benchmarks tradicionais. Para exportadores, isso pode significar maior diversificação de mercados; para o sistema global, implica menor transparência e maior complexidade na formação de preços.

A convergência desses vetores permite delinear três cenários prospectivos:

• Cenário de estabilização gerida: a OPEC+ recompõe gradualmente oferta, evitando picos extremos de preço, com o mercado operando sob volatilidade controlada.

• Cenário de choque prolongado: disrupções no Golfo persistem, a capacidade ociosa se mostra insuficiente e os preços entram em regime estruturalmente elevado, com impactos macroeconômicos relevantes.

• Cenário de fragmentação sistêmica: fluxos energéticos se regionalizam, contratos bilaterais se intensificam e o papel de mecanismos multilaterais — incluindo a própria OPEC+ — passa a coexistir com arranjos paralelos liderados por grandes consumidores e produtores emergentes.

Em todos os casos, um elemento se mantém constante: a centralidade da OPEC+ como operador de equilíbrio de curto prazo, ainda que em um sistema cada vez mais complexo, menos previsível e progressivamente moldado por fatores exógenos à lógica tradicional do mercado de petróleo.

Transporte marítimo sob pressão: escala, regulação, seguros e geopolítica monetária

O transporte marítimo global atravessa uma fase de recomposição estrutural, marcada pela sobreposição de vetores técnicos (escala e eficiência), regulatórios (descarbonização), financeiros (seguros e risco) e geopolíticos (moeda e fragmentação de fluxos).

Do ponto de vista de escala, a tendência de aumento do porte dos navios permanece, mas com sinais de maturidade. No segmento de contêineres, embarcações na faixa de 18.000–24.000 TEU se consolidaram como padrão máximo economicamente viável, com limites impostos por infraestrutura portuária, custos de seguro e complexidade operacional. A recente encomenda de navios de 18.600

TEU pela Maersk confirma que o foco atual não é mais crescer indefinidamente, mas otimizar flexibilidade e eficiência de frota. No transporte de petróleo, os VLCCs (Very Large Crude Carriers) permanecem como espinha dorsal, com capacidades típicas acima de 160 mil toneladas de porte bruto (DWT), enquanto ULCCs permanecem nichados. Já no segmento de gás, a frota de navios de GNL cresce aceleradamente, impulsionada pela expansão do comércio global de gás, com unidades de grande porte (até ~266 mil m³) e projeção de superar numericamente os VLCCs . Isso indica uma mudança estrutural na matriz logística energética, com maior protagonismo do gás.

No campo regulatório, a indústria ainda está sob impacto direto das diretrizes da IMO - International Maritime Organization, especialmente no que tange à redução de emissões e adoção de combustíveis alternativos. A transição para combustíveis de baixo carbono — metanol, amônia, GNL e biocombustíveis

— está em curso, mas enfrenta desafios de padronização e custo, com críticas inclusive de operadores como a Maersk sobre distorções regulatórias que podem favorecer soluções intermediárias fósseis. Em 2026, novas exigências também reforçam padrões de segurança e operação, ampliando custos e complexidade.

Pela primeira vez, um estreito natural estratégico passa a operar como infraestrutura tarifada informal, com valores de até US$ 2 milhões por navio usando um modelo seletivo, opaco e associado a risco militar. Isso aproxima Ormuz de Suez (tarifa oficial) e Panamá (tarifa estruturada), mas com uma diferença crítica: não há previsibilidade nem governança internacional. O Estreito de

Ormuz introduziu um pedágio geopolítico em uma rota natural crítica.

Então, mesmo onde não há cobrança os seguros “war risk” dispararam. E a solução pode demorar porque rotas alternativas encarecem drasticamente o transporte e os atrasos logísticos impactam cadeias inteiras. Por exemplo, um desvio via África aumenta de 25 a 30 dias o tempo de transporte.

Principais estreitos e canais marítimos — custos de passagem

Rota marítima

Estreito de Ormuz

Canal de Suez

Canal do Panamá

Estreito de Malaca

Cabo da Boa Esperança

Estreito natural

Canal artificial

US$ 300 mil – 700 mil (pode > US$1M) Início: 1869 Tipo Cobrança

Canal artificial

Estreito natural

Rota alternativa

até US$ 2 milhões/navio (ad hoc) Início recente (2026)

~US$ 500 mil+ (navios grandes) Início: 1914

Sem pedágio direto

Sem pedágio

Modelo de

Informal / geopolítico

Tarifado por tamanho/carga

Por TEU /tipo de navio

Livre navegação

Observações estratégicas

Cobrança recente ligada ao conflito

Principal rota Europa–Ásia

Estrutura altamente regulada

Custos indiretos (segurança, congestionamento)

Custo via tempo/combustível +25–30 dias de viagem

*Atenção: um estreito “sem pedágio direto”, significa que não existe cobrança obrigatória pelo simples direito de passagem (trânsito), como manda o direito marítimo internacional, especialmente da Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar, que reconhece, contudo, cobranças por serviços prestados (pilotagem, rebocador, etc.) Então, “sem pedágio” ≠ “sem custo” porque há custos indiretos como pilotagem obrigatória (em alguns casos), taxas portuárias associadas, seguros elevados, atrasos e congestionamento

O ponto mais sensível no curto prazo, entretanto, está no mercado de seguros marítimos. A intensificação de riscos geopolíticos — especialmente no Golfo Pérsico e no Estreito de Ormuz — levou a um aumento expressivo dos prêmios de “war risk insurance”, além da retração de cobertura por parte de seguradoras em rotas críticas. Na prática, isso atua como um mecanismo de restrição indireta de oferta: mesmo quando fisicamente possível, o transporte torna-se economicamente inviável ou excessivamente arriscado. Esse fenômeno já havia sido observado no Mar Vermelho e se repete agora com maior intensidade.

No plano operacional, grandes armadores como a Maersk vêm destacando a crescente volatilidade das cadeias logísticas globais. A empresa aponta que mudanças abruptas de rotas — como desvios pelo Cabo da Boa Esperança ou eventual retorno ao Canal de Suez — geram efeitos em cascata, incluindo congestionamento portuário, desequilíbrios de equipamentos e aumento de custos sistêmicos. Já a COSCO Shipping, com forte integração às cadeias asiáticas e ao comércio energético, opera uma das maiores frotas de VLCCs do mundo, reforçando a centralidade da China na logística global de hidrocarbonetos.

Parâmetro

Função principal

Capacidade típica

Função principal

Tendência de escala

Flexibilidade operacional

Dependência de choke points

Impacto da regulação IMO

Petroleiros (VLCC/ULCC)

Transporte de petróleo bruto

Gaseiros (LNG Carriers)

Transporte de gás natural liquefeito (GNL)

Estável (limite técnico atingido)

Transporte de petróleo bruto

Baixa (rotas específicas, terminais dedicados)

Muito alta (ex: Estreito de Ormuz)

Médio (eficiência energética e combustíveis)

Crescente (expansão do mercado de GNL)

Transporte de gás natural liquefeito (GNL)

Muito baixa (infraestrutura altamente especializada)

Crítica (fluxos concentrados e sensíveis)

Alto (eficiência + boil-off + combustível)

Porta-contêineres (ULCV)

Transporte de carga geral conteinerizada

Estabilização após crescimento acelerado

Transporte de carga geral conteinerizada

Alta (redirecionamento de rotas mais viável)

Alta, mas com mais alternativas logísticas

Muito alto (pressão por descarbonização)

Exposição a risco geopolítico Elevada (energia estratégica) Muito elevada (mercado mais rígido) Elevada (cadeias globais integradas)

Flexibilidade operacional

Baixa (rotas específicas, terminais dedicados)

(GNL) geral conteinerizada

Muito baixa (infraestrutura altamente especializada)

Alta (redirecionamento de rotas mais viável)

Parâmetro

Dependência de choke points

Função principal

Impacto da regulação IMO

Capacidade

Exposição a risco geopolítico

Função principal

Seguro (war risk)

Tendência de escala

Moeda dominante

Flexibilidade operacional

Principais operadores

Dependência de choke points

Tendência estratégica

Impacto da regulação IMO

Exposição a risco geopolítico

Seguro (war risk)

Moeda dominante

Principais operadores

Tendência estratégica

Petroleiros (VLCC/ULCC)

Muito alta (ex: Estreito de Ormuz)

Transporte de petróleo bruto

Médio (eficiência energética e combustíveis)

Elevada (energia estratégica)

Estável (limite técnico atingido)

Forte alta recente

Transporte de petróleo bruto

Dólar (com início de diversificação)

Baixa (rotas específicas, terminais dedicados)

Saudi Aramco, COSCO Shipping

Muito alta (ex: Estreito de Ormuz)

Otimização de rotas e risco

Médio (eficiência energética e combustíveis)

Elevada (energia estratégica)

Forte alta recente

Dólar (com início de diversificação)

Saudi Aramco, COSCO Shipping

Otimização de rotas e risco

Por fim, emerge uma dimensão crescente de reconfiguração monetária e geoeconômica. A ampliação do uso do yuan em transações energéticas — especialmente entre China, Rússia e países do Golfo — começa a se refletir também no transporte marítimo, com contratos de frete, seguros e financiamento parcialmente desdolarizados. Esse movimento, ainda incipiente, sugere uma fragmentação progressiva do sistema financeiro do shipping, historicamente ancorado no dólar e em instituições ocidentais. Para armadores globais, isso implica operar em múltiplos regimes financeiros e regulatórios simultaneamente, elevando a complexidade de gestão de risco.

A convergência desses fatores permite identificar uma mudança qualitativa no setor. O transporte marítimo deixa de ser apenas um vetor logístico para assumir

Gaseiros (LNG Carriers)

Crítica (fluxos concentrados e sensíveis)

Transporte de gás natural liquefeito (GNL)

Alto (eficiência + boil-off + combustível)

Muito elevada (mercado mais rígido)

Crescente (expansão do mercado de GNL)

Muito sensível (carga crítica e perigosa)

Transporte de gás natural liquefeito (GNL)

Dólar (contratos de longo prazo)

Muito baixa (infraestrutura altamente especializada)

Crítica (fluxos concentrados e sensíveis)

Expansão acelerada (GNL como vetor de transição)

Alto (eficiência + boil-off + combustível)

Muito elevada (mercado mais rígido)

Muito sensível (carga crítica e perigosa)

Dólar (contratos de longo prazo)

Porta-contêineres (ULCV)

Alta, mas com mais alternativas logísticas

Transporte de carga geral conteinerizada

Muito alto (pressão por descarbonização)

Elevada (cadeias globais integradas)

Estabilização após crescimento acelerado

Alta, mas mais diluída

Transporte de carga geral conteinerizada

Dólar, com crescente uso de yuan

Alta (redirecionamento de rotas mais viável)

QatarEnergy, Mitsui O.S.K. Lines Maersk, MSC

Alta, mas com mais alternativas logísticas

Reconfiguração logística e descarbonização

Muito alto (pressão por descarbonização)

papel ativo na dinâmica geopolítica e energética: a escala dos navios atinge limites econômicos, a regulação redefine tecnologias, os seguros passam a determinar viabilidade operacional e a moeda torna-se variável estratégica. Em um sistema global altamente interdependente, o shipping consolida-se como elo crítico — e vulnerável — entre oferta física de energia e sua efetiva disponibilidade nos mercados.

QatarEnergy, Mitsui

O.S.K. Lines

Elevada (cadeias globais integradas)

Alta, mas mais diluída

Dólar, com crescente uso de yuan

Maersk, MSC

A situação do fluxo de navios no Estreito de Ormuz em 06 de abril de 2026 confirma e aprofunda os vetores de disrupção. Dados recentes de monitoramento marítimo (como plataformas de inteligência logística e energia, a exemplo de Vortexa e International Energy Agency) indicam que o tráfego de petroleiros e navios de GNL permanece abaixo da média histórica, com reduções intermitentes entre 15% e 30% em janelas específicas, refletindo tanto atrasos operacionais quanto decisões deliberadas de armadores de evitar a região. Relatórios atualizados apontam ainda aumento relevante no tempo de espera e na velocidade média das embarcações além de maior concentração de comboios

escoltados. Segundo análises publicadas pela S&P Global Commodity Insights, o fluxo não colapsou, mas opera em regime de “capacidade tensionada”, no qual qualquer evento adicional pode provocar interrupções abruptas.

Do ponto de vista econômicooperacional, a principal restrição ao fluxo não é física, mas financeira e securitária. Conforme destacado por atualizações de mercado de seguradoras ligadas ao Lloyd’s of London e por armadores globais, os prêmios de “war risk” atingiram novos picos no início de abril, chegando a representar múltiplos do custo de frete em rotas críticas, o que força reprecificação de contratos e até suspensão temporária de viagens.

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Em paralelo, cresce o redirecionamento parcial de cargas via rotas mais longas — especialmente contornando o Cabo da Boa Esperança — ainda que essa alternativa implique aumento de 25 a 30 dias no tempo de viagem e custos logísticos significativamente maiores. O resultado é um sistema que permanece funcional, porém menos eficiente, mais caro e estruturalmente mais volátil, reforçando o papel de Ormuz não apenas como corredor logístico, mas como variável ativa na formação de preços globais de energia.

Destaque-se a hipótese de institucionalização de uma cobrança no Estreito de Ormuz — ainda que hoje operando de forma informal e associada ao risco militar — começa a aparecer de forma incipiente no debate estratégico, embora ainda sem consenso. Analistas de shipping e energia têm tratado o fenômeno como um possível precedente de “precificação geopolítica de chokepoints naturais”. Em linhas gerais, a leitura é que, uma vez internalizado pelo mercado (via seguros, fretes e prêmios de risco), esse custo dificilmente retorna a zero, mesmo em cenários de distensão. Como sintetiza análise da Kpler, “disrupções em chokepoints tendem a deixar um legado persistente na formação de custos logísticos, mesmo após a normalização operacional” (Kpler, 2026).

No mesmo sentido, a International Energy Agency já vinha alertando, em relatórios sobre segurança energética, que riscos geopolíticos recorrentes em rotas críticas passam a ser “estruturalmente precificados” pelos mercados, alterando o equilíbrio de longo prazo.

No entanto, transformar essa precificação difusa em uma cobrança explícita e permanente esbarra em limitações jurídicas relevantes. O regime internacional estabelecido pela United Nations Convention on the Law of the Sea garante o direito de trânsito em estreitos estratégicos, o que dificulta a formalização de pedágios diretos por simples passagem. Ainda assim, especialistas em direito marítimo e risco político apontam caminhos indiretos já em gestação: taxas associadas a serviços “de segurança”, exigências operacionais adicionais ou, sobretudo, a manutenção de prêmios elevados de seguro como mecanismo de captura de valor. Em outras palavras, mesmo que não se consolide um “pedágio oficial” nos moldes de Canal de Suez ou Canal do Panamá, a tendência discutida no mercado é de que Ormuz caminhe para um modelo híbrido, no qual o custo geopolítico — hoje emergencial — passe a integrar de forma permanente a estrutura econômica do transporte marítimo global.

CCUS em larga escala: lacunas

regulatórias, distinções

conceituais e desafios para o Brasil na transição energética

por: Mariana Ciotta, Edmilson Moutinho dos Santos, Colombo Celso Gaeta Tassinari

A captura, utilização e armazenamento de carbono, CCUS, consolidou-se como uma das principais tecnologias de mitigação de emissões de gases de efeito estufa no contexto da transição energética global. Seu papel é particularmente relevante em setores intensivos em carbono e de difícil descarbonização, nos quais alternativas como eletrificação ou substituição completa de combustíveis fósseis ainda não são tecnicamente ou economicamente viáveis. No entanto, apesar do avanço tecnológico observado nas últimas

décadas, a implementação em larga escala do CCUS permanece condicionada a desafios regulatórios, institucionais e econômicos ainda não plenamente resolvidos.

No Brasil, esse cenário é marcado por uma evolução recente do marco regulatório, mas também por lacunas importantes. A sanção da Lei nº 14.993/2024 representou um avanço significativo ao estabelecer diretrizes para a captura e o armazenamento geológico de CO2 e ao atribuir à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a competência regulatória

sobre a atividade. Ainda assim, a consolidação desse arcabouço exigirá um ciclo regulatório adicional, envolvendo a definição de normas técnicas, operacionais e institucionais ao longo de toda a cadeia de valor, especialmente no nível estadual.

A complexidade do CCUS decorre de sua natureza integrada, que abrange desde a captura do CO₂ em fontes industriais até seu transporte, injeção e armazenamento geológico em reservatórios profundos. Cada uma dessas etapas apresenta desafios específicos,

exigindo coordenação entre diferentes setores regulatórios. No caso brasileiro, a ANP identifica múltiplas frentes que ainda demandam regulamentação detalhada, incluindo critérios de outorga, monitoramento, gestão de reservatórios, segurança operacional, descomissionamento e responsabilidade de longo prazo. Essa fragmentação evidencia a necessidade de um arcabouço regulatório integrado e coerente, capaz de oferecer segurança jurídica aos investidores.

Nesse contexto, a adoção de mecanismos de regulação experimental, como a autorização de projetos-piloto, surge como estratégia pragmática para viabilizar o desenvolvimento inicial da atividade. Essa abordagem permite aprendizado regulatório progressivo, mas também reflete a ausência de diretrizes consolidadas, transferindo parte das incertezas para os primeiros projetos. A experiência internacional indica que esse modelo pode ser eficaz, desde que acompanhado por políticas públicas claras e previsíveis.

Paralelamente às questões regulatórias, a distinção entre CCS e CCU permanece central para o debate. O armazenamento geológico permanente, característico do CCS, está diretamente associado à mitigação efetiva de emissões, enquanto o uso do CO2 em processos industriais pode resultar apenas em adiamento das emissões, dependendo do ciclo de vida do produto. Como enfatizado no relatório da ANP sobre a implementação do marco regulatório de CCUS no país, a contribuição do CCU para a descarbonização depende de fatores como a origem do CO2, a intensidade de carbono do processo e o tempo de retenção do carbono. Essa diferenciação tem implicações diretas para mercados de carbono, mecanismos de incentivo e integridade ambiental das políticas climáticas. Além disto a quantidade de CO2 capturado para o uso ainda é muito pouca, comparada com o nível atual das emissões industriais. Outro desafio refere-se à viabilidade econômica dos projetos. O CCUS, especialmente em

aplicações industriais, ainda apresenta custos elevados, sobretudo na etapa de captura. A experiência internacional demonstra que o desenvolvimento da tecnologia depende fortemente de incentivos governamentais, como créditos fiscais, subsídios e mercados de carbono robustos. No Brasil, embora haja avanços recentes, como a criação do Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões, ainda não existem instrumentos específicos voltados à promoção do CCUS em larga escala. Essa ausência limita a atratividade de investimentos e retarda a consolidação de uma cadeia de valor estruturada. Nesse cenário, a adoção de modelos baseados em hubs de CCUS tem ganhado relevância. Esses sistemas integram múltiplas fontes emissoras a infraestruturas compartilhadas de transporte e armazenamento, permitindo economias de escala e redução de riscos. A ANP destaca essa estratégia como particularmente promissora para o Brasil, especialmente em regiões com concentração industrial e proximidade

de formações geológicas adequadas. A lógica de hubs também facilita a entrada de emissores de menor porte, ampliando o alcance da tecnologia.

O Brasil apresenta vantagens comparativas relevantes nesse contexto. Além do potencial geológico expressivo, o país possui uma matriz energética relativamente limpa e uma posição de destaque na produção de bioenergia. A integração entre bioenergia e CCS, conhecida como BECCS, surge como uma das rotas mais promissoras para geração de emissões negativas. A captura de CO2 em processos de fermentação de etanol, por exemplo, apresenta elevada pureza e baixo custo relativo, o que favorece sua viabilidade técnica e econômica.

Nesse contexto, iniciativas de pesquisa e desenvolvimento têm desempenhado papel central na redução de incertezas técnicas associadas ao CCUS no Brasil. Destacase o Research Centre for Greenhouse Gas Innovation (RCGI), que desenvolve projetos em

parceria com empresas do setor de óleo e gás voltados à avaliação de reservatórios e ao aprimoramento de tecnologias de armazenamento geológico de CO2.

No que se refere às formações geológicas, destacam-se tanto os aquíferos salinos quanto as formações basálticas como alternativas promissoras no contexto nacional. Os aquíferos salinos apresentam elevada capacidade de armazenamento e ampla distribuição geográfica, sendo considerados uma das principais opções para projetos em larga escala. No entanto, desafios relacionados à caracterização petrofísica, heterogeneidade, integridade do selante e monitoramento de longo prazo ainda demandam investigação detalhada.

Por sua vez, as formações basálticas apresentam elevada reatividade geoquímica, permitindo a mineralização do CO2 em carbonatos estáveis. Esse processo reduz significativamente os riscos associados ao armazenamento, ao transformar o carbono em

fases sólidas ao longo do tempo. No entanto, essa rota tecnológica ainda enfrenta desafios relevantes, incluindo a caracterização da heterogeneidade dos reservatórios, a avaliação da injetividade e o controle da dinâmica da pluma de CO2. Além de seus aspectos técnicos, o projeto também ilustra a importância da articulação entre academia e indústria no desenvolvimento de soluções para a transição energética. A participação de empresas com experiência consolidada em projetos de CCS, combinada à capacidade científica da USP e do RCGI, reforça o papel estratégico de parcerias institucionais na construção de uma agenda nacional de descarbonização.

Por fim, um aspecto frequentemente subestimado, mas fundamental, é a aceitação social do CCUS. O relatório da ANP destaca a importância da comunicação transparente e do engajamento da sociedade para garantir a chamada licença social para operar. Projetos internacionais demonstram que a falta de diálogo

pode comprometer iniciativas tecnicamente viáveis, evidenciando que a dimensão social é tão relevante quanto os aspectos técnicos e regulatórios.

Em síntese, o Brasil encontra-se em um momento decisivo para o desenvolvimento do CCUS. Os avanços regulatórios

recentes estabelecem uma base relevante, mas ainda insuficiente. A consolidação dessa agenda dependerá da integração entre regulação, instrumentos econômicos, inovação tecnológica e coordenação institucional. Embora o país reúna condições favoráveis, como potencial geológico expressivo e capacidade

técnica instalada, a viabilização em larga escala exigirá um ambiente regulatório estável, previsível e alinhado às melhores práticas internacionais.

Eficiência térmica em fornos e trocadores de calor no refino e na petroquímica - limpeza robotizada, revestimentos cerâmicos e serviços online para ganho de performance e redução de emissões

por: Carlos Brites – IGS | Integrated Global Services

Resumo

Fornos de processo e trocadores de calor são ativos críticos em unidades de refino e petroquímicas, porém sofrem, ao longo do tempo, queda de desempenho por incrustações, limitações de tiragem, restrições de combustão, degradação de refratários e aumento de temperaturas de chaminé e de superfície de tubo. Este artigo apresenta uma

abordagem integrada para recuperar e sustentar eficiência térmica por meio de (i) limpeza robotizada do banco de convecção, (ii) tecnologias de limpeza para diferentes geometrias de trocadores, (iii) revestimentos cerâmicos de alta/baixa emissividade aplicados em tubos e refratários, e (iv) serviços online (hot work) para inspeção e reparos sem

parada. São discutidos princípios de aplicação, requisitos mínimos de engenharia e exemplos de resultados típicos observados em campo, incluindo reduções de temperatura de chaminé, ganhos de eficiência de queima, payback de curto prazo e mitigação de emissões.

Palavras-chave: fornos de processo; banco de convecção; eficiência térmica; limpeza robotizada; incrustação; revestimento cerâmico; emissividade; refratário; CO2; manutenção online.

1. Contexto e motivação

Em fornos de chama direta, a eficiência térmica é frequentemente penalizada por acúmulos de poeira/ particulados e resíduos de combustão na seção de convecção, além de depósitos e “escamas” na zona radiante. Em paralelo, refratários envelhecidos podem vitrificar, fragilizar e gerar partículas que migram para a convecção,

formando mais fuligem e encurtando o ciclo de operação. O resultado típico é a necessidade de mais combustível para a mesma carga, aumento de temperatura de chaminé, aproximação de limites metalúrgicos (superfície de tubo e interface), maiores riscos operacionais e incremento de emissões.

O objetivo operacional,

portanto, é recuperar e sustentar performance, aumentando a vida das unidades, reduzindo custo energético e mitigando emissões, sem criar novos riscos de segurança, como entrada de pessoas em espaços confinados ou exposição a jatos de alta pressão.

Unidade de Reforma Catalítica (CRU)

2. Problemas típicos em aquecedores e como endereçá-los

Em aplicações de refino e petroquímica (por exemplo, reforma catalítica, SMR/

geração de vapor, destilação, toping, craqueamento, hidrotratamento/

1. Limitação por temperatura (tubo e/ou interface)

hidrocracking, óleo térmico e asfaltação), observam-se cinco desafios recorrentes:

2. Perda de tiragem/baixo fluxo de gases por elevada resistência na seção de convecção (fuligem severa).

3. Limitação de queima por restrição de ar/gás e proximidade do limite operacional.

4. Formação e transporte de particulados (poeira, escamas e fragmentos de refratário)

5. Queda progressiva de performance por deposição na zona radiante e convecção

A abordagem integrada combina recuperação de transferência de calor

(limpeza), estabilização e melhoria radiativa (revestimentos) e

manutenção/inspeção em operação (serviços online).

3. Limpeza robotizada do banco de convecção: recuperação profunda com segurança

3.1. Conceito de operação

A limpeza robotizada do banco de convecção foi concebida para executar a remoção de fuligem sem acesso humano interno, reduzindo a criticidade de

espaço confinado. O robô é introduzido por janelas de inspeção existentes (na maioria dos casos), deslocase horizontalmente e utiliza lanças com movimentação

em múltiplos eixos para alcançar não apenas a região superior (normalmente mais acessível), mas todo o banco, incluindo as zonas inferiores.

3.2. Requisitos e características do processo

• Utilidades: alimentação elétrica + bomba de água (elétrica ou diesel, conforme disponibilidade).

• Meio de limpeza: somente água (sem produtos químicos), com efluente composto essencialmente por água + poeira/resíduos removidos.

• Janela de acesso: tipicamente, aberturas equivalentes às já previstas para inspeção/ entrada de pessoa são suficientes; como referência de campo, foram citadas dimensões da ordem de ~40 cm (largura do robô) e janelas ~40 × 50 cm como frequentemente adequadas (podendo variar por modelo e arranjo do banco).

• Prazo típico: em torno de ~4 dias, dependendo do porte do forno.

• Efetividade: reporta-se até ~95% de limpeza, frequentemente recuperando condições próximas às de projeto (limitadas pela necessidade de preservar o refratário).

• Segurança operacional: operação remota com equipe reduzida (tipicamente 2–3 pessoas), sem permanência de pessoal no interior do equipamento.

3.3. Efeito esperado na performance

A remoção profunda do fouling na convecção tende a:

• reduzir temperatura de chaminé,

• recuperar eficiência térmica e mantê-la por mais tempo,

• aliviar restrições de tiragem e combustão,

• reduzir temperatura de pele de tubo para a mesma carga, e

• evitar substituições prematuras de bancos aletados/pinados quando a limpeza tradicional não atinge o miolo.

Exemplo reportado (pirólise a vapor): recuperação de eficiência de queima para ~91,5%, payback ~4 meses, redução

de ~40 °C (referenciada como temperatura de “família/chaminé” no relato), redução de potência térmica equivalente (~2

MW) e >2.500 tCO2/ano evitadas, dependendo do indicador de performance e do regime de operação.

Exemplo reportado (geometria com aletas tipo pinos): redução de temperatura na região anterior à chaminé da

ordem de ~44 °C, melhoria de eficiência de queima e redução anual calculada de emissões citada em torno de ~2.400 tCO2/ ano (valores dependem de carga, combustível e bases adotadas).

Observação: os ganhos reais variam com sujidade, desenho (aletas/pinos), condição do refratário, regime de combustão, limites metalúrgicos e disponibilidade de tiragem.

4. Tecnologias de limpeza para trocadores de calor: alcance do “miolo” com menor exposição ao risco

Além do banco de convecção, trocadores de calor (incluindo feixes

complexos, como tubo retorcido) sofrem com incrustações duras (coque e

4.1. Ferramentas dedicadas para limpeza lado casco e regiões de difícil acesso

Em trocadores onde o hidrojateamento convencional não atinge as áreas internas mais profundas, utiliza-se ferramental específico

(“plate jet” no relato) para alcançar o miolo, reduzindo a necessidade de aproximação humana a jatos de alta pressão e encurtando o tempo de

4.2. Sistemas com lanças semiflexíveis e inserção controlada

execução - mantendo o conceito de limpeza predominantemente mecânica/hidrodinâmica.

Para desobstrução e limpeza interna em geometrias longas, emprega-se uma “vara/ coil” com flexibilidade controlada, permitindo inserções em alturas elevadas (foi citado exemplo de ~8 m ou mais) sem a rigidez que limita o trajeto em soluções tradicionais.

4.3. Preparação para inspeção (ex.: IRIS) em menos “passadas”

Em arranjos onde a inspeção de performance

1. limpeza,

é crítica, foi descrita uma estratégia de duas passadas: depósitos aderentes). Duas frentes se destacam:

2. polimento/condicionamento, habilitando a inspeção subsequente (por exemplo, IRIS), com ganho significativo de produtividade em comparação a abordagens fragmentadas.

5. Revestimentos cerâmicos em zona radiante e refratários: emissividade como alavanca de eficiência

5.1. Por que revestir refratários?

Refratários antigos podem vitrificar e fragilizar, levando ao desprendimento de partículas que migram para a convecção e aceleram a perda de eficiência. O revestimento cerâmico aplicado sobre tijolo, massa ou manta atua em duas frentes:

• estabilização/encapsulamento superficial (mitiga friabilidade e transporte de partículas),

• gestão radiativa: aumento de emissividade para “manter o calor no forno”, absorvendo e radiando energia de volta ao processo.

Foi citado potencial de ganho de eficiência térmica na faixa de ~2% a ~5%

em função do aumento de emissividade e das melhorias subsequentes

(redução de emissões e preservação do refratário).

5.2. Por que revestir tubos?

Para tubos na zona radiante, a lógica apresentada é evitar que depósitos e “escamas” (resíduos de queima +

oxidação) se tornem um isolante térmico, preservando a performance por mais tempo. O revestimento é descrito

como de alta condutividade térmica, buscando não atuar como isolante, mas como barreira à aderência/ fouling.

5.3. Combinação de alta e baixa emissividade para uniformizar temperatura

Em fornos “single fire” (fogo de um lado), é comum a face exposta ficar muito

quente enquanto o “dorso” do tubo permanece frio, limitando a operação por temperatura de pele. A proposta apresentada combina:

• revestimento mais “isolante/adequado” na face de chama e

• menos isolante na face oposta, para reduzir gradientes, uniformizar temperatura, inibir formação de coque internamente e estender o ciclo operacional (foi citado, como ordem de grandeza, extensão de ~3 para ~5 meses em casos com benefício).

Revestimento Cetek em Preto

Rigidizador com resistência a 2600 °F apresentando trincas superficiais e fibras soltas

Partículas Encapsuladas com Cetek

5.4. Exemplos reportados

• Reformador a vapor: ganho de eficiência de cerca de ~3% com redução expressiva de temperatura operacional (exemplo citado com queda de ~270 para ~220 °C em indicador apresentado) e payback ~68 dias.

• Reformadores para H2: ganhos associados a redução de CO2 e NOx e aumento de produção de hidrogênio; paybacks mencionados na ordem de ~3 meses em casos apresentados.

• Refratário com alta emissividade: redução de consumo de combustível citada em torno de ~1,5%, com retorno em ~4 meses (dependente de baseline e carga).

6. Serviços online (Hot-Tek): inspeção e reparos sem parada para mitigação de risco e extensão de campanha

Quando a parada não é possível, ou quando o objetivo é chegar à parada com melhor previsibilidade e menor risco, serviços online podem ser aplicados desde que o forno esteja em pressão negativa (conforme indicado no relato). Entre as aplicações descritas:

• Inspeção a quente com lanças e câmeras refrigeradas para avaliação interna antes da parada (planejamento de escopo e materiais).

• Reparo de refratário a quente em hotspots: isolamento local, refrigeração, abertura controlada de janela, instalação de tela inox interna, preenchimento com refratário e fechamento com chapa equivalente à espessura original.

• Limpeza “a quente” da convecção por lança (eficiência menor que a limpeza robotizada completa, porém útil como mitigação emergencial).

• Estabilização/reparo de tubos em operação, com caráter paliativo porém descrito como permanente até a próxima parada (sem necessidade de refazer o reparo executado online).

Exemplo reportado (hotspot externo): redução de temperatura externa de ~280 °C para patamares significativamente inferiores após o reparo (foram citados valores intermediários no relato), indicando mitigação relevante de risco e perda térmica local.

7. Como selecionar candidatos e quantificar ganhos: dados mínimos para um estudo de performance

Para estimativa técnicaeconômica e seleção da melhor combinação de soluções, os dados mínimos solicitados no relato incluem:

1. Desenho geral do forno/unidade (não precisa detalhamento extremo)

2. Para a convecção: altura e espaçamento de aletas/pinos, geometria do banco e acessos/janelas existentes

3. Condições atuais de operação (carga, combustível, O2/CO, tiragem, temperatura de chaminé, limites de pele, etc.)

4. Condições de projeto (para comparação e cálculo de gap)

5. Histórico de sujidade, ciclos de campanha e limitações (temperatura, tiragem, combustão, hotspots, degradação do refratário)

Com essas informações, é possível estimar a oportunidade, priorizar

intervenções e estruturar proposta com indicadores de retorno e, quando aplicável,

garantia de performance (conforme citado).

8. Conclusões

A recuperação de eficiência térmica em fornos e trocadores não depende de uma única ação, mas de um pacote coerente que trate simultaneamente as causas da perda de

performance: fouling na convecção, deposição na zona radiante, degradação do refratário e limitações operacionais que empurram a unidade para o limite de segurança e emissões.

• recuperar condições próximas às de projeto,

• reduzir temperatura de chaminé e de pele de tubo,

• sustentar eficiência por mais tempo,

A combinação de limpeza robotizada, ferramental dedicado para trocadores, revestimentos cerâmicos com engenharia de emissividade e serviços online pode:

• reduzir CO2/NOx por menor consumo de combustível, e

• elevar o patamar de segurança ao minimizar entrada em espaço confinado e exposição a jatos de alta pressão.

1. Introdução

Classificação de Sistemas de Flare Enclausurado – Sistema de Segurança x Sistema de Controle de Emissões

por: Ulisses José Parra – engenheiro de aplicação, Especialista em Sistemas de Flare e Combustão / Biogás & Biometano / Soluções para Segurança de Processo, Controle de Emissões e Eficiência Energética da Asvotec

A busca por soluções sustentáveis no setor de saneamento tem impulsionado o aproveitamento energético do biogás gerado em processos de digestão anaeróbia presentes em estações de tratamento de efluentes, aterros sanitários e instalações agroindustriais.

biogás representa medida fundamental para a mitigação de emissões de metano, gás de elevado potencial de aquecimento global.

Além do potencial de geração de energia, a queima controlada do Queimar gases potencialmente perigosos em temperaturas altas o suficiente para que as moléculas desses gases sejam oxidadas e transformadas em moléculas simples, como por exemplo o CO2 e H2O, é uma ação muito comum, confiável e amplamente aplicada mundialmente; essa ação é denominada

Nesse contexto, sistemas de flare assumem papel essencial como dispositivos de segurança operacional, garantindo a combustão do biogás em situações de excedente de produção, indisponibilidade de como incineração (oxidação térmica) e ocorre (em âmbito industrial) através de equipamentos específicos para essa função – como por exemplo os incineradores.

unidades de geração ou contingências de processo. Diante desse cenário, o presente artigo analisa as diferenças entre sistemas de oxidação térmica, pois há um aumento e tendência de considerar sistemas de Flare como fontes estacionárias, o que pode resultar em misturas de conceitos perigosas para as plantas em geral, fatores econômicos entre outros.

2. Apresentação de Tecnologias Correlatas – Incineradores x Flares Enclausurados

Incineradores são equipamentos industriais que contém, basicamente, um sistema de combustão, uma câmara monitorada e um sistema de injeção

de gases residuais, como compostos orgânicos voláteis (COVs), gases de processos industriais, vapores químicos perigosos entre outros resíduos gasosos que demandem por oxidação antes de ser expelidos para a atmosfera (ou tratados em outros processos, como por exemplo líquidos ou sólidos), seja por conta da

segurança, seja por conta dos impactos ambientais que seriam causados por esses poluentes se liberados antes da oxidação:

Com formas construtivas

específica para a necessidade do cliente e sua condição de operação, os incineradores são montados horizontalmente, com câmara refratada e tempo

de residência controlado, além de uma saída dos gases da incineração feita por chaminé adequada e monitorada.

Incinerador com queimador acoplado – fonte: acervo Asvotec;

Vale ressaltar que os fluxos (poluentes, gases da combustão, ar de combustão, etc) são controlados e mensurados, sendo que os sistemas podem contar ainda com analisadores, medidores, compressores, pressostatos e manômetros para que sua coleta e direcionamento seja realizado de forma segura e confiável

Por fim, o poluente, ao ser injetado na câmara de combustão, ou em précâmara, encontram uma

atmosfera rica em oxigênio (controlado) e uma temperatura maior que sua temperatura de auto ignição sendo iniciado seu processo de incineração;

Essa temperatura elevada é oriunda de uma fonte térmica (normalmente sistema de combustão e queimador), criando uma limitação ao sistema que somente pode operar quando essa temperatura for alcançada, bem como deve ser mantida para que a disponibilidade do sistema

seja adequada;

O Sistema de combustão é projetado e fabricado de acordo com normas nacionais e internacionais, onde se destaca a ABNT NBR 12.313, que garante uma operação segura ao utilizar queimadores com queima de gases combustíveis. Dentro do incinerador a temperatura é controlada, geralmente entre 800°C a 1.200°C (podendo variar a depender do poluente a ser oxidado).

Incinerador esquemático – fonte: acervo Asvotec;

É possível, ainda recuperar um pouco da energia gerada por essa incineração, com trocadores de calor, ou caldeira de recuperação (produzindo vapor saturado).

Em todos os casos, monitoramento Contínuo das Emissões (CEMS) é recomendado para garantir que estes equipamentos estejam dentro dos limites ambientais regulamentados.

Esses sistemas medem em tempo real poluentes como monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2), NOx, material particulado, compostos de enxofre entre outros.

- DESCRIÇÃO BÁSICA – SISTEMA DE FLARE ENCLAUSURADO

O Sistema de Flare enclausurado, é projetado para a queima de gases industriais, utilizado em instalações químicas, petroquímicas, de refinarias de petróleo, plataformas de petróleo, Sistemas de Biogás/Biometano e em indústrias de gás em geral.

Com sua chama não visível, o Flare enclausurado é recomendado para plantas que possuem limitação de espaço, instalações que requeiram baixa radiação ou que buscam por uma solução que não impacte, de forma visual, suas mediações e vizinhança. Modelado como a última segurança da planta como um todo, tendo como seu objetivo principal oxidar as correntes gasosas, provenientes do processo e operação da planta industrial, para diminuir o impacto ambiental que poderia ser causado caso esses gases fossem liberados na atmosfera; mas, ao contrário de sistemas de incineração (oxidação térmica) os Flares enclausurados, normalmente, não possuem controle rígidos, ou seja, podem ser operados de

acordo com a disponibilidade dos gases (excursões) e não em estado estacionário.

Outro ponto importante das diferenças entre Flare enclausurado e Incinerador são os equipamentos pós, combustão, enquanto o incinerador possui caldeira de recuperação ou lavadores de gases, o Flare enclausurado dispersa suas emissões diretamente na atmosfera, além de ser projetado para exclusivamente correntes gasosas.

As principais utilização dos sistemas de Flare são:

- Durante a operação com o objetivo de garantir a queima dos gases excedentes;

- Na partida de sistemas, a maioria dos gases são direcionados ao sistema de Flare;

- Manutenção corretiva ou preventiva que exige o alívio de algum processo;

- Para todo e qualquer caso de emergência na planta, como incêndio ou falha de energia, todo o gás da unidade deve ser queimado em um tempo muito curto. Espera-se que os Flare estejam disponíveis para funcionamento vinte e quatro horas por dia e devem estar em serviço durante vários anos sem qualquer necessidade de desligamento, porém, sua real operação é emergencial (exceto pilotos) e a medição de poluentes imprecisa.

É sim um sistema seguro e confiável, robusto e com grande eficiência de combustão (Flare enclausurado ~ DRE 98%) mas não pode ser comparado a ter uma

câmara dimensionada para tempo de residência exato de suas possíveis correntes ou temperatura de operação alta como em um incinerador (DRE >= 99,95%).

São dimensionados de acordo com diversas normas, entre elas, se destacam as ANSI/API Standard 521 e ANSI/API Standard 537.

Componentes Principais do Sistema de Queima Flare Enclausurado:

3. Flares Enclausurados Não São Equipamentos de Controle de Emissões

Com esse comparativo fica claro que ao solicitar Nox, materiais particulados, até mesmo emissões de CO para sistemas de Flare é algo não realístico;

É tecnicamente correto afirmar que flares emitem poluentes atmosféricos, podem requerer estimativas de emissões para fins de inventário ambiental e devem seguir boas práticas operacionais para minimizar emissões visíveis e combustão incompleta.

Contudo, tais características não os transformam em fontes estacionárias contínuas, pois estes equipamentos tem sua operacionalidade diferente, como por exemplo:

Não operar em regime permanente;

Não possuem carga previsível;

Não permitem controle ambiental equivalente ao de incineradores.

A prática internacional distingue claramente:

Controle contínuo de emissões -> incineradores, caldeiras, fornos e chaminés de processo.

Mitigação de emissões em condições anormais -> flares.

Ainda que apesar

de possuírem uma carcaça externa, flares enclausurados não transformam sua função. A carenagem externa cumpre três objetivos: Redução de radiação térmica;

Ocultação da chama; Melhoria da mistura ar–gás.

Essa câmara não serve para aumento do tempo de residência e garantir a oxidação completa de compostos químicos; Por tanto, assim como sistemas de flare elevado, Flares enclausurados tem o objetivo de segurança da planta apenas;

Outro fator que possui grande impacto é a inexistência de metodologias metrológicas padronizadas internacionalmente para medição direta contínua de emissões em flares enclausurados.

Entre os fatores técnicos que dificultam tal medição direta destacam-se: ausência de chaminé convencional com seção e regime estáveis, elevada variabilidade de temperatura, diluição e turbulência, operação intermitente e transitória, mudanças rápidas de

composição do gás queimado.

Em consequência, a quantificação ambiental desses sistemas é normalmente realizada por estimativas teóricas;

Tal abordagem é coerente com práticas regulatórias internacionais e reforça que flares não se enquadram na lógica metrológica aplicável a fontes estacionárias contínuas.

Até o momento, não existe regulamentação nacional específica que classifique flares enclausurados como sistemas de controle contínuo de emissões, nem que estabeleça limites contínuos de NO2, material particulado ou CO equivalentes aos de incineradores ou outras fontes estacionárias, bem como obrigatoriedade de monitoramento contínuo por CEMS ou ainda enquadramento como fonte estacionária convencional.

Dessa forma, exigir de flares critérios equivalentes aos aplicáveis a fontes estacionárias contínuas representa mistura conceitual entre segurança de processo e controle ambiental contínuo, não sustentada por normas técnicas consolidadas.

4. Risco de Classificação Inadequada

Classificar flares enclausurados como sistemas de controle e impor limites rígidos de emissões acarretaria riscos significativos:

Comprometimento da função de segurança

Limitar a operação ou impor parâmetros ambientais que impeçam a atuação do flare em uma emergência viola a filosofia

5. Conclusão

de segurança industrial. Impossibilidade técnica de controle de carga

A composição do gás aliviado é imprevisível, podendo variar em: poder calorífico, presença de inertes, composição química, vazão.

Isso impede qualquer controle preciso de emissões.

Sistemas de incinerador e Flare enclausurados são equipamentos diferentes; sua operação, manutenção e confiabilidade de destruição térmica de componentes voláteis se diferem em níveis distintos de complexidade, operacionalidade e

Incinerador x Flare Enclausurado:

Critério

Posição / Construção

Temperatura de Operação

Eficiência de Destruição

Monitoramento

Pós-tratamento de Gases

Incinerador (Oxidação Térmica)

Horizontal, com câmara refratada e tempo de residência controlado.

Além de ter divergência cruciais, normas API que regem a engenharia de flare não reconhecem esses equipamentos como controle ambiental e Divergência com legislação internacional, nenhuma jurisdição relevante (EUA, UE, Canadá, Austrália) trata flare como “air pollution control device”.

resultados obtidos.

Para exemplificar as diferenças criamos a tabela abaixo para melhor visualização:

Flare Enclausurado

Vertical, com câmara de combustão enclausurada (com ou sem refratário).

800 – 1.200 ºC (alta). Variável

~99,95% (superior), mesmo com componentes químicos complexos.

Completo: analisadores de O₂, temperatura, pressão e CEMS (em muitos casos).

Pode incluir lavadores de gases, redução de NOx (SCR/SNCR), injeção de carbono ativado,

~98%, mais alto com componentes químicos leves, como Biogás, por exemplo, variando conforme projeto.

Simplificado: geralmente apenas parâmetros básicos, sem monitoramento contínuo detalhado.

Não possui pós-tratamento: gases queimados são liberados diretamente

Eficiência de Destruição

Monitoramento

Critério

com componentes químicos complexos.

Completo: analisadores de O₂, temperatura, pressão e CEMS (em muitos casos).

componentes químicos leves, como Biogás, por exemplo, variando conforme projeto.

Incinerador (Oxidação Térmica) Flare Enclausurado

Simplificado: geralmente apenas parâmetros básicos, sem monitoramento contínuo detalhado.

Posição / Construção

Pós-tratamento de Gases

Temperatura de Operação

Custo de Investimento

Eficiência de Destruição

Robustez Operacional

Monitoramento

Aplicações Típicas

Horizontal, com câmara refratada e tempo de residência controlado.

Pode incluir lavadores de gases, redução de NOx (SCR/SNCR), injeção de carbono ativado, recuperação de calor.

Pós-tratamento de Gases

Impacto Ambiental

Custo de Investimento

Flexibilidade de Combustível

Robustez Operacional

Normas aplicáveis (geral)

Aplicações Típicas

Papel na Planta

Impacto Ambiental

Vertical, com câmara de combustão enclausurada (com ou sem refratário).

Não possui pós-tratamento: gases queimados são liberados diretamente na atmosfera.

800 – 1.200 ºC (alta). Variável

Mais alto.

~99,95% (superior), mesmo com componentes químicos complexos.

Requer mais instrumentação, controle fino e manutenção especializada.

Completo: analisadores de O₂, temperatura, pressão e CEMS (em muitos casos).

Indústrias químicas, petroquímicas, farmacêuticas e processos que exigem alta eficiência de destruição e monitoramento rigoroso.

Pode incluir lavadores de gases, redução de NOx (SCR/SNCR), injeção de carbono ativado, recuperação de calor.

Menor: garante maior destruição de COVs, NOx controlado, possibilidade de recuperar energia.

Mais alto.

Queimadores projetados para gás natural, GLP ou óleo leve (conforme disponibilidade do cliente).

Requer mais instrumentação, controle fino e manutenção especializada.

NBR 12.313; NBR 11.175; NFPA 86; ISO 13574:2002

Flexibilidade de Combustível

Mais baixo (solução mais econômica).

~98%, mais alto com componentes químicos leves, como Biogás, por exemplo, variando conforme projeto.

Mais simples para operação contínua e emergencial.

Simplificado: geralmente apenas parâmetros básicos, sem monitoramento contínuo detalhado.

Refinarias, plataformas, sistemas de biogás/biometano, plantas com necessidade de queima de excedentes de forma segura e discreta.

Não possui pós-tratamento: gases queimados são liberados diretamente na atmosfera.

Maior: libera emissões diretamente, sem pós-tratamento; atende bem segurança, mas menos focado em eficiência ambiental.

Mais baixo (solução mais econômica).

Normalmente projetado para gases de processo e correntes de alívio, menos flexível em combustíveis auxiliares.

Mais simples para operação contínua e emergencial.

API -521; API-537; NFPA 30; EPA – 40 CFR 60.18;

Indústrias químicas, petroquímicas, farmacêuticas e processos que exigem alta eficiência de destruição e monitoramento rigoroso. Refinarias, plataformas, sistemas de biogás/biometano, plantas com necessidade de queima de excedentes de forma segura e discreta.

Equipamento de processo (tratamento de gases como parte da operação).

Menor: garante maior destruição de COVs, NOx controlado, possibilidade de recuperar energia.

Queimadores projetados para gás natural, GLP ou óleo leve (conforme

Equipamento de segurança (última linha de defesa, queima de excedentes/ emergência).

Maior: libera emissões diretamente, sem pós-tratamento; atende bem segurança, mas menos focado em eficiência ambiental.

Normalmente projetado para gases de processo e correntes de alívio, menos flexível em

Resumo:

• O incinerador é a escolha quando a prioridade é eficiência de destruição, conformidade ambiental rigorosa e possibilidade de recuperar energia.

• Há instalações industrial onde é necessário a inclusão de incinerador somada ao sistema de Flare, por serem equipamentos com objetivos diferentes e não excludentes;

• O Flare enclausurado é preferido quando se busca segurança, simplicidade, operação contínua e menor impacto visual, mesmo que a eficiência de destruição seja inferior.

Com base nas normas técnicas, na prática internacional e na função primária dos sistemas de flare, conclui-se que:

O flare enclausurado é um sistema de segurança industrial destinado à destruição térmica de gases inflamáveis durante

condições anormais de operação. Não é um sistema de controle ambiental e, portanto, não deve ser submetido à mesma lógica regulatória de equipamentos de tratamento de emissões.

A avaliação adequada deve seguir:

- eficiência de destruição térmica,

- estabilidade da chama, A imputação de limites de emissão específicos a flares não é tecnicamente justificável e pode comprometer a finalidade de segurança do equipamento.

Palavras-chave: flare enclausurado; biogás; segurança de processo; inventário de emissões; controle ambiental; API 521; API 537.

Sergipe e o novo ciclo do petróleo e gás: potencial energético, ambiente regulatório e desenvolvimento

socioeconômico

por: Gabriela Bueloni – Analista de Assuntos Corporativos na Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP).

Nos últimos anos, Sergipe vem se consolidando como um dos estados mais estratégicos do Brasil no setor de petróleo e gás natural. Esse movimento é resultado da combinação de potencial energético, investimentos em infraestrutura, atualização regulatória e uma atuação coordenada entre empresas, instituições e o poder público. Trata-se de um processo que reposiciona o estado no cenário nacional e cria bases mais sólidas para o desenvolvimento socioeconômico de médio e longo prazo. Nesse contexto, o potencial energético sergipano se consolida como o principal vetor estruturante desse novo ciclo de desenvolvimento.

A existência das reservas de petróleo e gás em águas profundas da costa de Sergipe permitiu que o estado retomasse as

atividades voltadas para a exploração offshore, com potencial de produção de 240 mil barris de petróleo por dia e 18 milhões de m³/dia, o projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP) se destaca no cenário energético estadual. Esse contexto é complementado pela presença de uma das maiores e mais eficientes termelétricas das Américas.

A UTE Porto de Sergipe I, localizada no município de Barra dos Coqueiros, possui capacidade instalada de 1,6 GW e consumo aproximado de 6 milhões de m³ de gás por dia. A usina conta ainda com um terminal de GNL integrado à malha federal de transporte, com capacidade de armazenamento de 21 milhões de m³/dia, possibilitando a injeção do volume não utilizado pela termelétrica no sistema nacional de transporte de gás.

Para possibilitar essa interconexão, fez-se necessário o investimento em infraestrutura, sendo construído um gasoduto de 25 quilômetros com origem no município de Barra dos Coqueiros e destino no município de Carmópolis, munícipio que possui um dos maiores campos terrestres do país. Com investimento superior a R$ 350 milhões, integrando recursos do agente carregador, da transportadora de gás e a concessão de áreas pelo executivo estadual, a obra gerou mais de 500 empregos, dos quais cerca de 70% foram ocupados por trabalhadores sergipanos.

Esse conjunto de ativos permite que o gás natural produzido em Sergipe atenda não apenas ao mercado local, mas também a outros estados do Nordeste. Um exemplo concreto é o fornecimento

de gás à indústria cerâmica, no Ceará, tornando-a o primeiro consumidor livre daquele estado. Esse tipo de operação, que evidencia o papel estratégico de Sergipe na integração do mercado regional de gás natural, reforça sua relevância além das fronteiras estaduais.

Neste aspecto, os incentivos do estado não estão apenas na concessão de áreas, o Programa Sergipano de Desenvolvimento Industrial (PSDI) coordenado pela Secretaria de Estado do Desenvolvimento Econômico e da Ciência e Tecnologia (SEDETEC), se

destaca como instrumento estruturante para a atração e consolidação de investimentos. O programa oferece incentivos fiscais e locacionais, estimulando a implantação, ampliação e modernização de empreendimentos industriais, promovendo o desenvolvimento regional equilibrado, a inovação tecnológica e a geração de empregos qualificados. Somado aos incentivos econômicos, o fortalecimento do ambiente regulatório tornou-se um dos pilares centrais para assegurar previsibilidade e confiança aos investidores.

Outro pilar desse novo ciclo de desenvolvimento é o ambiente regulatório favorável construído pelo Estado de Sergipe. O destaque no Ranking do Mercado Livre de Gás (RELIVRE), no qual o estado ocupa a segunda colocação nacional, reflete avanços regulatórios consistentes e a adoção de boas práticas no mercado de gás natural. Atualizado em novembro de 2025, o ranking avalia 37 itens regulatórios, distribuídos em quatro vertentes: facilidade de migração, isonomia entre consumidores cativos e livres, comercialização e

desverticalização.

O desempenho de Sergipe no RELIVRE evidencia o compromisso do estado com a modernização regulatória, a segurança jurídica e a criação de um ambiente competitivo para consumidores e investidores. Esse cenário é complementado pela atuação da Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Sergipe (AGRESE), que exerce papel fundamental na regulação e fiscalização do setor, assegurando previsibilidade, equilíbrio e transparência nas relações de mercado. Esse ambiente institucional favorável viabilizou a retomada de projetos industriais estratégicos capazes de agregar valor ao gás natural produzido no estado.

A retomada da Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Sergipe (FAFEN Sergipe), localizada em Laranjeiras, com capacidade de produzir até 1.800 toneladas de ureia por dia, o equivalente a cerca de 7% do mercado nacional, segundo a Petrobras, a unidade recoloca Sergipe no centro de uma agenda estratégica para o país. Atualmente, o Brasil depende quase

integralmente da importação de ureia, o que o expõe a oscilações do mercado internacional, crises geopolíticas e variações cambiais. Nesse contexto, a produção interna de fertilizantes nitrogenados é um elemento-chave para a segurança alimentar, a soberania produtiva e a estabilidade da cadeia do agronegócio. A FAFEN utiliza o gás natural como principal matéria-prima, o que amplia as alternativas de alocação do gás e agregando valor à cadeia energética, com potencial de atender também indústrias têxtil, de tintas e de papel. A consolidação dessa cadeia produtiva integrada reflete-se diretamente nos indicadores socioeconômicos do estado.

Esse conjunto de iniciativas impacta diretamente o mercado de trabalho, com a criação de 17.839 novos postos de trabalho em 2025, segundo dados da Secretaria de Estado do Trabalho, Emprego e Empreendedorismo (SETEEM). A cadeia do petróleo, do gás natural e da indústria associada demanda mão de obra técnica e especializada, estimulando a geração de empregos formais, a

elevação da renda média e a qualificação profissional. É nesse contexto que Sergipe se afirma como a estrela do gás. A combinação entre o potencial energético, a segurança regulatória, as políticas públicas estruturantes e a articulação institucional criaram um ambiente favorável à atração de empresas e à consolidação de um novo ciclo de crescimento. Os royalties oriundos da produção de gás natural, quando bem aplicados, ampliam a capacidade de investimento do estado e dos municípios e podem se traduzir em melhorias concretas na qualidade de vida da população por meio de projetos de mobilidade urbana, saúde, educação, infraestrutura e serviços públicos. Mais do que uma retomada setorial, o que se observa em Sergipe é a construção de uma base sustentável para o desenvolvimento econômico e social, evidenciada pela modernização regulatória, expansão da infraestrutura energética e a criação de empregos qualificados, posicionando o estado como referência nacional em uma nova etapa da indústria do petróleo e gás.

Macaé Energy 2026

Realizado entre os dias 17 e 19 de março de 2026, no Centro de Convenções Jornalista Roberto Marinho, em Macaé, o Macaé Energy 2026 foi um importante ponto de discussão da indústria energética brasileira e reafirmou o protagonismo do Norte Fluminense como polo estratégico de óleo, gás e novas energias. Mais do que uma feira setorial, o evento evoluiu para uma plataforma de negócios, articulação industrial e leitura aplicada das transformações em curso no setor, reunindo operadoras, fornecedores, investidores, reguladores e especialistas em torno de uma agenda centrada em eficiência, integração e competitividade.

@Firjan/Above

@Firjan/Above

“O contexto global atual reforça a importância do fortalecimento de nossas cadeias produtivas locais e o melhor aproveitamento de nossas capacidades para o crescimento e para segurança energética, prioridade de todas as nações”, apontou o presidente da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), Luiz Césio Caetano, em seu discurso na solenidade de abertura do evento.

@Firjan/Above @Firjan/Above

Caetano destacou ainda a importância do petróleo como alicerce fundamental para a estabilidade econômica do planeta. “Isso, porém, não impede um olhar para a diversificação e complementaria das fontes, a partir do olhar para o gás natural e a integração energética”, acrescentou o presidente da federação.

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, por mensagem de vídeo, destacou que a companhia vai investir US$ 24,2 bilhões na região. Segundo ela, serão três novos navios-plataforma, mais de 150 poços, 2.230 quilômetros de linhas submarinas e modernização das unidades. “Estimamos que a Bacia de Campos supere a produção de 1 milhão de barris de óleo equivalente por dia em 2034. O Macaé Energy é o espaço ideal para consolidarmos as relações a cadeia de fornecedores, pois são parcerias que impulsionam inovação, geram empregos e fortalecem a economia regional”, afirmou Magda.

Já Francisco Roberto de Siqueira, presidente da Firjan Norte Fluminense,

Aderência à realidade operacional

Em uma área de cerca de 10 mil m2, a Macaé Energy reuniu 75 expositores e atraiu um público de cerca de 20 mil pessoas, que tinham à disposição uma programação com mais de 50 horas de conteúdo técnico e estratégico, além da exposição de produtos e serviços.

ressaltou que o Macaé Energy se tornou um importante marco para o fortalecimento da cidade de Macaé, considerada a capital da energia no estado do Rio e polo estratégico para o futuro do setor energético nacional. Ele lembrou que a região é uma base industrial, que conta com empresas a nível global, que alavancam o crescimento desta indústria com alto nível de excelência e condições de contribuir para a expansão do mercado energético local e nacional. “Sabemos que ainda temos muito a produzir no Pré-Sal, Pós-Sal e nos Campos Maduros, com destaque merecido para a Bacia de Campos”, assegurou.

Participaram ainda da abertura, o presidente do Conselho Empresarial de Petróleo e Gás da Firjan e diretor da PRIO, Emiliano Fernandes; coordenador da REDEPETRO-BC, Thadeu Paravidino; vicepresidente de Operações da Equinor, Paulo Van Der Vem; deputado federal, Eduardo Pazuello; secretário de Desenvolvimento Econômico de Macaé Rodrigo Vianna; e o vice-prefeito de Macaé, Fabiano Pascoal.

A estruturação de iniciativas como a “Rede de Oportunidades”, voltada à conexão direta entre grandes operadoras e fornecedores, reforça o caráter pragmático do evento na geração de contratos e parcerias, evidenciando uma mudança estrutural: eventos técnicos deixam de ser espaços predominantemente institucionais para se consolidarem como ambientes de decisão. Ao longo dos três dias do evento, a iniciativa promoveu mais de 420 reuniões nas mesas com empresas âncoras, superando os números das edições anteriores: nesta edição, o RdO Fornecedores contou com a participação de 10 empresas âncoras — Petrobras, Equinor, PRIO, Halliburton, Ocyan, Porto do Açu, SBM Offshore, SLB, TBG e Transpetro — que apresentaram suas demandas, requisitos técnicos e processos de contratação a fornecedores interessados em ampliar sua atuação no mercado.

Do ponto de vista técnico, o congresso foi estruturado em torno de três eixos principais: operações de óleo e gás (especialmente offshore), expansão do mercado de gás natural e integração energética, e inovação tecnológica associada à formação de mão de obra. Os temas abordados — como revitalização de campos maduros, novos projetos offshore, infraestrutura de gás, digitalização e automação — refletem as prioridades atuais da indústria brasileira, especialmente em um contexto de transição energética não disruptiva, mas incremental e orientada à eficiência.

A presença de empresas como Petrobras, Equinor, PRIO e Baker Hughes, além de instituições como EPE - Empresa de Pesquisa Energética e ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, conferiu densidade

estratégica aos debates, especialmente no que se refere à segurança de suprimento e à competitividade industrial.

Nesse contexto, o gás natural emergiu como o principal vetor de transição energética discutido no evento e contou com apresentação de Paulo Van Der Ven, Vice-presidente de Operações da Equinor sobre o Projeto Raia, associada à ampliação da infraestrutura e à integração de mercados regionais, reforçando o papel do gás como elemento de equilíbrio entre descarbonização relativa, segurança energética e viabilidade econômica.

“O maior valor do gás é quando ele se transforma em insumo industrial.”

E a agenda regulatória é crítica nesse processo, envolvendo acesso à infraestrutura, transporte e distribuição. As discussões mostraram que a ampliação da malha e a redução de barreiras de acesso são fundamentais para destravar o potencial do gás como motor de industrialização, especialmente em setores como fertilizantes e petroquímica.

Ao mesmo tempo, a autossuficiência não implica isolamento: o Brasil deve continuar importando gás — não por dependência, mas por estratégia.

“A importação vem por oportunidade, para dar flexibilidade e competitividade ao sistema.”

Essa visão reforça a importância da integração energética regional, especialmente com países sul-americanos.

Outro aspecto relevante evidenciado no Macaé Energy 2026 foi o protagonismo crescente da cadeia fornecedora. Diferentemente de abordagens centradas exclusivamente em operadoras, o evento destacou soluções aplicadas em áreas como automação, integridade de ativos,

conectividade industrial e eficiência energética, indicando que a inovação no setor ocorre de forma distribuída e incremental.

Esse movimento sugere uma mudança na lógica competitiva da indústria: a vantagem não está apenas no acesso a recursos naturais, mas na capacidade de integrar ativos, infraestrutura e cadeia de suprimentos. Em outras palavras, a competitividade passa a ser função direta da eficiência sistêmica — uma equação que combina produção, logística e capacidade de execução.

A realização do evento buscou ainda reforçar Macaé como um hub energético ampliado. Tradicionalmente associada à Bacia de Campos, a cidade passa a incorporar uma agenda mais diversificada, que inclui integração com o mercado de gás, fortalecimento da base industrial e atração de investimentos. A proximidade entre ativos offshore, infraestrutura logística

e fornecedores especializados configura uma vantagem competitiva relevante, especialmente em um cenário de pressão por redução de custos e aumento de eficiência operacional.

A leitura consolidada do Macaé Energy 2026 — combinando conteúdo técnico, percepção de mercado e alinhamento com agendas setoriais — permite identificar tendências estruturais claras.

A primeira é a consolidação de uma transição energética pragmática, baseada na convivência entre óleo, gás e renováveis, com forte protagonismo do gás natural no curto e médio prazo; a segunda, a centralidade da cadeia de suprimentos como fator crítico de competitividade, deslocando o foco de recursos para eficiência operacional; e a terceira, a transformação de eventos técnicos em plataformas efetivas de negócios, com impacto direto na geração de contratos e investimentos.

Transição energética: um processo não linear e orientado por pragmatismo

As lideranças institucionais revelaram um ponto de convergência importante: o Brasil não vive uma substituição energética, mas uma expansão e recomposição de sua matriz. Karine Fragoso sintetiza esse momento ao afirmar que a feira “se consolida como uma plataforma de negócios”, conectando demanda e oferta e gerando resultados concretos. A dimensão desse impacto é expressiva: milhares de visitantes, centenas de reuniões de negócios e ampliação relevante da base de fornecedores nacionais por grandes players. Mais do que números, trata-se de um sinal claro de reativação da cadeia produtiva. “Sem contrato, o empresário não contrata, não desenvolve tecnologia. É fundamental.”

O planejamento energético brasileiro, conduzido por instrumentos como o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) e o Plano Nacional de Energia (PNE), parte de uma premissa central: a transição energética não é linear.

Diferentemente de narrativas que sugerem substituições rápidas e diretas entre fontes, a realidade observada é de um processo marcado por avanços e recuos, assimetrias tecnológicas e condicionantes econômicos. A adoção de novas fontes depende de fatores como competitividade, escala, regulação e disponibilidade de infraestrutura, o que resulta em trajetórias heterogêneas ao longo do tempo.

Nesse contexto, o planejamento energético brasileiro adota uma abordagem baseada em dados e cenários. No curto e

médio prazo, o PDE projeta a evolução do setor a partir das políticas públicas existentes e das condições atuais de mercado. Já no longo prazo, o PNE trabalha com múltiplos cenários possíveis, reconhecendo a incerteza inerente a horizontes de 30 anos.

@Firjan

Essa visão se materializa na diferença entre o PDE (Plano Decenal de Energia) e o PNE (Plano Nacional de Energia): enquanto o PDE trabalha com projeções baseadas nas condições atuais, o PNE explora cenários possíveis de longo prazo. Essa distinção é essencial para compreender por que petróleo e gás permanecem relevantes no planejamento.

A demanda energética brasileira deve crescer cerca de 25% nos próximos dez anos — um aumento significativo que

Um dos pontos mais relevantes das discussões foi a rejeição da ideia de transição energética como ruptura abrupta. Heloisa Borges, diretora de estudos de petróleo, gás e biocombustíveis da EPE destacou que o planejamento energético brasileiro se baseia em dados e pragmatismo, não em expectativas idealizadas. “Esses movimentos de longo prazo nunca são lineares. Às vezes uma tecnologia avança mais rápido, às vezes demora para ganhar escala.”

impõe limites práticos à velocidade da transição. “O Brasil ainda precisa de muita energia — e precisa agora.” Nesse contexto, a permanência dos hidrocarbonetos não representa um retrocesso, mas uma condição estrutural para garantir segurança energética e crescimento econômico.

Essa abordagem permite uma leitura mais realista do futuro energético: não há um único caminho, mas um conjunto de trajetórias possíveis que exigem preparação e flexibilidade.

Crescimento da demanda e o papel contínuo dos hidrocarbonetos

Um dos elementos mais relevantes desse planejamento é a projeção de crescimento da demanda energética. O Brasil deve ampliar seu consumo em cerca de 25% nos próximos dez anos — um ritmo elevado, especialmente considerando o tempo necessário para implantação de infraestrutura. Esse crescimento é

@arquivopessoal

impulsionado por múltiplos fatores: expansão econômica, aumento do consumo per capita, digitalização, eletrificação de processos e novas demandas associadas à economia digital, como data centers e inteligência artificial.

Diante desse cenário, petróleo e gás natural permanecem essenciais. Ainda

que sua participação relativa na matriz energética tenda a diminuir, em termos absolutos seu consumo deve crescer. Isso reflete uma realidade estrutural: o desenvolvimento econômico exige energia, e a substituição completa de fontes fósseis não ocorre no curto prazo.

Gás natural: vetor de transição e reindustrialização

Entre os hidrocarbonetos, o gás natural ocupa posição estratégica. Seu papel vai além da segurança energética, estendendose à descarbonização industrial e à viabilização de novas cadeias produtivas. As projeções indicam expansão significativa do consumo de gás, com potencial de multiplicação no longo prazo. Mesmo com redução percentual na matriz, o volume absoluto cresce, evidenciando sua relevância crescente. A integração com o biometano amplia ainda mais esse potencial, especialmente em cenários de transição acelerada.

Projetos estruturantes, como o desenvolvimento de novas rotas de escoamento e produção, são fundamentais para essa expansão. Mais do que garantir oferta, o desafio é internalizar o gás como insumo industrial, impulsionando setores como fertilizantes e petroquímica — áreas nas quais o Brasil ainda apresenta elevada dependência externa. E aí o gás natural se posiciona como elemento-chave para a reindustrialização, agregando valor à produção nacional e fortalecendo cadeias produtivas estratégicas.

Descomissionamento: a nova fronteira industrial do setor

O descomissionamento de ativos offshore também foi assunto no evento - com dezenas de plataformas previstas para desativação nos próximos anos, o Brasil entra em uma nova fase do ciclo da indústria de óleo e gás. A atividade representa uma oportunidade significativa de desenvolvimento econômico e tecnológico. Trata-se de uma cadeia intensiva em engenharia, logística, gestão ambiental e inovação, com potencial para geração de empregos qualificados e atração de investimentos.

Segundo diretora-geral da OnipOrganização Nacional da Indústria do Petróleo Marta Latermer, o assunto tem

potencial significativo de investimento e geração de empregos. “São 45 plataformas para descomissionamento apenas da Petrobras nos próximos anos.”

Esse movimento abre uma nova frente industrial, com forte componente tecnológico e regulatório. A adesão à Convenção de Hong Kong é apontada como condição essencial para inserir o Brasil no mercado global de reciclagem naval. Além disso, o descomissionamento se conecta diretamente à economia circular. “É uma forma de produzir aço verde, com enorme redução de emissões.”

Marta lembra que a janela de

oportunidade, no entanto, é curta. A ausência de marcos regulatórios claros pode deslocar essa atividade para outros países. “Se a gente não fizer, outro vai fazer.”

E é necessário aprimorar o arcabouço regulatório e tributário, especialmente no que diz respeito ao tratamento de ativos ao final de sua vida útil. A ausência de regras claras pode comprometer a competitividade do país e deslocar investimentos para outros mercados.

O descomissionamento se conecta diretamente à economia circular: a

reciclagem de materiais, especialmente aço, permite reduzir significativamente a pegada de carbono da indústria, ao evitar a produção primária intensiva em energia. Esse processo transforma o que antes era visto como passivo ambiental em ativo estratégico, criando novas oportunidades de negócio e alinhando o setor às demandas globais por sustentabilidade. Ao integrar práticas de economia circular, a indústria de óleo e gás amplia seu papel na transição energética, contribuindo não apenas como fornecedora de energia, mas também como agente de inovação e sustentabilidade.

Integração energética: o novo paradigma da transição

Um dos conceitos mais relevantes que emerge desse cenário é o de integração energética: em vez de uma substituição direta entre fontes, o que se observa é a construção de sistemas híbridos, nos quais diferentes tecnologias coexistem e se complementam. A sinergia entre óleo e gás e energias renováveis, como a eólica offshore, é um exemplo claro dessa tendência. Infraestruturas existentes, cadeias de suprimento e competências técnicas

podem ser reaproveitadas, reduzindo custos e acelerando a implementação de novos projetos.

Essa lógica se estende também ao nível das empresas. A transição energética passa a ser uma decisão estratégica interna, envolvendo a reconfiguração da matriz energética de cada organização, com foco em eficiência, redução de emissões e competitividade.

Biocombustíveis: vantagem competitiva brasileira

No campo dos biocombustíveis, o Brasil ocupa posição de destaque global. A experiência acumulada desde o Proálcool demonstra a capacidade do país de desenvolver soluções inovadoras a partir de suas vantagens comparativas.

O Brasil mantém posição de destaque global em biocombustíveis, resultado de décadas de desenvolvimento tecnológico e políticas públicas consistentes e o legado do Proálcool continua moldando o presente. “A gente mirou na segurança energética e alcançou a transição energética,” afirmou

Heloisa Borges.

A ampliação das misturas obrigatórias — como E35 e B25 — e o avanço de tecnologias como diesel verde e biometano reforçam essa trajetória: o país não apenas domina a tecnologia, mas atua como referência internacional. “O Brasil é um showcase global em biocombustíveis.” Essa liderança é estratégica não apenas para descarbonização, mas para reduzir vulnerabilidades externas e fortalecer a segurança energética.

Geopolítica e segurança energética: resiliência em um cenário volátil

O contexto internacional adiciona complexidade ao setor energético. Conflitos geopolíticos impactam preços e cadeias de suprimento, gerando incertezas e volatilidade. No caso brasileiro, a diversificação de fontes e a condição de exportador de petróleo conferem maior resiliência. Ainda assim, o país não está imune aos efeitos de preços globais, que se propagam por toda a economia. Esse cenário reforça a importância de estratégias baseadas em diversificação, integração regional e fortalecimento da produção doméstica, especialmente no mercado de gás.

O que emerge desse conjunto de análises é uma visão clara: a transição energética brasileira não se caracteriza por ruptura, mas por expansão e diversificação. O país avança na incorporação de novas fontes e tecnologias, ao mesmo tempo em que mantém e transforma suas bases energéticas

tradicionais. Trata-se de um processo de “alargamento da matriz”, no qual diferentes vetores energéticos coexistem e evoluem de forma integrada. E o Macaé Energy 2026 simbolizou esse momento, deixando de ser apenas um reflexo da indústria para se tornar um agente ativo na sua reorganização. Ao conectar decisores, tecnologia e oportunidades em um mesmo ambiente, o evento contribui para reduzir assimetrias de informação, acelerar decisões e alinhar expectativas entre os diversos elos da cadeia energética.

O resultado é um retrato consistente de uma indústria em transição — não disruptiva, mas profundamente orientada à eficiência, integração e pragmatismo. Nesse contexto, Macaé reafirma seu papel histórico no petróleo brasileiro, ao mesmo tempo em que se projeta como plataforma ativa para o futuro da energia no país.

@Arthur Alves/GEA

INPI: 822 617 897 - 16

bp confirma o início da produção do projeto New Gas Consortium

A bp confirmou o início da produção de gás no campo de Quiluma, parte do Consórcio Novo Gás (NGC) em Angola, conforme relatado pela operadora Azule Energy. Este marco reforça a sólida trajetória de projetos iniciados e descobertas exploratórias da Azule Energy – uma joint venture 50:50 entre a bp e a Eni.

A produção inicial do campo de Quiluma deverá ser de 150 milhões de pés cúbicos padrão (mmscf) por dia, aumentando para 330 mmscf por dia até o final de 2026.

O projeto NGC é o primeiro

desenvolvimento de gás não associado em Angola. O gás é produzido no campo de Quiluma, em águas rasas, sendo tratado em uma unidade de processamento em terra e, em seguida, encaminhado para a planta de GNL de Angola para exportação. A Azule Energy é a operadora do NGC, com uma participação de 37,4%, em parceria com a Cabinda Gulf Oil Company (CABGOC) com 31%, a Sonangol E&P com 19,8%, a TotalEnergies com 11,8% e a ANPG como concessionária nacional.

“A entrega segura do projeto NGC é mais um exemplo do progresso estratégico da bp e demonstra o que parcerias e colaborações sólidas podem alcançar. Este projeto representa um passo importante para o sistema energético de Angola e fortalece a matriz energética do país, que busca consolidar sua posição como um ator global no mercado de gás natural,” Gordon Birrell, vicepresidente executivo de produção e operações da bp e membro do conselho da Azule.

Em novembro de 2025, os parceiros inauguraram a planta de tratamento de gás do projeto em uma cerimônia em Soyo, no norte de Angola. O início das operações da NGC é o mais recente de uma série de sucessos na área de exploração e produção da Azule Energy. Em julho de 2025, a produção teve início no campo de Agogo, no projeto Agogo Integrated West Hub (Agogo IWH), no bloco 15/06, na costa de Angola. A empresa também anunciou o início das operações do desenvolvimento de Ndungu em fevereiro de 2026.

Desde o início de 2025, a Azule

Energy anunciou quatro descobertas de hidrocarbonetos: o poço Algaita-01 e a descoberta de gás Gajajeira-01 em Angola, e as descobertas Volans-1X e Capricornus1X na Bacia de Orange, na Namíbia.

A bp anunciou 12 descobertas em 2025 em diversas bacias. Também iniciou sete grandes projetos de exploração e produção no mesmo período – cinco antes do previsto – em Trinidad e Tobago (2), no Mar do Norte do Reino Unido, no Egito, na Mauritânia e no Senegal e no Golfo da América (2) – contribuindo para seu plano de iniciar 10 grandes projetos globalmente até o final de 2027.

Baker Hughes e Petrobras assinam acordo de prestação de serviços estratégicos para equipamentos críticos de turbomáquinas

A Baker Hughes conquistou importante contrato de serviços de 60 meses com a Petrobras para dar suporte a equipamentos críticos de turbomáquinas para as operações offshore do Brasil, bem como para uma importante refinaria. O acordo foi assinado em fevereiro no Rio de Janeiro, após um processo de licitação pública, e abrange serviços essenciais de manutenção, reparos e consultoria de engenharia.

Este acordo reforça o compromisso da Baker Hughes com os serviços de ciclo de vida, mantendo o desempenho e a confiabilidade de até 64 turbinas a gás aeroderivadas instaladas em diversos locais críticos para a continuidade da produção da Petrobras. Esses ativos dão suporte à geração de energia estável e escalável

@BakerHughes

em aproximadamente 19 unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs) no setor offshore brasileiro e na refinaria de Replan, em Paulínia, São Paulo. As FPSOs são equipadas com turbinas da Baker Hughes, incluindo os modelos LM2500 e LM6000.

A Baker Hughes tem desempenhado um papel fundamental no desenvolvimento dos recursos energéticos do Brasil há várias décadas. A estratégia da empresa está alinhada com as exigências governamentais de conteúdo local, com foco no aprimoramento da confiabilidade operacional para contribuir com o fortalecimento da economia e da cadeia de suprimentos de energia do país.

Os trabalhos referentes ao acordo tiveram início em fevereiro de 2026 e serão executados por meio do Centro de Serviços da Baker Hughes em Petrópolis, Rio de Janeiro. Criado em 2010 para dar suporte à Petrobras, o centro emprega mão de obra local e oferece uma gama de serviços, incluindo desmontagem e montagem. A Baker Hughes planeja expandir a capacidade e a infraestrutura do centro, adicionando recursos avançados de retificação para aprimorar o serviço e a confiabilidade. A expansão fortalecerá a cadeia de suprimentos local e as oportunidades de emprego, reforçando o compromisso de longo prazo da Baker Hughes com o Brasil.

“Este acordo estratégico reforça nosso relacionamento de longa data com a Petrobras e nosso compromisso duradouro com o setor energético brasileiro”, disse Maria Claudia Borras, Diretora de Crescimento e Experiência e Vice-Presidente Executiva interina de Tecnologia Industrial e de Energia da Baker Hughes. “Nossas soluções de serviços avançadas, oferecidas por meio de nosso centro de serviços local, podem ajudar a melhorar a confiabilidade e a eficiência operacional que a Petrobras precisa em suas operações offshore e de refino, ao mesmo tempo que fortalecem sua cadeia de suprimentos de energia.”

ANP participará de projeto de pesquisa sobre aumento de misturas de biocombustíveis

A Diretoria Colegiada da ANP - Agência

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis aprovou minuta de portaria que estabelece diretrizes para a participação

institucional da Agência no projeto Política com Ciência – Rede de Pesquisa Combustível do Futuro: Viabilidade técnica do aumento das misturas de gasolina-etanol

e diesel-biodiesel. O ato também estabelece os procedimentos internos de governança, coordenação e execução das atividades relacionadas ao projeto.

O projeto a ser executado pelo Centro de Pesquisas e Análises Tecnológicas da ANP (CPT), com recursos do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI), repassados por meio de termo de outorga firmado com o Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq), é um dos Projetos a serem desenvolvidos no âmbito da Rede de Pesquisa, a qual será coordenada pelo CPT. O valor total da Encomenda é de aproximadamente R$ 30 milhões, dos quais R$ 9.910.543,00 foram destinados ao projeto a ser desenvolvido pelo CPT.

A Rede de Pesquisa, composta por nove laboratórios, incluindo o CPT, tem por objetivo levantar subsídios técnicos para avaliação da viabilidade técnica do aumento dos teores de biocombustíveis nas misturas com combustíveis fósseis, conforme previsto na Lei nº 14.993/2024 – Lei do Combustível do Futuro. Isso porque a legislação estabelece que eventuais elevações das misturas de etanol na gasolina e de biodiesel no óleo diesel devem ser precedidas de estudos técnicos que comprovem sua viabilidade, cabendo posteriormente ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) deliberar sobre o tema.

Nesse contexto, a Rede de Pesquisa Combustível do Futuro realizará estudos voltados à avaliação da viabilidade técnica das misturas E35 (35% de etanol na gasolina) e B25 (25% de biodiesel no diesel).

Importante destacar que o projeto não corresponde à avaliação técnica definitiva para adoção dessas misturas no mercado. Trata-se de uma iniciativa de pesquisa voltada a subsidiar a formulação e a adoção de políticas públicas, em consonância com as diretrizes estabelecidas pela Lei do Combustível do Futuro.

A iniciativa integra o Programa Política com Ciência, do MCTI, voltado a apoiar à formulação e a avaliação de políticas públicas baseadas em evidências científicas. O projeto foi formalmente aprovado em 1/12/2025 e tem vigência prevista até 31/12/2027.

ANP estende contratos de 34 campos de produção de petróleo e gás

Em 2025, a ANP aprovou 45 planos de desenvolvimento (PDs) de campos de produção de petróleo e gás natural, sendo 42 totalmente e três parcialmente. Desses, 34 tiveram prorrogação contratual, o que significa que campos que teriam seus contratos encerrados em breve continuarão produzindo por mais tempo. Isso dá continuidade às atividades, gerando emprego e renda em suas regiões, bem como arrecadação para o país.

Ao longo do ano, foram deliberados 49 PDs, sendo quatro reprovados. Esse número é maior que a média anual dos últimos dez anos, que foi de 34,6 PDs analisados por ano.

As prorrogações foram parte da aprovação, pela Agência, de 45 planos de desenvolvimento (PDs) de campos produtores. O PD é o documento preparado pelas empresas petroleiras contendo o programa de trabalho e o investimento necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural.

O aumento é reflexo do esforço da ANP para ampliar a atratividade do setor de petróleo e gás no Brasil, por meio de ações como extensão dos contratos e da vida útil dos campos, redução de alíquotas de royalties e maximização dos fatores de recuperação da produção. Essas medidas estão em consonância com diretrizes do Conselho Nacional de Polícia Energética (CNPE) e foram definidas por instrução normativa aprovada pela Diretoria da Agência em 2022

Entre os 45 planos aprovados total e parcialmente, destacam-se: 13 campos

maduros que tiveram prorrogação contratual e também redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental; 21 com apenas prorrogação contratual; dois com apenas redução de royalties; e 13 sem pleito adicional (somente aprovação de novo PD).

Um dos destaques em 2025 foi a conclusão de 154 processos de prorrogação dos contratos da Rodada Zero. A Rodada Zero ratificou os direitos da Petrobras na forma de contratos de concessão sobre os campos

que se encontravam em efetiva produção e blocos em exploração na data de vigência da Lei do Petróleo (Lei nº 9.478/1997). Esses contratos possuíam vigência inicial de 27 anos, que se encerraria em 05/08/2025, e foi necessário avaliar campo a campo se havia investimentos e continuidade da produção por um período adicional. Segundo dados do último Programa Anual de Trabalho e Orçamento, os campos prorrogados receberão R$ 136 bilhões em investimentos nos próximos cinco anos.

Plano de desenvolvimento é o documento

preparado pelo concessionário contendo o programa de trabalho e o investimento necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural, nos termos do contrato de concessão. É um instrumento utilizado em toda a indústria do petróleo, imprescindível para que a ANP conheça e acompanhe o desenvolvimento do campo, visto que agrupa informações de caráter técnico, operacional, econômico e ambiental relacionados à exploração de um campo petrolífero, incluindo seu abandono.

Já a redução da alíquota de royalties é regulada pela Resolução ANP nº 749/2018. Essa redução pode ser de até 5% sobre a produção incremental de campos maduros, desde que comprovado o benefício econômico para os entes federados. Campos maduros

são aqueles em produção há pelo menos 25 anos, ou cuja produção acumulada corresponda a, pelo menos, 70% do volume a ser produzido previsto das reservas provadas, que tenham sua produção incrementada a partir da realização de novos investimentos.

Assinatura de contratos de Mero

e Atapu consolida resultado do Leilão de Áreas Não

Contratadas

O Ministério de Minas e Energia assinou, juntamente com a Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA), os contratos de alienação dos direitos e obrigações da União nas áreas não contratadas das jazidas compartilhadas de Mero e Atapu, no Pré-Sal da Bacia de Santos. As áreas foram arrematadas pelas empresas Petrobras e Shell, em consórcio, em leilão realizado em dezembro de 2025, na B3, pelo valor aproximado de R$ 8,8 bilhões.

Para o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, a operação demonstra maturidade institucional do modelo brasileiro e a capacidade do país de transformar seus recursos naturais em desenvolvimento. “O Brasil mostra, mais uma vez, que tem regras claras, estabilidade regulatória e ativos de alta qualidade. Estamos fortalecendo o regime de partilha e garantindo o pré-sal continue gerando riqueza, investimentos e retorno concreto para a sociedade brasileira”, afirmou.

O certame, considerado histórico, marcou um novo modelo de monetização de ativos da União no regime de partilha da produção. Estruturado a partir dos Acordos de Individualização da Produção

Petrobras e Shell em consórcio, arremataram a participação da União nas áreas não contratadas nas Jazidas Compartilhadas de Mero e Atapu

(AIPs), o leilão permitiu a alienação de participações específicas em áreas ainda não contratadas, com segurança jurídica e ampla competitividade. O resultado registrou ágio de R$ 337 milhões em relação ao preço mínimo estabelecido.

Mero e Atapu estão entre os ativos mais relevantes do Pré-Sal brasileiro, com elevada produtividade e grande potencial de geração de receitas. A partir de 1º de março

de 2027, a Petrobras e a Shell assumirão a participação da União (tract participation –TP) de 3,5% em Mero e de 0,95% em Atapu nos respectivos consórcios. Até essa data, a produção de petróleo e gás natural dessas áreas permanece como direito da União e segue sendo comercializada pela PPSA, conforme previsto na Lei nº 12.351/2010, com as alterações promovidas pela Lei nº 15.164/2025.

“Este leilão representou um marco para a PPSA e para o regime de partilha. Conseguimos estruturar o processo em tempo recorde, com plena conformidade regulatória e regras que asseguraram competitividade. O resultado foi um ágio de R$ 337 milhões em relação ao preço mínimo, além da consolidação de um novo instrumento de monetização de ativos da União no Pré-Sal. Este leilão reforça o papel relevante e estratégico da PPSA para a sociedade brasileira”, afirmou Luis Fernando Paroli, Diretor-Presidente da PPSA.

Porto do Açu bate recorde histórico em movimentações

O Porto do Açu encerrou 2025 com 89 milhões de toneladas movimentadas, alta de 14% em relação ao ano anterior e volume recorde do complexo porto-indústria, que apresenta crescimento médio anual de 26% na última década. O desempenho foi puxado principalmente pelos segmentos de petróleo, minério de ferro e cargas gerais, reforçando a estratégia de diversificação de portfólio. O resultado mantém o Açu, instalado no Norte do Estado do Rio de Janeiro, como o segundo maior porto do país em movimentação de cargas.

O Porto do Açu respondeu por 3% do fluxo brasileiro no comércio exterior e movimentou cerca de US$ 16 bilhões em 2025. Petróleo (US$ 14,5 bilhões) e minério de ferro (US$ 2 bilhões) lideraram a pauta exportadora. O Terminal de Transbordo de Petróleo (T-Oil), operado pela Vast Infraestrutura, registrou recorde de embarques de óleo cru com destino ao exterior, com 220 milhões de barris, consolidando-se como líder de mercado nesse segmento. Já no Terminal de Minério de Ferro, da Ferroport, foram movimentadas

24 milhões de toneladas no ano.

Com a diversificação e a expansão da base de clientes, o Terminal Multicargas (T-Mult) também bateu recorde histórico, com 2,1 milhões de toneladas movimentadas e

crescimento de 32% entre 2016 e 2025. O terminal encerrou o ano com 77 clientes ativos e 25 tipos diferentes de cargas operadas, entre elas tarugo, trigo, soja, locomotivas e milho.

Para Eugenio Figueiredo, CEO do Porto do Açu, os números refletem consistência operacional e ganho de relevância estratégica no cenário nacional. “Os resultados confirmam nossa solidez, eficiência operacional e integração logística. Ampliamos nossa relevância no cenário nacional como plataforma estratégica para o comércio exterior e como polo de suporte a diversas cadeias produtivas”, afirma.

Para 2026, o complexo inicia o ano com projetos estruturantes em fase avançada e novos investimentos já implementados. “Temos espaço para crescer de forma disciplinada e estratégica, seja em energia, mineração, agronegócio ou indústria. Nosso foco permanece na geração de valor de longo prazo para clientes, parceiros e para o país”, conclui.

@PortodoAçu

Porto de Suape (PE) terá primeiro terminal de contêineres 100% eletrificado da América Latina

O então ministro de Portos e Aeroportos, Silvio Costa Filho, participou da cerimônia de entrega de equipamentos para o novo terminal de contêineres da APM Terminals no Porto de Suape (PE), simbolizando a fase final de implantação do empreendimento. O terminal de uso privado (TUP), que faz parte do Novo PAC, é um dos maiores investimentos recentes em infraestrutura portuária no Nordeste brasileiro, com mais de R$ 2 bilhões aplicados nesta primeira etapa do projeto. A governadora de Pernambuco, Raquel Lyra, também esteve presente no evento.

Vindos da China, os equipamentos desembarcados no primeiro navio a ancorar no novo terminal representam um investimento de cerca de R$ 241 milhões e viabilizam o início das etapas técnicas que antecedem a operação do terminal. A previsão é que as atividades estejam em plena operação no segundo semestre de 2026, com capacidade inicial para movimentar até 400 mil TEUs (unidade equivalente a um contêiner de 20 pés) por ano.

Ao destacar a importância do novo terminal, o ministro Silvio Costa Filho afirmou que o empreendimento deverá ampliar a competitividade do Porto de Suape e impulsionar a economia regional. “Eu não tenho dúvida de que, com essa grande obra, vamos ampliar ainda mais a competitividade do nosso Porto. Com esse empreendimento, Pernambuco está entrando na rota das operações portuárias

do mundo, gerando mais negócios, emprego e renda”, disse.

A governadora Raquel Lyra ressaltou que a chegada dos equipamentos representa um avanço importante. “Com a chegada desses equipamentos hoje, temos aqui os melhores recursos do mundo, que vão permitir que o primeiro terminal totalmente eletrificado da América Latina garanta mais produtos chegando e saindo de Pernambuco. Isso é importante para a balança de exportação, mas o melhor de tudo é ver nosso estado como destino de investimentos”, afirmou.

Já o diretor-presidente da APM Terminals Suape e Pecém, Daniel Rose, afirmou que a cooperação entre poder público e iniciativa privada tem sido determinante para a competitividade da infraestrutura portuária brasileira. “O compromisso das autoridades em investir na modernização de Suape e de acreditar neste projeto foi fundamental para que chegássemos

@Wesley D’Almeida

até aqui. Essa parceria entre governo e iniciativa privada é o que torna possível transformar sonhos em realidade e colocar Pernambuco em posição de destaque nas grandes rotas comerciais do país”, disse.

Durante a fase de construção, o projeto deverá gerar cerca de 500 empregos diretos e aproximadamente 2 mil indiretos. Na fase de operação, a estimativa é de cerca de 350 empregos diretos e aproximadamente 1,4 mil indiretos, reforçando o impacto do empreendimento na economia local.

Eficiência e sustentabilidade

Além de ampliar a capacidade logística do Porto de Suape em mais de 50%, o novo terminal incorpora tecnologias voltadas à eficiência operacional e à sustentabilidade ambiental. O empreendimento será o primeiro terminal portuário da América Latina totalmente eletrificado, usando equipamentos que eliminam o uso de combustíveis fósseis e contribuem para a redução das emissões de carbono.

Entre os equipamentos entregues nesta etapa estão guindastes de cais do tipo STS (Ship to Shore), responsáveis pelo carregamento e descarregamento de navios, além de guindastes de pátio sobre pneus (RTG, na sigla em inglês), usados na movimentação e organização de contêineres. O terminal contará ainda com empilhadeiras e tratores portuários, formando um conjunto de equipamentos voltado à operação de embarcações de grande porte e à ampliação da produtividade portuária.

O projeto também incorpora soluções de automação e digitalização que trarão mais eficiência logística. O terminal contará com portões automatizados para caminhões, sistema de agendamento para otimizar o fluxo de cargas e monitoramento em tempo real dos equipamentos operacionais. A infraestrutura terá ainda conectividade 5G privada de alta velocidade para troca segura de dados e acompanhamento contínuo das operações.

Primeiro óleo de Lapa Sudoeste consolida produção do Pré-Sal da Bacia de Santos

No dia 10 de março, foi extraído o primeiro óleo da porção Sudoeste do campo de Lapa, no Pré-Sal da Bacia de Santos. O ativo é parte do consórcio formado pela Repsol Sinopec (25%), TotalEnergies EP Brasil (operadora, 48%), e Shell Brasil (27%).

Com investimento de US$ 1 bilhão, o desenvolvimento de Lapa Sudoeste conta com três novos poços conectados ao FPSO

Cidade de Caraguatatuba, unidade de produção em atividade no campo de Lapa, com capacidade de processamento de 100 mil barris de óleo equivalente por dia e 5 milhões m³ de gás.

Nesta fase inicial, estima-se que Lapa Sudoeste aumente a produção do campo em 25.000 barris de petróleo por dia, elevando a produção total para aproximadamente 60.000 barris de petróleo por dia.

O campo de Lapa (antigo bloco exploratório BM-S-9A) foi descoberto em 2007, está situado na porção central da Bacia de Santos, a 300 km da costa do estado de São Paulo, em lâmina d’água em torno de 2.140 metros. A porção a nordeste do campo entrou em produção em dezembro de 2016.

“Lapa Sudoeste aumentará significativamente a produção diária do nosso portifólio de ativos, que inclui campos do Pré-Sal de classe mundial, como Sapinhoá, também na Bacia de Santos, e Albacora Leste, na Bacia de Campos”, destaca Alejandro Ponce, CEO da Repsol Sinopec Brasil.

FPSO Cidade de Caraguatatuba

Refinarias privadas ameaçam suspender importações para forçar alta nos preços dos combustíveis

A FUP - Federação Única dos Petroleiros aponta a gravidade da sinalização da Abicom - Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis de que empresas podem suspender importações de gasolina e diesel

caso a Petrobrás não aumente os preços no Brasil. Para a FUP, a ameaça representa uma tentativa de pressionar o mercado por meio da redução artificial da oferta, o que pode colocar em risco o abastecimento do país.

“É um absurdo ameaçar o país com desabastecimento para forçar aumento de preços. O Brasil produz petróleo a custos muito baixos, especialmente no Pré-Sal, que está entre os mais baratos do mundo. Usar o risco de falta de combustível para pressionar reajustes é uma prática abusiva que penaliza diretamente a população brasileira”, afirmou Deyvid Bacelar, coordenador-geral da FUP.

A Federação alerta que ameaçar reduzir a oferta de combustíveis para forçar reajustes pode configurar prática anticoncorrencial, ao manipular artificialmente o mercado. A conduta pode violar a Lei de Defesa da Concorrência (Lei 12.529/2011) e, dependendo das circunstâncias, pode caracterizar, eventualmente, como crime contra a ordem econômica, previsto na Lei 8.137/1990, que proíbe limitar a oferta de produtos para provocar aumento de preços.

“Quando empresas ameaçam suspender importações para pressionar aumentos de preços, estão, na prática, reduzindo artificialmente a oferta para influenciar o mercado. Combustível é um insumo essencial para a economia e o abastecimento do país não pode ser usado como instrumento de pressão para elevar preços. Esse tipo de prática pode configurar infração à ordem econômica e precisa ser investigado”, ressaltou Bacelar. Privatização das refinarias agrava preços

A população amazonense vive uma contradição: mesmo próxima da produção de petróleo de Urucu, paga um dos combustíveis mais caros do país. A gasolina em Manaus subiu, em média, de um dia para outro, 30 centavos por litro, chegando no patamar de R$ 7,30 na bomba.

A situação reflete o comportamento da refinaria de Manaus, a Ream, que, privatizada em dezembro de 2022, no governo Bolsonaro, passou a operar em

regime de monopólio privado. Na Ream, a gasolina, na refinaria, passou de R$ 2,90 para R$ 3,47 o litro, e o diesel de R$ 3,78 para R$ 5,10, segundo dados da ANP -Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

O mesmo acontece na Bahia, onde os preços dos combustíveis também sofreram fortes reajustes. Na Acelen (antiga Rlam), privatizada em 2021, o litro da gasolina, na refinaria, pulou de R$ 2,56 para R$ 2,86, e o diesel de R$ 3,31 para R$ 4,21, constata a ANP.

Da mesma forma, na Brava (antiga refinaria Clara Camarão, vendida em 2022), no Rio Grande do Norte, o litro da gasolina saiu de R$ 2,59 para R$ 2,89.

Já a Petrobras manteve seus preços estáveis, em R$ 2,59 no litro da gasolina, R$ 3,80 no diesel e R$ 34,68 no botijão de gás de cozinha.

“Enquanto a Petrobras mantém uma política nacional de preços para evitar oscilações bruscas, nas regiões Norte e Nordeste, os consumidores ficam vulneráveis às decisões das empresas que controlam as refinarias e adotam aumentos absurdos”, afirma o coordenador-geral da FUP.

Bacelar observa que as refinarias privatizadas aproveitam a alta do petróleo no exterior para reajustar os preços dos combustíveis no país, ampliando, assim, suas margens de lucro.

Para Marcus Ribeiro, coordenador-geral do Sindipetro do Amazonas, a situação é contraditória. “A gente mora em cima do petróleo de Urucu, mas paga o combustível mais caro do país”, critica.

Segundo o sindicato, a refinaria de Manaus está operando com baixa produção e funcionando principalmente como ponto de distribuição de produto importado. “Importam combustível caro e repassam o custo para a população. É uma refinaria que não refina para o povo”, afirma Ribeiro.

Pesquisadores da Coppe desenvolvem técnica inovadora para inspecionar revestimentos de tubulações

Pesquisadores do Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem (LNDC) da Coppe/UFRJ desenvolveram, em parceria com a Petrogal Brasil, uma ferramenta para inspecionar as tubulações de transporte de fluidos, como água, nos campos de exploração de petróleo. Chamada de Monitoramento Interno de Revestimento (MIRE), a tecnologia tem como finalidade identificar falhas nos revestimentos feitos de polietileno de alta densidade (PEAD), que é um tipo de polímero muito resistente e bastante usado em tubulações industriais. As falhas em revestimento interno das tubulações de transporte de água, seja por corrosão, ou degradação, podem provocar uma série de danos à indústria do petróleo. De acordo com a coordenadora do projeto, a professora Gabriela Ribeiro, do Programa de Engenharia Metalúrgica e de Materiais (PEMM) da Coppe, entre os principais impactos está o entupimento dos tubos causado pelo descolamento do revestimento deteriorado. “Quando isso ocorre, é preciso interromper a produção do petróleo. Apesar de serem linhas que transportam água, estas tubulações são muito importantes, e se apresentarem problemas por falhas, elas param a operação nos poços, causando prejuízos”, explica Gabriela.

A pesquisadora do LNDC, Marcella Grosso, diz que o novo dispositivo utiliza tecnologia de ultrassom multicanal que

avalia a integridade das tubulações com esses revestimentos. “A inovação surge como uma solução para problemas recorrentes relacionados a falhas em tubulações que têm revestimentos de polietileno de alta densidade. Na indústria do petróleo e gás, aproximadamente 70% das falhas em tubulações são geradas pela corrosão e 58% dessas falhas são de origem interna, sendo umo grande problema neste setor”, diz a pesquisadora do laboratório, que é ligado ao PEMM.

Os primeiros testes de campo do MIRE foram realizados por Marcella e pelo

técnico Lucas Maciel, do LNDC, em uma plataforma do tipo FPSO (plataforma flutuante de produção de óleo e gás), com suporte técnico da Petrobras, em outubro de 2025. De acordo com os resultados obtidos, foi possível demonstrar a eficiência e o desempenho do sistema em ambiente operacional, confirmando o potencial da tecnologia para aplicação industrial.

Outra funcionalidade do MIRE é no monitoramento contínuo da taxa de corrosão na tubulação, uma vez que ele permite estimar a espessura da parede do tubo por meio da coleta de sinais ultrassônicos.

Gabriela explica que, ao acompanhar a perda de espessura da tubulação ao longo do tempo — enquanto ela permanece exposta à corrosão interna —, é possível avaliar a evolução do processo corrosivo e estimar a vida útil da linha.

Tecnologia supera os desafios de monitoramento

O dispositivo MIRE foi criado pelos pesquisadores da Coppe para ultrapassar a difícil barreira de se inspecionar o que não pode ser visto: o interior de extensas tubulações. “Várias dessas tubulações são compostas por muitos metros de comprimento, não permitindo o acesso interno sem que se interrompa uma operação. Por tal motivo, é importante ter uma tecnologia que permita analisar a integridade pelo lado externo, e o nosso MIRE consegue fazer isso, mesmo com a tubulação em operação, com a passagem de fluido interno”, explica Marcella.

Um grande diferencial do MIRE está no fato de que muitas técnicas existentes não conseguem obter informações do revestimento interno devido a espessura da parede de aço da tubulação. Além disso, como explica a pesquisadora, há

também a questão relacionada à vibração e ruídos, e a presença de fluidos durante a operação, que dificultam a análise dos dados. “O MIRE consegue analisar tanto a tubulação fora de serviço (seca, sem fluido interno), como também em operação, com a presença de fluido, de ruídos e vibrações, que não são fatores de comprometimento de análise de sinal da nossa ferramenta. Para tanto, adotamos algoritmos que atenuam e aprimoram a qualidade dos nossos sinais obtidos”, explica Marcella.

“A partir desta tecnologia conseguimos dizer se o revestimento interno está íntegro, ou seja, bem colado na superfície da tubulação; se está descolado (ainda presente na superfície interna da tubulação) ou se está desplacado (desprendido), que é quando não há mais o revestimento interno”, conclui a pesquisadora.

O projeto de desenvolvimento da tecnologia no LNDC foi coordenado pela professora do PEMM, Gabriela Ribeiro, e contou com fomento da ANP, por meio da Cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação (PD&I). Este é um fomento voltado para a pesquisa científica e inovação tecnológica no Brasil.

Petrobras e Senai lançam programa de tecnologia nacional gratuito para jovens

A Petrobras, em parceria com o Senai - Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial lançou uma nova vertente do programa Autonomia e Renda Petrobras voltada para Tecnologias da Informação e Telecomunicações. As vagas são destinadas aos jovens de 17 a 22 anos e serão destinadas prioritariamente a mulheres, pessoas negras, transgêneros, transexuais e travestis.

O programa prevê a participação de

mais de 10 mil jovens de todos os estados brasileiros na etapa inicial, que será em formato online. Depois disso haverá ainda a oferta de formação profissional em formato presencial para até 420 estudantes, com foco em cidades localizadas nos estados do Amapá, Bahia, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Sergipe e São Paulo. Para os alunos da capacitação presencial haverá o pagamento de bolsaauxílio mensal no valor de R$ 700.

“Ao lançar esta nova vertente do programa Autonomia e Renda, reafirmamos nosso compromisso de ampliar o acesso à formação profissional de qualidade, com foco especial em jovens e em grupos historicamente excluídos. Investir em capacitação e inclusão é investir na transformação de vidas, na geração de novas oportunidades de emprego e no fortalecimento do desenvolvimento das comunidades onde atuamos. Acreditamos que a educação é um dos principais caminhos para promover a empregabilidade e a autonomia, impulsionando a construção de um futuro mais justo e sustentável para todos”, destaca

José

Maria Rangel

, gerente executivo de Responsabilidade Social da Petrobras.

“Estamos abrindo portas para que jovens, especialmente de públicos historicamente excluídos, tenham acesso gratuito à formação em tecnologia e oportunidades de trabalho. É educação profissional como instrumento de inclusão, renda e transformação social”, explica Carlos Braguini, superintendente de Educação Profissional e Superior do Senai.

As duas fases da iniciativa – online e presencial - são complementares, com foco na ampliação do acesso à formação em tecnologia.

A primeira fase – Letramento Digital (online e de abrangência nacional) - começou em 17 de março e será realizada de forma totalmente online, com alcance em todo o país. Nesta fase, serão contemplados 10 mil jovens, que deverão concluir o curso gratuito de Letramento Digital do Senai.

O Letramento Digital consiste no desenvolvimento de competências básicas para o uso produtivo das tecnologias

digitais. O curso aborda temas como navegação segura na internet, uso de ferramentas digitais, organização de informações, noções de cidadania digital e introdução à lógica e ao pensamento computacional. O objetivo é garantir que todos os participantes tenham uma base comum de conhecimentos tecnológicos antes de ingressarem em uma formação mais avançada.

A segunda fase – de formação presencial em Programação Full Stack – começa após a conclusão do Letramento Digital, e vai ofertar 420 vagas presenciais para o curso de formação profissional em Programação Full Stack, com início previsto para abril. Para concorrer às vagas dessa etapa há dois pré-requisitos: ter concluído o curso de Letramento Digital e ser morador das

localidades priorizadas nos sete municípios listados no edital.

O processo seletivo para a etapa presencial será realizado por meio da plataforma Contrate-me, que utiliza Inteligência Artificial para análise de perfil. A seleção considera critérios como escolaridade, local de residência, situação de vulnerabilidade socioeconômica e aderência ao perfil profissional exigido pela área de tecnologia.

Os estudantes selecionados para a formação presencial receberão bolsa-auxílio mensal de R$ 700, auxílio transporte, alimentação e uniforme. Também contarão com acompanhamento técnico e pedagógico, com o objetivo de reduzir a evasão e apoiar a permanência e o desempenho ao longo do curso.

Petrobras, diesel e intervenção

A recente crise envolvendo a Petrobras e o mercado de diesel no Brasil se estruturou ao longo de pouco mais de três semanas, entre meados de março e o início de abril de 2026, em uma sequência de eventos que combinou reajuste de preços, operações comerciais via leilões, reação política e mudanças na alta administração da companhia.

O ponto de partida ocorreu em 14 de março de 2026, quando a Petrobras anunciou um aumento no preço do diesel A nas refinarias. O valor foi elevado de cerca de R$ 3,10 para R$ 3,65 por litro, refletindo pressões do mercado internacional de petróleo e custos de importação mais elevados. Como o diesel comercializado

Os jovens que concluírem o Letramento Digital, mas não forem selecionados para a etapa presencial, receberão certificação referente ao curso que realizaram e terão acesso a um programa gratuito de capacitação online. A formação inclui outras áreas de Tecnologia da Informação e Telecomunicações, como Internet das Coisas (IoT), 5G, redes de computadores, Inteligência Artificial e desenvolvimento mobile.

Especialização e empregabilidade

Os jovens que finalizarem a formação em Full Stack serão direcionados para especializações nas áreas de Robotização, Inteligência Artificial, Nuvem e Low Code, conforme o perfil desenvolvido durante o curso, além de participarem de feiras de empregabilidade e certificações com parceiros do programa.

ao consumidor final inclui a mistura obrigatória de biodiesel, o reajuste teve impacto imediato sobre a cadeia logística e os preços do transporte.

Na sequência, entre 16 e 31 de março, a companhia realizou — ou programou — uma série de leilões de combustíveis, incluindo diesel. Esses leilões introduziram uma dinâmica distinta da política regular de preços, com negociações realizadas no mercado spot. Em algumas dessas operações, foram registrados ágios expressivos, chegando a até 75% acima dos preços de referência. Ao todo, cerca de 190 milhões de litros de diesel foram ofertados nesse modelo, com destaque para operações iniciadas a partir da refinaria de

Canoas (RS), em meio a relatos de restrição de oferta em determinadas regiões.

Ainda no final de março, o cenário se tornou mais complexo com a percepção de que, paralelamente aos leilões com preços elevados, a Petrobras praticava, em outros canais, valores abaixo da paridade internacional de importação. Essa dualidade — preços mais baixos em contratos regulares e mais altos em operações pontuais — ampliou as distorções no mercado e gerou pressão tanto por novos reajustes quanto por maior previsibilidade para agentes privados.

A crise ganhou dimensão política em 1º de abril de 2026, quando o presidente Luiz Inácio Lula da Silva criticou publicamente os leilões realizados pela estatal, especialmente no segmento de GLP, e determinou o cancelamento de operações consideradas desalinhadas com a orientação do governo de evitar repasses ao consumidor. A manifestação marcou uma inflexão clara na condução do tema, trazendo o debate sobre preços de combustíveis novamente para o centro da agenda política.

Nos dias seguintes, já no início de abril, o governo federal anunciou medidas emergenciais com o objetivo de conter os impactos dos aumentos, incluindo subsídios ao diesel e ao gás de cozinha, além de ajustes tributários. As ações buscaram reduzir a pressão inflacionária e responder à sensibilidade do setor de transporte rodoviário, altamente dependente do diesel.

O desfecho ocorreu em 6 de abril de 2026, quando o conselho de administração da Petrobras aprovou a demissão do diretor executivo de Logística, Comercialização e Mercados, Claudio Romeo Schlosser ,

responsável direto pelas áreas que conduziam os leilões e a estratégia comercial de distribuição de combustíveis. A decisão teve efeito imediato e veio poucos dias após as críticas públicas do governo e o cancelamento de operações.

A partir de 7 de abril, a companhia iniciou a reorganização interna da área, com a nomeação de Angélica Laureano para a diretoria, sinalizando um realinhamento na condução da política comercial de combustíveis.

Assim, entre 14 de março e 6 de abril de 2026, consolidou-se uma sequência contínua de eventos — do aumento inicial do diesel aos leilões com ágio, da reação do governo às medidas emergenciais, culminando na mudança na diretoria — que reposicionou, em curto prazo, a atuação da Petrobras no mercado de combustíveis e evidenciou a sensibilidade do tema no ambiente econômico e político brasileiro.

A Petrobras atende a 70% da demanda mensal de diesel no país.

Petrobras anuncia retomada de investimentos em Minas Gerais

Durante visita do presidente Luiz Inácio

Lula da Silva à Regap - Refinaria Gabriel Passos em Betim (MG) foi anunciada a retomada dos investimentos da Petrobras no estado, com aportes envolvendo diferentes áreas. As iniciativas fortalecem a capacidade de produção de combustíveis da refinaria, promovem a transição energética, geram postos de trabalho e asseguram a confiabilidade operacional da unidade. Lula estará acompanhado da presidente da Petrobras, Magda Chambriard, e de outras autoridades.

No período do atual Plano de Negócios da Petrobras (2026-30), serão investidos R$ 3,8 bilhões e gerados em torno de 8 mil postos de trabalho em ações da Regap. Nos próximos dez anos, os empregos a serem

criados podem alcançar a marca dos 36 mil, com investimentos que podem chegar a R$ 9 bilhões, incluindo projetos em andamento e iniciativas em estudo.

“Estamos investindo fortemente na modernização da refinaria e na sua capacidade de entregar combustíveis em maior volume e mais sustentáveis. A Regap desempenha um papel fundamental na economia mineira, gerando valor e desenvolvimento para o estado de Minas e para o país”, afirma a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

Atualmente, está em processo de implantação na Regap a produção do combustível sustentável de aviação (SAF), visando atender à Lei do Combustível do Futuro e às exigências da aviação civil internacional. Além disso, a refinaria já fez as adequações operacionais necessárias e iniciou a produção de Diesel R (com conteúdo renovável), reforçando o compromisso com combustíveis de menor impacto ambiental.

Aumento na capacidade de produção

Com uma capacidade de processamento atual de 166 mil barris de petróleo por dia, a Regap é responsável por, aproximadamente, 9% da produção de derivados da Petrobras. Em 2026, a refinaria já iniciou as obras do projeto de aumento de capacidade em 25 mil barris por dia, com partida prevista para 2027. Ademais, já está em estudo o aumento de capacidade adicional de 59 mil barris por dia, elevando a capacidade atual em 50%. Com esses investimentos, além da promoção de empregos qualificados, serão impulsionadas as cadeias produtivas e de fornecedores.

Ao investir na capacidade produtiva da Regap, a Petrobras também investe em Minas Gerais, ampliando o impacto positivo da refinaria na economia regional. São 16 mil fornecedores cadastrados com 480 contratos ativos e cerca de R$ 28 bilhões contratados.

Após sair da carteira de desinvestimentos da Petrobras, a Regap retomou sua característica de ser um polo de investimentos da companhia no estado. Essa mudança de posicionamento refletiu diretamente no quadro de trabalhadores: em 2020 e 2021, a Regap contava com cerca de 2 mil funcionários, enquanto, atualmente, conta com 3.800.

A primeira usina fotovoltaica no refino

Com investimento de R$ 63 milhões, a Regap começou a operar a primeira usina fotovoltaica em uma refinaria da Petrobras, com cerca de 20 mil placas solares. São 13,3 mil KW de capacidade de geração, o que seria suficiente para atender ao consumo de aproximadamente dez mil residências. Com a entrada em operação da usina e a consequente redução da energia elétrica gerada pelo combustível fóssil, será evitada a emissão de cerca de 8 mil toneladas anuais de CO2 pela refinaria. O projeto foi realizado com recursos do Fundo de Descarbonização da Petrobras, criado para apoiar ações de descarbonização das operações da companhia.

Projetos sociais promovem autonomia e renda para as comunidades

Com o programa Autonomia e Renda, a Petrobras promove acesso e capacitação profissional para pessoas em situação de vulnerabilidade socioeconômica. Já foram investidos, no estado de Minas Gerais, aproximadamente R$ 4,6 milhões entre 2024 e 2025, devendo chegar a cerca de R$ 13,8 milhões até 2028. Nesse período, serão ofertadas 730 vagas.

O programa Petrobras Socioambiental apoia iniciativas sustentáveis que geram valor para a sociedade, contribuindo para o desenvolvimento dos territórios, a conservação da natureza e a melhoria da

qualidade de vida das comunidades. Em Minas Gerais, por meio do programa, a Petrobras tem um investimento de cerca de R$ 78 milhões. São destaques os projetos “Construindo Futuro”, “Encontro com a Infância”, “Transformando o Amanhã” e “Vem Viver – Sistemas Agroflorestais e Tecnologias Sociais na Região da Lagoa de Ibirité”.

A Petrobras está implementando projetos socioambientais focados em sustentabilidade e valorização das pessoas, como o “Recicla Óleo”, em parceria com a Agência de Desenvolvimento da Região Norte de Minas Gerais (ADENOR). Serão investidos R$ 4 milhões em três anos (20252028) para o desenvolvimento da coleta de óleos residuais e da produção de biodiesel, beneficiando cerca de 230 profissionais da coleta em Montes Claros. Na Região Metropolitana de Belo Horizonte, o “Óleo Circular Solidário”, em parceria com a rede Cataunidos, prevê o investimento de mais R$ 4 milhões para catadores para apoiar 33 associações e, aproximadamente, 650 catadores na estruturação de um hub de economia circular. São, portanto, R$ 8 milhões em investimentos para catadores

de Minas Gerais no período 2025/28. Atuação da Petrobras Biocombustível fortalece iniciativas sustentáveis

A Petrobras também está presente em Minas Gerais por meio da Petrobras Biocombustível, que produz biodiesel com matriz diversificada de origem renovável na usina de Montes Claros. No atual Plano de Negócios da companhia, estão planejados investimentos de R$ 81 milhões nessa unidade.

A Petrobras Biocombustível está fortalecendo a economia circular mineira com iniciativas de coleta de óleos residuais para produção de biodiesel. Em 2025, a usina mineira adquiriu 5,86 toneladas de óleos de cozinha residuais (coletados para a reciclagem) diretamente dos catadores de Montes Claros. A partir de 2026, a empresa contará com o óleo coletado pelos catadores da Região Metropolitana de Belo Horizonte, por meio de uma parceria com a rede Cataunidos, que representa 31 cooperativas. Nesse projeto, a expectativa é que sejam coletadas 20 toneladas por mês de óleo residual, gerando cerca de R$ 1,5 milhão por ano de renda para 650 pessoas envolvidas.

Petrobras apoia criação do Museu

do Petróleo e Novas Energias no Rio de Janeiro

A Petrobras apoia, ao lado do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e de grandes empresas do setor, a criação do Museu do Petróleo e Novas Energias, que vai transformar o Rio de Janeiro em um polo de conhecimento, inovação e reflexão sobre o futuro da energia. O novo espaço cultural, localizado no Centro da cidade, será dedicado à história da indústria de petróleo e gás e aos caminhos da transição energética. O museu funcionará no edifício histórico do Automóvel Club do Brasil, com inauguração prevista para 2028.

notícias da Petrobras

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, o prefeito do Rio de Janeiro, Eduardo Paes, representantes do IBP, entre outras autoridades, participaram do evento de assinatura do acordo de cessão do imóvel ao IBP. Para a executiva da Petrobras, a iniciativa representa um avanço na aproximação entre o setor energético e a sociedade.

“A história do petróleo no Brasil é digna de ser contada ao mundo. Saímos de uma condição de forte dependência da importação para nos tornarmos um dos principais produtores, com destaque global em águas profundas e ultraprofundas, resultado de desenvolvimento tecnológico e da formação de pessoas altamente

qualificadas. As nossas novas gerações, filhos, netos e sobrinhos, precisam conhecer essa trajetória e compreender o papel da energia no desenvolvimento do país. Para nós, é motivo de muito orgulho participar de uma iniciativa como essa, que valoriza essa história e a aproxima da sociedade”, destacou Magda Chambriard.

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Compromisso com o futuro da energia

O Museu do Petróleo e Novas Energias será concebido como um centro expositivo e educativo de caráter imersivo e interativo, apresentando ao público a trajetória do petróleo no Brasil, o papel estratégico da energia no desenvolvimento nacional e os caminhos para a transição energética justa.

A participação da Petrobras no projeto reforça seu compromisso com a promoção do conhecimento, a transparência e o diálogo com a sociedade sobre os desafios e oportunidades da energia no século XXI. A criação do Museu do Petróleo e Novas Energias representa um legado para o Rio de Janeiro e para o país, unindo preservação histórica, educação científica e reflexão sobre o futuro energético em um único espaço. Além da Petrobras, também participam da iniciativa a PRIO, a CNOOC (China National Offshore Oil Corporation) e o Instituto de Desenvolvimento e Gestão (IDG), responsável pela concepção do projeto do museu.

Impacto e público

A expectativa é receber cerca de 300 mil visitantes presenciais e alcançar até 1 milhão

de pessoas, considerando também as ações digitais. O público-alvo inclui estudantes, professores, pesquisadores, profissionais do setor e a sociedade em geral, com atenção especial à formação de jovens.

Entre as atividades previstas estão visitas mediadas para escolas, oficinas interativas, formação de professores e debates com especialistas.

Restauração de um patrimônio histórico

O edifício do Automóvel Club do Brasil, com cerca de 4,4 mil metros quadrados distribuídos em três pavimentos, está sendo restaurado pela Prefeitura do Rio, em um investimento de R$ 36,3 milhões. Após a conclusão das obras, o espaço será cedido ao IBP por um período de 30 anos.

Por se tratar de um bem tombado pelo Instituto Estadual do Patrimônio Cultural (INEPAC), todas as ações seguem rigorosas diretrizes de preservação. O projeto contempla a restauração de fachadas, ornamentos e elementos decorativos, além da requalificação de ambientes emblemáticos, como o hall principal, os salões monumentais e o espaço sob a cúpula.

Tartaruga Verde e no Módulo III do campo de Espadarte

A Petrobras, na qualidade de sócia e operadora dos campos de Tartaruga Verde e Espadarte – Módulo III, localizados na Bacia de Campos, manifestou à Petronas Petróleo Brasil Ltda. sua decisão de exercer o direito de preferência para aquisição das participações de 50% dos referidos ativos atualmente de propriedade da Petronas. Assim, assinou em 08/04 com a Petronas os

contratos para aquisição das participações de 50% dos campos de Tartaruga Verde e Espadarte – Módulo III, localizados na Bacia de Campos.

Após a conclusão da operação, a Petrobras volta a deter 100% de participação nos ativos, mantendo-se como operadora.

O valor da transação é de US$ 450 milhões, sendo (a) US$ 50 milhões pagos

na data de hoje (signing); (b) US$ 350 milhões no fechamento da operação (closing), sujeito à ajustes relacionados à data efetiva da transação (01/07/2025); e (c) duas parcelas diferidas, no valor de até US$ 25 milhões cada, a serem pagas em 12 e 24 meses após o fechamento, respectivamente. Os montantes a serem desembolsados pela Petrobras serão ajustados pelos descontos relacionados aos resultados econômicos obtidos pelo ativo desde 01/07/2025.Cabe destacar que os montantes a serem desembolsados pela Petrobras serão ajustados pelos descontos relacionados aos resultados econômicos obtidos pelo ativo desde 01/07/2025.

A aquisição apresenta condições econômico-financeiras atrativas, adiciona flexibilidade decisória na gestão de portfólio da companhia e está em consonância com o seu Plano de Negócios, reforçando o direcionamento estratégico voltado ao

segmento de óleo e gás, com disciplina na alocação de capital, resiliência econômica e ambiental, mitigação de riscos e priorização de ativos com maior potencial de geração de valor aos acionistas.

A conclusão da operação está sujeita ao cumprimento de condições precedentes previstas no contrato de compra e venda, incluindo a aprovação pela ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

O campo de Tartaruga Verde e o Módulo III de Espadarte estão localizados na porção sul da Bacia de Campos, em lâmina d’água entre aproximadamente 700 e 1.620 metros. Os ativos são operados pela Petrobras, por meio do FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes, com produção atual de cerca de 55 mil barris de óleo de por dia.

Petrobras prevê investimento superior a R$150 milhões em caracterização geológica do Pré-Sal com projeto Libra Rocks

A Petrobras e os parceiros do Consórcio de Libra investirão cerca de R$151 milhões no projeto Libra Rocks para o desenvolvimento de tecnologias inovadoras e a criação de modelos geológicos conceituais a serem aplicados em Mero, terceiro maior campo da Petrobras, localizado no pré-sal da Bacia de Santos. O Libra Rocks estabelece parceria estratégica entre o Consórcio e a Universidade de Brasília (UnB), a Universidade Federal do Paraná (UFPR) e a Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul (PUC-RS).

“O Libra Rocks tem potencial para reduzir incertezas na curva de produção, aumentar a eficiência no gerenciamento de reservatórios, otimizar a locação de novos poços e aprimorar o conhecimento sobre o

timing de entrada do CO2 e carga de óleo no reservatório”, avalia o Gerente Executivo de Libra, Bruno Moczydlower.

Segundo Bruno, o projeto, com duração de quatro anos, promete transformar a abordagem científica e tecnológica na área de exploração e produção de petróleo.

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Os conhecimentos adquiridos poderão ser aplicados diretamente na área de negócios, com potencial para aumentar o fator de recuperação e aumento de eficiência no gerenciamento de reservatórios.

Entre as principais inovações, destacase o uso de inteligência artificial para o desenvolvimento de algoritmos capazes de automatizar o processamento de dados geológicos. A tecnologia permitirá a construção de modelos conceituais detalhados das rochas carbonáticas da área de Libra, assim como formas de analisar rochas com métodos diferentes dos empregados atualmente.

A iniciativa visa estudar a origem, composição, estrutura e transformação das rochas, para compreender características como a distribuição dos poros (espaços vazios), e a permeabilidade (a capacidade de permitir a passagem de fluidos). Além disso, aumentar o conhecimento sobre a evolução geológica relacionada à abertura do Atlântico Sul, decorrente da separação entre o Brasil e a África. A utilização de equipamentos de alta precisão e métodos modernos permitirá análises detalhadas e resultados mais confiáveis, consolidando o campo de Mero como referência em inovação e tecnologia no setor de petróleo e gás.

Outro destaque é a “Rocha Digital”, que consiste na utilização de imagens de altíssima resolução para criar réplicas 3D de amostras de rochas, ampliando a capacidade de caracterização de rochas reservatório de petróleo. O reservatório do campo está entre os mais estudados no Brasil devido ao seu potencial produtivo e desafios tecnológicos. Localizado a profundidades que variam de 5.000 a 6.000 metros abaixo do nível

do mar, e em lâminas d’água de 1.800 e 2.000 m, destaca-se por condições singulares, como alta salinidade e elevado teor de CO₂. Sua formação é composta principalmente por rochas carbonáticas originadas há aproximadamente entre 125 e 113 milhões de anos. Essas rochas apresentam alta porosidade e boa permeabilidade, características que favorecem o armazenamento e o fluxo de petróleo. Essas particularidades reforçam a importância de aprofundar os estudos sobre as características rochosas da região para otimizar a produção e superar os desafios do setor. Além disso, os resultados podem gerar conhecimento geológico com potencial para serem aplicados em outros campos da seção pré-sal das bacias de Santos e Campos.

O Libra Rocks, com investimentos oriundos da cláusula de P&D, da ANP, envolverá a aquisição de equipamentos de ponta, mais de 150 pessoas das universidades citadas, incluindo a concessão de mais de 90 bolsas de estudo de iniciação científica, mestrado, doutorado e pós-doutorado. Uma contribuição importante para a geração e manutenção de recursos humanos altamente especializados no Brasil, melhoria do parque tecnológico nacional, além de promover a interação interdisciplinar entre geociências e as áreas de IA, confirmando a permanente contribuição da Petrobras para o incentivo à Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação no país.

As operações do campo unitizado de Mero são conduzidas pelo consórcio operado pela Petrobras em parceria com a Shell Brasil, TotalEnergies, CNPC, CNOOC e Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA), como gestora do contrato e representante da União na área não contratada.

Petrobras confirma nova descoberta de gás na Colômbia

A Petrobras informou uma nova descoberta de acumulação de gás no poço exploratório Copoazu-1, no Bloco GUAOFF-0, localizado em águas profundas da Colômbia. Esta descoberta consolida a província gasífera e o potencial de gás no offshore colombiano, ao mesmo tempo em que adiciona um maior volume de gás para contribuir com a segurança energética da região.

O poço Copoazu-1 encontra-se a aproximadamente 36 quilômetros da costa, a uma lâmina d’água de 964 metros e a uma distância de 8 quilômetros dos poços Sirius-1 (descobridor) e Sirius-2 (de avaliação), o que ressalta sua relevância dentro do contexto exploratório do Bloco Gua-Off-0. A perfuração do poço Copoazu-1 foi iniciada em 11/11/2025 e segue de maneira segura, em respeito ao meio ambiente e às pessoas.

Os intervalos portadores de gás foram

constatados por meio de perfis elétricos e amostragem de fluido, confirmando presença de gás em outro objetivo além do objetivo principal, tornando a descoberta ainda mais relevante. Os intervalos portadores de gás serão posteriormente caracterizados por análises laboratoriais. A atuação da Petrobras no Bloco GUA-OFF-0 está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia, visando à recomposição das reservas de petróleo e gás por meio de exploração de novas fronteiras e atuação em parceria com outras empresas, assegurando o atendimento à demanda global de energia durante a transição energética.

A Petrobras, por meio de sua subsidiária Petrobras International Braspetro B.V –Sucursal Colômbia (PIB COL), atua como operadora do consórcio (participação de 44,44%), em parceria com a Ecopetrol S.A. (participação de 55,56%).

@Divulgação / Petrobras

Transpetro lucra mais de R$ 1 bilhão em 2025 e amplia estratégia logística

A Transpetro, subsidiária logística do sistema da Petrobras, encerrou 2025 consolidando um novo ciclo de expansão operacional e financeira. A companhia registrou lucro líquido de R$ 1,06 bilhão, resultado 22% superior ao observado em 2024, refletindo a ampliação do portfólio de serviços logísticos e a retomada de investimentos estratégicos em infraestrutura e frota.

O faturamento bruto consolidado da empresa superou R$ 14,5 bilhões, representando crescimento de aproximadamente 5% na comparação anual. O desempenho também foi acompanhado por forte geração operacional, com Ebitda ajustado de R$

5,1 bilhões no período.

O resultado marca uma inflexão na estratégia da companhia, que nos últimos anos passou a ampliar sua atuação logística além do transporte tradicional de petróleo e derivados, incorporando novos serviços e se posicionando para atender a expansão da produção e do refino da Petrobras.

“Desde 2023, nós redirecionamos a Transpetro e, agora, somos uma empresa com ambição pelo crescimento. Estamos diversificando o portfólio de serviços logísticos, atraindo novos clientes e atendendo o aumento da demanda da nossa controladora, a Petrobras. Há três anos consecutivos, temos ampliado o faturamento e o lucro líquido da

@Transpetro

companhia, e voltamos a investir para aumentar nossa capacidade de transporte de petróleo e derivados”, destacou Sérgio Bacci, presidente da Transpetro. Diversificação logística amplia escopo de atuação

Parte relevante da nova estratégia da Transpetro está relacionada à diversificação de serviços logísticos voltados ao setor de óleo e gás. Entre as novas frentes operacionais estão serviços de controle de emergências ambientais, incluindo operações de resposta a possíveis derramamentos de óleo no mar, além de soluções integradas de logística para o setor de exploração e produção.

Essas atividades incluem recebimento de materiais, armazenamento e transporte multimodal, terrestre, marítimo e aéreo, e passaram a ser desenvolvidas pela empresa após a incorporação da Petrobras Logística de Exploração e Produção S.A. (PB-LOG), concluída em novembro do ano passado.

A integração dessas operações ampliou a capacidade da Transpetro de oferecer soluções logísticas completas para projetos do setor energético, reforçando seu posicionamento estratégico dentro do sistema Petrobras.

Entrada na navegação interior e mercado de bunker

Outro eixo relevante do plano de expansão da companhia envolve a entrada em novos modais logísticos.

Ainda em 2026, a empresa deve receber as primeiras barcaças e empurradores, que permitirão o início das operações no segmento de navegação interior, voltado ao transporte em rios, lagos, canais e outras áreas de águas abrigadas.

A iniciativa também faz parte da estratégia para ampliar a presença no mercado de

abastecimento marítimo. Nos próximos anos, a Transpetro pretende se tornar uma fornecedora relevante de bunker, combustível utilizado por embarcações.

Para viabilizar essa operação, a empresa contratou 18 barcaças e 18 empurradores, com investimento estimado em R$ 628 milhões.

Renovação da frota reforça capacidade de transporte

A ampliação da capacidade logística da companhia também passa pela renovação e expansão de sua frota de navios. Desde 2024, a Transpetro retomou contratações para construção de novas embarcações destinadas ao transporte de petróleo, derivados e gás.

Até o momento, já foram assinados contratos para quatro navios da classe Handy e oito navios gaseiros. Além disso, a companhia conduz uma licitação para contratação de quatro embarcações da classe MR-1 (Medium Range 1).

“Esses investimentos e o incremento do portfólio de serviços demonstram que a Transpetro está crescendo de forma saudável financeiramente. Nossa perspectiva para os próximos anos é muito positiva, porque a Petrobras vai ampliar sua produção e a capacidade de refino e estamos prontos para atender essa nova demanda”, avalia Danilo Silva, diretor financeiro.

Movimentação recorde de petróleo e derivados

Em paralelo à ampliação dos serviços logísticos, a Transpetro também registrou crescimento nas operações tradicionais de transporte de petróleo e derivados. A companhia opera 46 terminais logísticos e cerca de 8,5 mil quilômetros de dutos em todo o país, infraestrutura responsável por grande parte da movimentação energética

do sistema Petrobras.

Em 2025, o volume transportado atingiu 658 milhões de metros cúbicos, estabelecendo um novo recorde histórico para a empresa. O resultado representa o quarto aumento consecutivo na movimentação de cargas, com crescimento de 1,1% em relação a 2024.

O desempenho reflete tanto o aumento da produção de petróleo quanto a maior atividade do parque de refino brasileiro, fatores que ampliam a demanda por serviços logísticos integrados.

Investimentos sociais e qualificação profissional

Além da expansão operacional, a Transpetro também ampliou suas iniciativas de responsabilidade social em 2025. A companhia investiu cerca de R$ 16 milhões

em programas sociais, beneficiando mais de 242 mil pessoas em comunidades localizadas no entorno de suas operações.

As iniciativas são conduzidas principalmente por dois programas estruturantes: o Programa Faixa em Movimento, voltado ao relacionamento comunitário em regiões próximas às faixas de dutos, e o Programa Transformar, que oferece capacitação profissional.

Por meio dessa iniciativa, estão sendo disponibilizadas aproximadamente 3 mil vagas de qualificação profissional, em parceria com instituições de ensino e administrações municipais.

“Nós acreditamos que temos um papel essencial como empresa estatal no apoio do desenvolvimento econômico e social dos brasileiros”, concluiu Bacci.

Transpetro amplia atuação como Empresa Brasileira de Navegação para clientes de fora do Sistema Petrobras

A Transpetro está ampliando sua atuação como Empresa Brasileira de Navegação (EBN) e passa, agora, a viabilizar operações de transporte marítimo para clientes fora do Sistema Petrobras. A nova frente de negócios amplia o portfólio de serviços da companhia, incluindo o afretamento de embarcações estrangeiras para atuar na cabotagem (na costa brasileira) e no longo curso (trajetos internacionais), em um contexto de crescimento da demanda por soluções logísticas integradas e aumento da produção de petróleo no país.

Maior empresa de logística multimodal de petróleo, derivados e biocombustíveis da América Latina, a Transpetro, também vai disponibilizar aos clientes um portfólio de serviços que pode incluir vetting (avaliação técnica e operacional para verificação de padrões de segurança e conformidade em navios); fitting (checagem e adequação das embarcações às exigências específicas de cada terminal); suporte regulatório; monitoramento operacional; emissão de documentos de transporte, entre outros. Os primeiros contratos da Transpetro

voltados a operações de transporte para terceiros foram assinados com Trafigura e Ipiranga, assegurando a esses clientes segurança regulatória, operacional e técnica para viabilizar operações de navegação.

A decisão de ingressar nesse novo segmento leva em conta a expansão do transporte aquaviário no país, além do aumento da procura por afretamento de embarcações estrangeiras, devido à baixa disponibilidade de navios de bandeira brasileira, e o aumento da produção de petróleo no país.

A movimentação de petróleo e derivados nos portos brasileiros totalizou cerca de 203 milhões de toneladas, entre janeiro e novembro de 2025, segundo levantamento do Ministério de Portos e Aeroportos.

Segundo o diretor Financeiro da Transpetro, Danilo Silva, a atuação nesse mercado é mais um passo estratégico da companhia para ampliar sua carteira de clientes e seu faturamento. “A experiência no atendimento à Petrobras nos credencia com uma estrutura sólida de segurança operacional e nos permite oferecer uma gama mais ampla e integrada de serviços logísticos. A Transpetro passa, agora, a oferecer ao mercado a oportunidade de viabilizar operações com embarcações estrangeiras quando não houver disponibilidade de navios com bandeira brasileira, assegurando conformidade regulatória, eficiência logística e continuidade das operações. A ampliação da atuação da empresa está em linha com nossos objetivos estratégicos de buscar mais clientes e elevar o faturamento, como tem ocorrido nos últimos anos”, afirmou.

Operadora de uma das maiores frotas de navios do país, composta por 33 embarcações, com capacidade de 3,17

milhões de toneladas de porte bruto, a entrada no novo mercado confere à Transpetro mais um diferencial estratégico para atender operações de grande porte, garantindo escala, eficiência e confiabilidade no transporte marítimo.

O novo passo evidencia a estratégia da Transpetro de diversificar e fortalecer a oferta de serviços logísticos e ampliar o número de clientes atendidos. Ao combinar transporte marítimo, dutos, tancagem, operações de transferência entre navios e outras soluções logísticas, a Transpetro fortalece sua capacidade multimodal e passa a entregar um portfólio mais completo, com ganhos de agilidade, eficiência e maior controle das operações ao longo de toda a cadeia logística.

Petrobras recolheu R$ 277,6

bilhões de tributos e participações

governamentais em 2025

Em 2025, a Petrobras recolheu R$ 277,6 bilhões na forma de Tributos e Participações Governamentais (PGOV) no Brasil, um aumento de 3% comparado a 2024. Este montante corresponde a aproximadamente 7% da arrecadação total do país no ano de 2025, o que faz da companhia a principal contribuinte nacional, segundo dados da Receita Federal, do Tesouro Nacional e Portal de Transparência dos Estados. Foram pagos, em média, por dia útil, o valor de R$ 1,1 bilhão de tributos e PGOV.

“Temos orgulho de ser o maior contribuinte do Brasil e, por meio do pagamento de tributos, colaborar no desenvolvimento socioeconômico do país, garantindo os recursos para investimentos públicos em áreas como saúde, educação, infraestrutura e segurança. Nos últimos cinco anos, a companhia pagou mais de R$ 1,3 trilhão em tributos e participações governamentais, valor que foi distribuído entre a União, os estados, o Distrito Federal e os municípios”, afirma o diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Fernando Melgarejo

A Petrobras contribuiu com 6% do recolhimento na esfera federal. Em 2025, foram pagos R$ 161,9 bilhões à União, sendo R$ 68,6 bilhões a título de participações governamentais. Os valores de PGOV pagos são formados, majoritariamente, por royalties (R$ 39,7 bilhões) e participação especial (R$ 21,5 bilhões).

Nos estados, em 2025, a companhia recolheu o valor de R$ 113,8 bilhões

de ICMS. A contribuição da Petrobras corresponde a cerca de 14% do total da arrecadação nas 27 Unidades Federativas. Soma-se ainda os pagamentos de participações governamentais realizados pela Petrobras à União, que repassa parte dos valores aos estados e municípios. No âmbito municipal foram recolhidos R$ 1,9 bilhão em tributos para 271 municípios, distribuídos em 21 estados e o Distrito Federal.

Os recolhimentos realizados pela Petrobras abrangem tributos próprios, oriundos das suas operações e retidos de terceiros, na condição de responsável ou substituto tributário, uma vez que a Petrobras retém tributos nas operações comerciais com clientes e fornecedores, conforme estabelecido na legislação. Os recolhimentos compreendem também as participações governamentais, que são compensações financeiras pagas pelas empresas que exploram e produzem petróleo e gás natural no Brasil.

B4 e USP firmam parceria estratégica para elevar padrão de acreditação e ciência no mercado de carbono

A B4, primeira bolsa de ação climática do país, acaba de anunciar uma parceria estratégica com a RCGI-USP Carbon Registry, registradora de créditos de carbono da USP - Universidade de São Paulo. O acordo estabelece uma nova camada técnica no padrão de acreditação dos ativos da B4, consolidando critérios científicos, metodológicos e de mensuração de impacto rigorosos para o mercado de

ativos sustentáveis.

Diferente das metodologias internacionais, a RCGI-USP Carbon Registry foca em soluções adaptadas à realidade brasileira. As métricas incorporam as especificidades da Amazônia, Cerrado, Caatinga, Pantanal e Mata Atlântica, além das cadeias industriais nacionais — aspectos frequentemente pouco contemplados em padrões globais.

"A integração com uma registradora de base científica - sendo ela a Universidade de São Paulo - garante que o capital e a regeneração caminhem juntos sob o conceito de Finanças Regenerativas (ReFi)", afirma Odair Rodrigues, CEO e fundador da B4.

Para o Diretor Científico do RCGI, Julio Meneghini, que integra a diretoria executiva da RCGI-USP Carbon Registry, metodologias científicas robustas são a chave para a credibilidade do setor. “A transição para uma economia de baixo carbono exige mecanismos confiáveis de registro, transparência e regras claras para o mercado. Também é fundamental desenvolver metodologias adaptadas aos biomas e aos sistemas produtivos brasileiros, porque isso amplia o conjunto de ativos que podem gerar créditos de carbono e contribui para valorizar os créditos produzidos no país”, ressalta Meneghini.

Um dos pilares da parceria é a atuação junto à Confederação União da Agricultura Familiar do Brasil (CONFAF BRASIL) no projeto Rota do Babaçu, voltado à bioeconomia de escala global. Esta iniciativa visa a certificação e o aproveitamento integral do coco babaçu, transformando o “diamante verde” em ativos ambientais de alto valor para combater a pobreza rural e as mudanças climáticas.

A abrangência do projeto é massiva: alcança uma área de ocorrência de 100 milhões de hectares distribuídos em 14 estados brasileiros, com uma produção anual estimada em 250 milhões de toneladas. A operação cobre o Nordeste (Maranhão, Piauí, Ceará e Bahia), Norte (Tocantins, Pará, Amapá, Roraima, Amazonas, Acre e Rondônia) e o Centro-Oeste (Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Goiás).

Sandra Aguiar, diretora da Confaf, salienta: “Nosso trabalho se destina a preservação das florestas, e de impacto social. Todos os projetos da Confaf tem como finalidade gerar renda e emprego, além de manter a tradição de quem está nesses territórios. O Rota do Babaçu e posteriormente, o Agente de Combate à Mudanças Climáticas, nossa função é além de preservar e educar, proteger os biomas e as riquezas das florestas”.

Inovação em metodologias agrícolas e transparência

A parceria também viabiliza a estruturação de projetos de grande escala em agricultura sustentável, como a metodologia baseada em integração lavoura-pecuária-floresta (ILPF), atualmente em fase final de desenvolvimento, que servirá de referência para créditos vinculados a práticas regenerativas.

A B4 já conta com R$ 3,35 bilhões em ativos sustentáveis sob custódia e cerca de 25,2 milhões de toneladas de carbono na plataforma. Além do rigor técnico, a parceria utiliza o mecanismo CCB-SS (Clima, Comunidade, Biodiversidade, Ciência & Social), que destina parte dos créditos ao

financiamento de pesquisas científicas e projetos socioambientais, garantindo que o impacto vá além da descarbonização.

Governo do Brasil lança Plano Clima

O Governo do Brasil lançou o Plano Nacional sobre Mudança do Clima – Plano Clima, principal instrumento de planejamento para enfrentar a crise climática no país até 2035. O anúncio ocorreu no Palácio do Planalto, em Brasília (DF), após a aprovação das Estratégias Transversais para Ação Climática durante a quinta reunião ordinária do Comitê Interministerial sobre Mudança do Clima (CIM), com a participação dos ministérios responsáveis pela elaboração do instrumento.

Sob coordenação da Casa Civil da Presidência da República e do Ministério do Meio Ambiente e

Mudança do Clima (MMA), em parceria com o Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI), a elaboração do Plano Clima se deu ao longo de três anos com a participação de 25 ministérios. Seu lançamento preenche uma lacuna de 17 anos desde a publicação de sua primeira versão, em 2008.

O documento é instrumento para a execução da Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC). Estabelece diretrizes para orientar a atuação do Estado brasileiro no enfrentamento à mudança do clima, integrando políticas públicas de redução de emissões de gases de efeito estufa (mitigação) e de adaptação aos impactos climáticos, além de indicar, por meio das Estratégias Transversais para Ação Climática, os instrumentos financeiros disponíveis para que essas políticas sejam executadas.

Também traça o roteiro para a implementação da Contribuição

Nacionalmente Determinada (NDC), a meta climática do Brasil sob o Acordo de Paris, pela qual o país se comprometeu a reduzir entre 59% e 67% de suas emissões líquidas de gases de efeito estufa até 2035 em relação a 2005 e atingir a neutralidade climática até 2050, ao mesmo tempo em que fortalece a resiliência de territórios, populações e setores produtivos diante dos impactos da mudança do clima.

A aprovação das Estratégias Transversais para Ação Climática pelo CIM permitiu a apresentação da versão completa do Plano Clima à sociedade, com validação política e institucional das lideranças responsáveis por sua construção. As Estratégias Nacionais de Mitigação (ENM) e Adaptação (ENA) e os Planos Setoriais e Temáticos para cada um desses eixos – oito para mitigação e

16 para adaptação – foram aprovados pelo colegiado em dezembro de 2025. Com isso, o documento passa a orientar de forma integrada às políticas climáticas nacionais.

“O Plano Clima representa um novo passo do governo do presidente Lula para posicionar o Brasil na liderança global da agenda ambiental. O plano orienta o país a acelerar a transição para uma economia de baixo carbono e a se preparar para os impactos das mudanças climáticas. É também um chamado à ação para estados, municípios, setor privado e sociedade civil, pois enfrentar a crise climática exige união e corresponsabilidade. Estamos construindo as bases para um futuro mais sustentável, com desenvolvimento econômico, proteção ambiental e qualidade de vida para a população brasileira”, afirma o ministro da Casa Civil, Rui Costa.

“Com o Plano Clima, colocamos as pessoas no centro da política de enfrentamento à mudança do clima. Reduzir emissões de gases-estufa, os grandes responsáveis pelo aquecimento global, e construir a resiliência das cidades e ecossistemas naturais aos seus impactos significa proteger a vida de quem já sofre com as chuvas, as secas e as ondas de calor extremas que a emergência climática torna mais intensas e frequentes. Os desastres provocados por esses eventos, como as recentes enchentes e deslizamentos em Juiz de Fora e os incêndios que impactaram todo o país em 2024, destroem infraestruturas, prejudicam a economia e tiram vidas”, destaca a ministra do Meio Ambiente e Mudança do Clima, Marina Silva.

“Quando atacamos as causas da mudança do clima e reduzimos as vulnerabilidades de nosso país a seus efeitos, protegemos a água, a saúde, a moradia, a produção

de alimentos, as atividades produtivas e a dignidade das pessoas. É dessa forma que o Governo do Brasil estrutura, com participação social e responsabilidade, as ações de adaptação e mitigação que dão base ao cumprimento da meta climática até 2035, bem como o suporte financeiro para que aconteçam”, pontua a ministra.

“Não se faz política ambiental sem evidências científicas. O Plano Clima consolida a ciência como base para as ações de enfrentamento à crise climática. Essa política coloca a ciência no centro da estratégia de desenvolvimento do Brasil”, ressaltou a ministra da Ciência, Tecnologia e Inovação, Luciana Santos.

O Plano Clima tem como pilares centrais os princípios do desenvolvimento sustentável, da transição justa e da justiça climática, partindo do reconhecimento de que os efeitos da mudança do clima são desiguais e atingem com maior intensidade populações em situação de vulnerabilidade. Por isso, as ações previstas priorizam soluções que promovam equidade, proteção dos direitos humanos e inclusão social.

Nesse contexto, o plano representa um compromisso coletivo com a transição para uma economia de baixo carbono no curto prazo e para a neutralidade de emissões nas próximas décadas, processo que depende da mobilização conjunta de

governos, setor privado e sociedade. Um de seus principais resultados é a definição de responsabilidades compartilhadas entre diferentes setores sociais.

O instrumento está organizado em três eixos complementares: Adaptação, Mitigação e Estratégias Transversais para Ação Climática. Sua elaboração teve início em setembro de 2023, com a articulação entre diferentes áreas do governo federal.

Também integram esse conjunto iniciativas relacionadas à agricultura familiar, povos indígenas, povos e comunidades tradicionais e políticas voltadas à promoção da igualdade racial e ao combate ao racismo, reconhecendo a importância de incorporar dimensões sociais e culturais na resposta à crise climática.

Entre os temas contemplados está ainda a agenda de mulheres e clima, que busca ampliar a participação feminina na formulação e implementação de políticas climáticas.

Plano Clima combate causas da crise do clima e protege vidas, cidades e ecossistemas, disse a ministra do MMA, Marina Silva.

Com centro de treinamento e parcerias internacionais, Cetrel é principal opção de serviços de emergência do país

A Cetrel, empresa de gestão ambiental e soluções integradas para a indústria, anuncia a compra da empresa CTA, no Polo Industrial de Camaçari (PIC), um dos maiores polos industriais da América Latina. Com a transação, a Cetrel passa a ser a responsável por dois dos melhores campos de treinamento do país para emergências industriais, entre eles o Centro de Treinamento de Controle de Emergências oficial do Cofic - Comitê de Fomento Industrial de Camaçari.

A companhia formou ainda alianças estratégicas com duas empresas norteamericanas e uma chilena para ampliar sua capacidade operacional em acidentes, desastres ambientais e incêndios. A parceria com Ouray, Puck e Brysa visa aprimorar a atuação em resposta a emergências, com foco no compartilhamento de tecnologias,

experiências profissionais e expansão dos seus serviços.

Com um crescimento de mais de 300% no volume de clientes de resposta a emergências no último ano, a atuação da Cetrel no setor está em franca expansão, com destaque para os setores de indústria, óleo e gás e varejo – postos de combustíveis e transportadoras.

“Além de contratos de prontidão, temos conquistado importantes contratos de outsourcing, no qual disponibilizamos na planta do cliente toda a estrutura de atendimento emergencial. Apesar de exponencial, nosso crescimento e ganho de mercado têm sido bastante sustentáveis e responsáveis, seguindo a trajetória de mais de 47 anos da Cetrel”, afirma Kaíto Bueno, diretor de resposta a emergências da Cetrel.

Treinamentos de combate a emergências

A Cetrel passou a ser a primeira representante oficial da TEEX - Texas A&M Engineering Extension Service no Brasil, uma das maiores autoridades globais em treinamentos de emergência.

Inclusive, o Centro de Treinamento de Combate a Emergências – concebido pelas indústrias do PIC para atender a cenários emergenciais de maior porte – já está credenciado para fornecer treinamentos com certificação TEEX, incluindo capacitação para resposta a emergência de produtos perigosos (Hazmat). Dessa forma, a Cetrel passa a proporcionar aos profissionais da indústria de todo o Brasil o acesso aos treinamentos certificados pela TEEX, antes só realizados em países como os EUA, por exemplo.

“Com a aquisição da CTA e a certificação TEEX, inclusive para treinamentos Hazmat, trazemos para o país o que de melhor e mais confiável existe em treinamentos de emergências, solidificando nosso compromisso em ser a melhor e mais confiável solução de atendimento emergencial a indústrias no Brasil”, destaca Kaíto.

Response Alliance

A cooperação recém-formada com empresas internacionais prevê acordos préestabelecidos que possibilitam atendimentos de maior complexidade dentro e fora do Brasil, suprindo necessidades técnicas a partir do rápido deslocamento de equipes e equipamentos. “Assim como mais expertise em emergências, remediação ambiental e descarte de resíduos perigosos, o nosso objetivo é contar com materiais de ponta em ocorrências que superam a capacidade nacional de resposta e envolvem operações em águas internacionais”, explica Kaíto.

Na prática, o trabalho em conjunto vai funcionar de acordo com as demandas dos clientes de cada empresa, que manterá suas operações independentes. “Se um dos clientes da Ouray ou da Brysa precisar transportar produtos químicos para o Brasil, por exemplo, a Cetrel disponibilizará recursos de forma ágil e com melhor custo. Isso vale para as empresas brasileiras que desejarem exportar seus produtos para os Estados Unidos ou Chile, que contarão com o apoio da Ouray e da Brysa, respectivamente. Além das duas empresas, estamos também em vias de fechar uma importante parceria na Argentina, ampliando ainda mais o que chamamos de Response Alliance, ou aliança de resposta a emergências”, detalha o gestor.

Entre os diferenciais trazidos pela iniciativa estão softwares de última geração, reservas de equipamentos emergenciais até 20 vezes superiores às encontradas no Brasil e vivências com profissionais capacitados nos mais renomados centros de resposta a emergências dos EUA e do Chile. Combate a incêndios

A cooperação com a Puck, maior fabricante norte-americana de mangueiras de incêndio e referência mundial em bombas de alta vazão, também coloca a Cetrel à frente no enfrentamento de incêndios industriais de grandes proporções. Com exclusividade na representação no Brasil, a Cetrel passa a oferecer bombas com vazão de 4 mil a 10 mil GPM e mangueiras que vão até 12 polegadas.

A partir dessa parceria, a Cetrel potencializa a sua capacidade de atuação diante de ocorrências industriais e ambientais cada vez mais complexas, ao mesmo tempo em que consolida a empresa em uma posição de destaque no cenário

global. Essa posição é reforçada ainda mais com a aliança com a chilena Brysa, que garante um feito inédito no combate a incêndios florestais: uso de aeronaves específicas para grandes volumes de água.

“Essa união eleva o padrão de efetividade das ações em áreas extensas e de difícil acesso. Como a solução ainda não tinha sido introduzida nas operações locais, representa um salto frente a emergências

que demandam suporte aéreo”, afirma Kaíto. “Tanto a aquisição da CTA quanto as parcerias internacionais, além da nossa própria estrutura e experiência, posicionam a Cetrel como uma empresa completa de emergência, trabalhando na prevenção, gestão, combate e pós-cenários de emergência, com profissionais de referência do mercado brasileiro e internacional”, finaliza.

Pacto Global da ONU - Rede Brasil

intensifica ambição Net

Zero para empresas

No Dia Nacional da Conscientização sobre as Mudanças Climáticas, comemorado 16 de março, o Pacto Global da ONU – Rede Brasil, representação local da maior iniciativa de sustentabilidade corporativa do mundo, reforça seu chamado urgente por responsabilidade ambiental, fortalecendo os compromissos do seu Movimento Ambição Net Zero 2026. As atualizações estão alinhadas com o Plano Nacional sobre Mudança do Clima (Plano Clima) e com o Acordo de Paris, visando acelerar a transição para uma economia de baixo carbono.

A nova meta coletiva foca em limitar as emissões líquidas nacionais de gases de efeito estufa (GEE) a 1,2 GtCO2e até 2030. Este objetivo exige que as empresas estabeleçam metas baseadas na ciência e contribuam para o alcance dos números de maneira nacional.

Entre as principais novidades de aprofundamento dos compromissos estão a realização de um inventário GEE ampliado,

com a publicação anual de dados para os Escopos 1, 2 e 3 (com validação por terceiros recomendada), cobrindo toda a cadeia de valor, e a redução de emissões de forma compatível com a ciência climática, usando como referência, preferencialmente, os

critérios da iniciativa Science Based Targets initiative (SBTi).

Além disso, há a adição de um compromisso estabelecendo que as empresas considerem os impactos sociais de seus planos de descarbonização, promovendo equidade e criando oportunidades para trabalhadores e comunidades afetadas, por meio da transição justa.

“A urgência climática exige metas claras e transparentes que considerem toda a cadeia de valor e os aspectos sociais da transição. As empresas brasileiras são protagonistas nessa jornada, e ao fortalecer o Movimento Ambição Net Zero, impulsionamos o país rumo a uma economia de baixo carbono, justa e próspera”, afirma Danielly Freire, Gerente de Clima Pacto Global da ONU –Rede Brasil.

Todas as empresas são convocadas a

Pacto Global da ONU

Como uma iniciativa especial do Secretário-Geral da ONU, o Pacto Global das Nações Unidas é uma convocação para que as empresas de todo o mundo alinhem suas operações e estratégias a dez princípios universais nas áreas de direitos humanos, trabalho, meio ambiente e anticorrupção. Lançado em 2000, o Pacto Global orienta e apoia a comunidade empresarial global no avanço das metas e valores da ONU por meio de práticas corporativas responsáveis. Tem mais de 20 mil participantes distribuídos em 65 redes que cobrem 85 países, sendo a maior iniciativa de sustentabilidade corporativa do mundo. Há ainda 5 Hubs em diferentes regiões do mundo e mais 9 gerentes

aderir ou reconfirmar seu compromisso, assinando a nova Carta Compromisso do Pacto Global da ONU – Rede Brasil. O prazo final para o envio é 10 de março de 2027.

regionais responsáveis pelo processo de implementação em mais 16 países.

O Pacto Global da ONU – Rede Brasil foi criado em 2003 e, hoje, é a segunda maior rede local do mundo, com mais de 2.000 mil participantes. Os mais de 60 projetos conduzidos no país abrangem, principalmente, os temas: Água, Oceano, Resíduos, Agricultura, Florestas, Clima, Direitos Humanos e Trabalho, Anticorrupção, Engajamento e Comunicação.

Reino Unido compartilha liderança e expertise em hidrogênio de baixo carbono com delegação brasileira

O Governo do Reino Unido recebeu em Londres, uma delegação brasileira formada por representantes do Ministério de Minas e Energia (MME) e da ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis para uma missão técnica dedicada a conhecer de perto a liderança britânica em hidrogênio de baixa emissão, reconhecida globalmente pelo seu avanço regulatório, tecnológico e industrial. A visita integrou as ações do BrazilUK Hydrogen Hub, iniciativa lançada na COP28 para apoiar o desenvolvimento do hidrogênio no Brasil por meio de cooperação estruturada com o Reino Unido.

“A missão técnica de hidrogênio com o Reino Unido foi uma oportunidade de entender como outros países estão estruturando seus modelos de negócio, considerando que diferentes tecnologias serão importantes para o futuro da transição energética do Brasil e do mundo. Nós tratamos de inovação, de diferentes estratégias, de como diferentes seguimentos usuários da energia podem e irão se engajar na construção de uma matriz energética mais limpa”, afirmou Sérgio Ayrimoraes, Coordenador-Geral de Estudos de Integração Energética.

Durante a missão, especialistas britânicos apresentaram à delegação brasileira os

principais marcos, políticas e tecnologias que posicionam o Reino Unido como um dos países mais avançados no desenvolvimento de uma economia competitiva de hidrogênio de baixa emissão.

O grupo foi recebido pelo Department for Energy Security & Net Zero (DESNZ) e pela agência reguladora Ofgem, responsáveis por modelos de regulação, certificação e governança que hoje servem como referência internacional para países que

buscam estruturar seus próprios mercados de hidrogênio.

Essa troca reforçou o compromisso do Reino Unido em apoiar o Brasil a acelerar a implementação de seu Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2), contribuindo para a formação de marcos regulatórios robustos e para o desenvolvimento de capacidades técnicas no setor – área em que a ANP desempenhará papel central.

Visitas técnicas a hubs de excelência britânicos

A delegação visitou algumas das instalações e centros de inovação mais importantes do Reino Unido, incluindo:

• HyMarnham Power, planta comercial de produção de hidrogênio de baixa emissão;

• ITM Power e Ceres, líderes europeias na fabricação de eletrolisadores;

• Energy Systems Catapult, centro de pesquisa e inovação em transição energética.

As visitas demonstraram a maturidade tecnológica e industrial britânica, além de apresentarem soluções para redução de custos, ganho de eficiência e criação de ambientes regulatórios que estimulam investimentos e a expansão da economia do hidrogênio.

“Os projetos no Reino Unido começaram com pesquisa e desenvolvimento em áreas onde ficam as indústrias, com o hidrogênio sendo utilizado para descarbonizá-las, em associação com vários tipos de tecnologia de produção, que é um modelo que nós também buscamos desenvolver no Brasil”, apontou Natália Hoffmann – Coordenadora-Geral de Transição Energética.

Primeiro projeto mundial de energia solar para geração de hidrogênio totalmente independente da rede elétrica, para mistura com gás natural

A H2Pro e a Doral Hydrogen anunciaram a assinatura de um acordo durante a Conferência Europeia de Energia de Hidrogênio (EHEC) para o desenvolvimento conjunto de um projeto de produção de hidrogênio movido a energia solar na Extremadura, Espanha. O projeto deve ser o primeiro a produzir hidrogênio exclusivamente a partir de energia solar fora da rede elétrica, para ser misturado ao gasoduto de gás natural existente operado pela Enagás. Numa fase posterior, o hidrogênio produzido no local será injetado diretamente na rede de distribuição de hidrogênio H2Med, que passará por esta região.

O projeto começa com um eletrolisador DWE (Eletrólise de Água Desacoplada) de 5 MW conectado diretamente (CC-CC) a 10 MWp de geração solar. As fases futuras expandirão a instalação para 50 MW de eletrólise e até 80 MWp de capacidade solar. O sistema foi projetado para operar totalmente fora da rede elétrica, produzindo hidrogênio alimentado exclusivamente por energia solar e atendendo aos mais rigorosos requisitos do RFNBO - Regulamento Federal de Energia Nuclear.

Os eletrolisadores convencionais não foram projetados para consumir eletricidade renovável barata - esses sistemas foram concebidos para geração de energia de base estável, não para volatilidade. Para

Conjunto DWE na fábrica da H2Pro

evitar a degradação grave da membrana e do sistema, a perigosa passagem de gases e a baixa eficiência em cargas parciais, eles são obrigados a depender de baterias caras ou da rede elétrica como reserva, resultando em custos altíssimos com o consumo de eletricidade.

A tecnologia de Eletrólise Desacoplada da Água (DWE) da H2Pro lida com a volatilidade e a operação fora da rede elétrica, exatamente onde os sistemas convencionais encontram dificuldades. Ao separar a produção de hidrogênio e oxigênio no tempo, em vez de gerá-los simultaneamente usando uma membrana,

a DWE proporciona uma operação extremamente flexível. Diferentemente das tecnologias existentes, o sistema DWE pode ser ligado e desligado um número ilimitado de vezes sem as penalidades de degradação associadas à eletrólise convencional. Ele também opera com eficiência superior em uma ampla faixa de carga e pode aumentar e diminuir a potência rapidamente, ajustando os níveis de produção em tempo real. Como resultado, a tecnologia é ideal para insumos de energia voláteis e permite que a produção de hidrogênio acompanhe o perfil de geração natural do sol ou do vento.

O projeto começa com um eletrolisador DWE (Eletrólise de Água Desacoplada) de 5 MW conectado diretamente (CC-CC) a 10 MWp de geração solar. As fases futuras expandirão a instalação para 50 MW de eletrólise e até 80 MWp de capacidade solar. O sistema foi projetado para operar

totalmente fora da rede elétrica, produzindo hidrogênio alimentado exclusivamente por energia solar e atendendo aos mais rigorosos requisitos do RFNBO - Regulamento Federal de Energia Nuclear.

Os eletrolisadores convencionais não foram projetados para consumir eletricidade

Projeto de sistema comercial de eletrólise de água desacoplada H2Pro

renovável barata - esses sistemas foram concebidos para geração de energia de base estável, não para volatilidade. Para evitar a degradação grave da membrana e do sistema, a perigosa passagem de gases e a baixa eficiência em cargas parciais, eles são obrigados a depender de baterias caras ou da rede elétrica como reserva, resultando em custos altíssimos com o consumo de eletricidade.

A tecnologia de Eletrólise Desacoplada da Água (DWE) da H2Pro lida com a volatilidade e a operação fora da rede elétrica, exatamente onde os sistemas convencionais encontram dificuldades. Ao separar a produção de hidrogênio e oxigênio no tempo, em vez de gerá-los

simultaneamente usando uma membrana, a DWE proporciona uma operação extremamente flexível. Diferentemente das tecnologias existentes, o sistema DWE pode ser ligado e desligado um número ilimitado de vezes sem as penalidades de degradação associadas à eletrólise convencional. Ele também opera com eficiência superior em uma ampla faixa de carga e pode aumentar e diminuir a potência rapidamente, ajustando os níveis de produção em tempo real. Como resultado, a tecnologia é ideal para insumos de energia voláteis e permite que a produção de hidrogênio acompanhe o perfil de geração natural do sol ou do vento.

“Este projeto demonstrará como a produção de hidrogênio pode ser projetada desde o início para operar diretamente com energia renovável”, disse Tzahi Rodrig, CEO da H2Pro. “A capacidade de operar com energia renovável intermitente, com ciclos infinitos de ligar e desligar e alta eficiência em cargas parciais, é fundamental para viabilizar o hidrogênio verde a custos mais baixos. Ao combinar a experiência da Doral Hydrogen no desenvolvimento de energias renováveis com nossa tecnologia DWE, pretendemos demonstrar um novo modelo para a produção de hidrogênio totalmente independente da rede, economicamente e tecnicamente viável.”

“Do ponto de vista do desenvolvedor, a capacidade de produzir hidrogênio verde sem depender da rede elétrica é um avanço significativo”, disse Yam Efrati, CEO da Doral Hydrogen. “Sistemas que podem operar diretamente com energia renovável simplificam o projeto e reduzem a necessidade de baterias caras ou de energia de reserva da rede. Isso pode melhorar substancialmente a viabilidade econômica do projeto.”

A Doral Hydrogen está desenvolvendo 1 GW de projetos de hidrogênio verde em todo o mundo, com foco especial na Península Ibérica. A escolha da Extremadura, na Espanha, como localização do projeto é estratégica. A Espanha está se consolidando como uma região fundamental para o desenvolvimento de hidrogênio renovável na Europa. O país se beneficia de recursos renováveis robustos, da rápida expansão da energia solar e de estratégias de apoio ao hidrogênio tanto em nível nacional quanto europeu. A Extremadura é uma das regiões

com maior irradiação solar na Europa e oferece condições favoráveis para projetos de energia renovável em larga escala. O hidrogênio produzido na instalação será misturado à rede de gás espanhola operada pela Enagás, proporcionando uma via de integração do hidrogênio a curto prazo sem a necessidade de infraestrutura dedicada ao transporte desse gás. Espera-se também que a Península Ibérica desempenhe um papel importante no futuro fornecimento de hidrogênio à Europa por meio do projeto H2Med.

Guerra no Irã reforça a necessidade da transição energética

No curto prazo, a guerra de Estados Unidos e Israel contra o Irã até pode ser um estímulo à exploração de combustíveis fósseis fora do Golfo Pérsico. Mas a indústria do petróleo somente entrega resultados exploratórios em médio e longo prazos. Além disso, as eventuais reservas de petróleo e gás ainda não exploradas estão em regiões de acesso mais difícil e, portanto, são mais caras e incertas. Logo, o caminho para garantir a segurança energética que o petróleo não entrega, como mostra o atual conflito no Oriente Médio, é acelerar a transição para a energia renovável produzida localmente.

“A guerra acontece em um cenário em que a transição energética é inevitável. Esse caos geopolítico, junto com as ameaças a que essa guerra nos expõe, reforça a percepção de que num mundo baseado em energias renováveis a gente teria menos riscos”, explica Stela Herschmann, especialista em Política Climática do

@Climainfo

Observatório do Clima (OC). Ela é coautora do estudo Progressing the Transition Away From Fossil Fuels: A guide for policy-makers working on TAFF roadmaps and plans que mapeou iniciativas já em curso para a descarbonização das economias e mostra que quase 50 países já têm planos para eliminar combustíveis fósseis.

A especialista avalia que o conflito no Irã deve fortalecer a mobilização para o mapa do caminho rumo ao fim dos combustíveis fósseis, a cargo da presidência brasileira da COP30. “Do ponto de vista econômico, se os países não se convencerem pelo argumento climático de que deveriam transicionar para energia renovável, talvez se convençam pelo impacto econômico. O preço do petróleo vai fazer a inflação disparar e empurrar pessoas para a pobreza, sobretudo em países que já têm dificuldades. Mas isso afeta o crescimento econômico do mundo inteiro.”

Stela também menciona o Mapa do Caminho do governo brasileiro: em dezembro passado, o presidente Lula incumbiu os ministérios da Casa Civil, Meio Ambiente, Minas e Energia e Fazenda de

elaborarem diretrizes para um mapa do caminho para além de petróleo, gás fóssil e carvão. As normas deveriam ter sido entregues no início de fevereiro, mas até agora isso não aconteceu.

A urgência desse guia para a transição energética se torna mais óbvia a cada dia de conflito no Oriente Médio. O preço do Brent girava em torno de US$ 65, superou os US$ 100 o barril e pode chegar a US$200. A escalada, inclusive, já impactou os valores de gasolina e diesel tanto nos EUA, país que iniciou a guerra, quanto em outros países, como o Brasil. ACESSE O DOCUMENTO COMPLETO

Transição energética atrai US$ 2,3 trilhões, revela relatório global

Um novo relatório global da BloombergNEF confirma que a transição energética entrou definitivamente em uma nova fase. Segundo o Energy Transition Investment Trends 2026, os investimentos globais em tecnologias de baixo carbono atingiram US$ 2,3 trilhões em 2025, o maior volume já registrado, com crescimento de 8% em relação ao ano anterior.

O estudo, considerado uma das principais referências internacionais sobre financiamento da transição energética, mostra que mesmo em um cenário marcado por instabilidade geopolítica, tensões comerciais e revisões de políticas públicas, o fluxo de capital para energia limpa se manteve resiliente, e crescente.

Eletrificação lidera, redes ganham protagonismo

O transporte eletrificado consolidou-se como o maior destino dos investimentos globais, somando US$ 893 bilhões em 2025, alta de 21% em relação ao ano anterior. O avanço dos veículos elétricos e da infraestrutura de recarga confirma que a eletrificação é hoje o principal vetor da transição energética.

As redes elétricas aparecem como outro destaque do relatório, com US$ 483 bilhões investidos, crescimento de 17%.

O dado reflete a urgência de modernizar

Fonte nuclear

Embora os investimentos em energia nuclear tenham alcançado US$ 36 bilhões em 2025, com leve retração em relação

e expandir a infraestrutura elétrica para absorver o aumento da demanda, integrar fontes renováveis intermitentes e atender setores intensivos em energia, como data centers.

Já os investimentos em energias renováveis totalizaram US$ 690 bilhões, registrando queda de 9,5%, impactados principalmente por reformas no mercado de energia da China. Ainda assim, o setor permanece como um dos pilares centrais da transição global.

ao ano anterior, o relatório destaca que o crescimento da eletrificação e da demanda por energia firme reforça a importância de

ACESSE O DOCUMENTO COMPLETO

fontes estáveis e de baixo carbono.

Para a Abdan - Associação Brasileira para o Desenvolvimento das Atividades Nucleares, os dados globais reforçam a necessidade de uma transição energética baseada em diversificação tecnológica e planejamento de longo prazo.

“O relatório deixa claro que o mundo está investindo pesado em eletrificação e infraestrutura elétrica. Para sustentar esse movimento com segurança e confiabilidade, fontes como a energia nuclear são essenciais. No Brasil, a expansão nuclear contribui diretamente para a segurança energética, a estabilidade do sistema elétrico e a redução de emissões”, afirma Celso Cunha, presidente da Abdan.

Mercado financeiro mantém tração

O levantamento da BloombergNEF também aponta um avanço expressivo no financiamento da transição energética. A emissão global de dívida chegou a US$ 1,2 trilhão, crescimento de 17%, enquanto o financiamento via mercado de capitais para tecnologias climáticas cresceu 53%, após

Brasil entre os dez maiores mercados

O Brasil aparece como o 9º maior mercado global em investimentos em transição energética, com US$ 38 bilhões em 2025, concentrados majoritariamente em fontes renováveis. Para a Abdan, esse posicionamento representa uma oportunidade estratégica para ampliar investimentos em infraestrutura elétrica, diversificação da matriz e fortalecimento do

três anos de retração.

Segundo o relatório, o investimento médio anual global poderá alcançar US$ 2,9 trilhões entre 2026 e 2030, no cenário de transição econômica, indicando que o volume atual ainda precisa crescer para atender às metas climáticas globais.

papel da energia nuclear no planejamento energético nacional.

“O desafio agora é transformar planejamento em execução. O volume global de investimentos mostra que capital existe. O que diferencia os países é a capacidade de criar ambientes regulatórios estáveis, previsíveis e tecnicamente sólidos para atrair esses recursos”, completa Cunha.

Transição em ritmo recorde, mas mais complexa

O relatório conclui que, apesar do recorde histórico de investimentos, o

ritmo de crescimento desacelerou em relação aos anos anteriores, evidenciando

@ABDAN

que a transição energética se tornou mais complexa, exigindo coordenação entre políticas públicas, mercado financeiro, infraestrutura e tecnologia.

Nesse contexto, a consolidação de uma

matriz elétrica segura, limpa e resiliente, com renováveis, redes robustas e energia nuclear, desponta como um dos principais desafios e oportunidades da próxima década.

Asia Shipping conclui neutralização de carbono e consolida Selo Carbon Free

A multinacional brasileira Asia Shipping, integradora logística da América Latina, concluiu o processo de neutralização de suas emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) referentes ao ano de 2025, consolidando sua certificação com o Selo Carbon Free.

A iniciativa reforça o compromisso da companhia com a agenda climática, por meio da descarbonização, e com práticas alinhadas às melhores referências globais de sustentabilidade.

Inventário de emissões de GEE com metodologia reconhecida

Ao longo de todo o ano, a empresa realizou a mensuração mensal das emissões geradas por suas operações no Brasil, considerando os três escopos previstos pelo GHG Protocol e pela ISO 14064. O

inventário contemplou emissões fugitivas, consumo de energia, resíduos e efluentes, viagens a negócios e deslocamento casatrabalho, dentro da abordagem de Controle Operacional.

Participaram do processo as dez unidades da companhia em operação no país, localizadas em São Paulo, Santos e Campinas (SP), Porto Alegre (RS), Itajaí (SC), Curitiba e Paranaguá (PR), Recife (PE), Manaus (AM) e Salvador (BA). “A mensuração recorrente nos permitiu ter uma visão precisa das nossas fontes de emissão e agir de forma estruturada. Neutralizar é importante, mas tão relevante quanto isso é entender onde podemos evoluir continuamente. Seguimos protocolos reconhecidos internacionalmente e garantimos a compensação integral por meio da aquisição de créditos de carbono certificados, direcionados a projetos de energia renovável”, afirma Alexandro Ferreira, gerente de Compliance da Asia Shipping.

Compensação via créditos de carbono e energia renovável

Assim como anunciado no início do projeto, a compensação foi realizada por meio de créditos vinculados à Usina Hidrelétrica (UHE) Jirau, localizada no Rio Madeira (RO). O empreendimento é um dos principais ativos de geração de energia renovável do país e contribui para a substituição de fontes térmicas por matriz hidráulica no Sistema Interligado Nacional (SIN), ampliando a oferta de energia de menor impacto ambiental.

A iniciativa está conectada aos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) da ONU, com destaque para os compromissos relacionados à Ação contra a Mudança Global do Clima (ODS 13), Cidades e Comunidades Sustentáveis (ODS 11) e Vida Terrestre (ODS 15).

Descarbonização como estratégia no setor logístico

Para Alexandre Pimenta, CEO da Asia Shipping, a consolidação do selo representa um avanço sólido na estratégia da companhia. “Nosso papel na cadeia do comércio exterior exige responsabilidade ampliada. Concluir esse ciclo com a neutralização das emissões reforça que estamos tratando o tema de forma estruturada, com método, governança e visão de longo prazo. A sustentabilidade não é um projeto isolado, faz parte da condução do negócio.”

A partir de agora, o trabalho segue com a elaboração do próximo Inventário de GEE, garantindo a continuidade do monitoramento, da gestão e da evolução das metas ambientais da companhia. Outras iniciativas e compromissos da Asia Shipping na agenda ESG podem ser consultados na área dedicada ao tema em seu website.

Leilões e PPAs corporativos - Análise do Mercado Europeu 2025

Os decisores políticos da UE procuram formas eficazes de reforçar a competitividade dos preços da energia. Já dispõem de instrumentos comprovados, como os contratos de compra de energia (PPAs) de longo prazo e os contratos por diferença (CfDs) atribuídos através de leilões competitivos. Este relatório analisa as tendências europeias mais recentes nestas duas vias de acesso ao mercado da energia solar e apresenta recomendações claras sobre como reforçar a sua capacidade de

fornecer rapidamente energia solar a baixo custo.

O relatório mostra que os leilões de energia solar e os contratos de compra de energia (PPAs) corporativos forneceram 92 GW de capacidade solar em toda a UE entre 2022 e 2025, ajudando a proteger cidadãos e empresas durante e após a crise energética. Juntos, esses mecanismos de contratação de longo prazo supriram as necessidades de eletricidade equivalentes às de cerca de 28 milhões de famílias

ACESSE O DOCUMENTO COMPLETO

europeias, sublinhando seu papel central na estabilização dos preços da energia e na redução da exposição à volatilidade dos mercados de combustíveis fósseis.

A análise destaca que o desempenho dos leilões enfraqueceu durante o auge da crise energética em 2022 e 2023, à medida que o aumento dos custos dos equipamentos se chocou com modelos de leilão inflexíveis, preços máximos baixos e atrasos administrativos. No entanto, reformas específicas produziram resultados: 2025 marcou um ano recorde para leilões de energia solar, com 25,2 GW concedidos. Apesar dessa recuperação, quase metade das rodadas de leilões da UE nos últimos cinco anos não atingiu a meta, sinalizando desafios contínuos de projeto e oportunidades de implantação perdidas. Os contratos de compra de energia solar corporativos estão seguindo uma trajetória diferente. Após um boom em 2023 e 2024, quando as empresas buscavam estabilidade de preços, o volume de contratos diminuiu em 2025, refletindo condições de mercado mais restritivas em alguns países. Congestionamento da rede, restrições de

geração e expectativas de queda nos preços reduziram a demanda, principalmente em mercados maduros como a Alemanha. Em contrapartida, a Espanha e diversos países dependentes de gás continuam a apresentar forte crescimento nos contratos de compra de energia, impulsionado pelos altos preços da eletricidade no mercado atacadista e por fortes incentivos para operações de hedge de longo prazo.

O relatório conclui que leilões bem estruturados e mercados de PPAs (Power Purchase Agreements) saudáveis continuam sendo essenciais para a segurança energética e a competitividade da Europa. Ele insta os formuladores de políticas a aprimorarem os mecanismos de leilão, apoiarem licitações específicas para cada tecnologia, integrarem o armazenamento de energia, garantirem uma contabilização justa das emissões de carbono nos PPAs e acelerarem a eletrificação em toda a economia. Manter a continuidade e a confiança nesses canais de acesso ao mercado será crucial, visto que a Europa enfrenta uma volatilidade renovada nos preços da energia.

Arkema expande capacidade de produção na China

A Arkema anunciou uma expansão de 20% na capacidade de produção de PVDF Kynar® em sua unidade de Changshu, na China, com a nova fábrica prevista para iniciar as operações em 2028. Essa capacidade adicional visa atender ao forte e contínuo crescimento da demanda por PVDF Kynar® em todos os principais mercados, incluindo baterias de íon-lítio para veículos elétricos (VE) e sistemas de armazenamento de energia (SAE), revestimentos de alto desempenho, indústrias de processamento químico, fabricação de semicondutores, filtração de água e fios e cabos. Este projeto atenderá aos mais altos padrões de excelência operacional, refletindo o compromisso da Arkema com a melhoria contínua de suas operações de fabricação em todas as suas unidades ao redor do mundo.

“Esta expansão representa um marco importante para a Arkema, pois estamos investindo mais uma vez com confiança para aumentar e fortalecer nossas capacidades em Changshu. Este investimento nos permitirá continuar apoiando o crescimento de nossos clientes com um fornecimento ainda mais ágil e confiável, atendendo à necessidade do mercado por inovação constante e rápida,” disse Laurent Tellier,

Vice-Presidente Sênior de Polímeros de Alto Desempenho e Fluorogases da Arkema.

O projeto conta com o apoio do robusto ecossistema global de P&D da Arkema, que garante a liderança do Grupo em inovação em aplicações e tecnologias avançadas de PVDF. Esse ecossistema inclui o centro de P&D de Changshu, na China, bem como centros de P&D na França, Japão, Coreia do Sul e Estados Unidos. Juntos, esses laboratórios permitem que a Arkema colabore estreitamente com os clientes e acelere o desenvolvimento de soluções de alto desempenho para a transição energética e os setores de manufatura avançada.

A Arkema é líder global na produção de PVDF, com a plataforma de Changshu como sua maior unidade fabril no mundo. O Grupo também produz PVDF em Calvert City, Kentucky, nos Estados Unidos, onde um novo aumento de capacidade foi anunciado no ano passado e entrará em operação no segundo trimestre de 2026, bem como em sua unidade de PierreBenite, na França.

Atlas Critical Minerals anuncia corredor de grafite

A Atlas Critical Minerals Corporation, empresa focada em minerais críticos para aplicações em energia, tecnologia e defesa, anunciou a aquisição de um novo direito mineral adicional que conecta suas duas atuais áreas de grafite no nordeste de Minas Gerais, Brasil. Os três direitos minerais combinados agora compõem o Projeto de Grafite da Companhia, totalizando aproximadamente 2.822 hectares – um aumento de cerca de 124% – e estabelecem um corredor mineralizado contínuo de mais de 11km.

Amostragens sistemáticas em lascas retornaram um resultado máximo de 19,4% de carbono grafitizado (Cgraph), superando o melhor resultado anterior da Companhia, de 15,4% Cgraph, e posicionando-se entre os mais altos já reportados para projetos de grafite natural em flocos no mundo. Diversas outras amostras apresentaram teores consistentemente elevados nos três direitos minerais, incluindo 15,49%,

15,41%, 13,82%, 13,22%, 12,23%, 11,68% e 10,51% Cgraph, o que sustenta uma forte continuidade do depósito e o potencial para corpos mineralizados extensos.

De acordo com a MarketsandMarkets, o mercado global de grafite deve atingir 36,4 bilhões de dólares até 2030, crescendo a uma taxa composta anual de 15,1%, impulsionado pela forte demanda por baterias para veículos elétricos (EVs) e armazenamento de energia; a Benchmark Mineral Intelligence estima que serão necessárias 97 novas minas de grafite até 2035 para atender à demanda projetada. O grafite é um material de ânodo indispensável nas baterias de íons de lítio que alimentam os veículos elétricos. Na maioria das químicas de baterias de EV — incluindo LFP, NMC e NCA — o ânodo é predominantemente composto por grafite, sendo que um veículo elétrico típico contém dezenas de quilogramas desse mineral crítico. O grafite natural de alto teor, com

@Atlas

tamanho de floco e pureza adequados, pode ser processado até se tornar material ativo de ânodo, oferecendo um caminho estratégico para atender à rápida expansão da demanda global por suprimento de grafite.

A Atlas acredita que os altos teores in situ do Projeto e o desempenho já demonstrado em purificação posicionam seu grafite como um forte candidato para esse mercado.

“A expansão do nosso Projeto de Grafite, 100% de propriedade da Companhia, combinada com os excelentes resultados de exploração reportados até o momento,

reforça nossa visão quanto à qualidade e à escala do ativo, especialmente considerando que o grafite é um mineral crítico fundamental. Uma amostra de pico de 19,4% Cg, somada ao fato de que a vasta maioria das amostras anteriores supera 11% Cg, indica a presença de mineralização de alto teor em múltiplas áreas ao longo do corredor de grafite de 11 km do projeto. Quando consideramos, ainda, os dados geofísicos sugerindo que a mineralização pode se estender além dos 200 metros de profundidade, e nossa já comunicada capacidade de purificar o concentrado até especificações de grau nuclear — o padrão máximo global de qualidade — vemos uma justificativa clara para acelerar o desenvolvimento do nosso Projeto de Grafite”, afirmou Marc Fogassa, Chairman e CEO da Atlas Critical Minerals.

A Atlas Critical Minerals planeja avançar um programa abrangente de exploração em toda a área ampliada do projeto, incluindo: Magnetometria terrestre e aerofotogrametria, levantamento topográfico com LiDAR, mapeamento geológico de alta resolução com amostragem adicional, e sondagem com testemunho com perfuração diamantada, visando avançar em direção à definição inicial de recursos.

Seagems celebra 11 anos de programa de formação e 1 milhão de horas de capacitação offshore

O Seagems Excellence Academy (SEA) completa 11 anos em 2026; ele é o programa de capacitação profissional da Seagems. A empresa dedica mais de uma década à formação técnica, acumula um milhão de horas em treinamentos e já recebeu mais de US$ 25 milhões em investimentos, sendo um importante ativo de qualificação de

mão de obra no setor offshore brasileiro.

Para comemorar, a empresa ampliou a infraestrutura do Centro de Treinamentos em Rio das Ostras, que está completo após receber o simulador de Operações com ROV (Veículos Operados Remotamente). A novidade aumenta o nível de realismo dos treinamentos e fortalece a conexão entre capacitação técnica, segurança operacional e desempenho em campo.

Desde sua criação, em janeiro de 2015, a SEA centraliza todas as ações de capacitação, desenvolvimento técnico e formação profissional da companhia.

Atualmente, o programa reúne mais de 40 cursos originais de formação técnica, com trilhas presenciais e virtuais voltadas a empregados e terceirizados, acompanhando a evolução das operações e as exigências do setor offshore.

Os números refletem o impacto direto da iniciativa na formação de profissionais. Hoje, 45% dos empregados offshore da Seagems nunca haviam embarcado antes de ingressar na empresa, evidenciando o papel da academia como porta de entrada para novos talentos e como instrumento de desenvolvimento técnico estruturado.

Modelo próprio de formação e impacto na carreira

Ao longo de sua trajetória, a Seagems estruturou um modelo próprio de formação, com material didático exclusivo, atualização contínua de conteúdos e forte integração entre teoria e prática. Até o final de 2025, o programa foi fundamental para a conquista de mais de 2.900 promoções e mudanças de nível na empresa, associadas diretamente aos processos de capacitação interna, evidenciando o papel da academia no desenvolvimento de carreira e na retenção de talentos.

Somente em 2024, foram realizadas mais de 80 mil horas de treinamento, o equivalente a 10.080 dias ininterruptos de capacitação. Em 2025, esse volume cresceu para 94 mil horas, acompanhando a expansão das operações e o fortalecimento das trilhas técnicas oferecidas.

“A empresa, preocupada em aprimorar e formar pessoas, construiu o centro de treinamento na base de Rio das Ostras para aprimorar e melhorar a economia local, a comunidade local e os nossos empregados em sua formação e trabalho do dia a dia”, explica Aurélio Ponec, Coordenador de treinamento da Seagems

@Divulgação

Vibra mantém trajetória de crescimento, ganha market share e entrega retorno de 75% ao acionista

A partir de uma estratégia de longo prazo com disciplina na execução e geração de valor, a Vibra alcançou no 4T25 (vs 4T24) um volume de 9.500 mil m³ (+5,4%), representando um crescimento de 0,8 p.p. no market share, chegando a 22,0%, um Ebitda Ajustado de R$ 2.620 milhões (+100,5%), resultando em uma Margem Ebitda Ajustada de R$ 251/m³ e Margem Ebitda Ajustada Recorrente de R$ 167/m3. Além disso, a companhia atingiu um Lucro Líquido de R$ 679 milhões (+33,1%), gerando um Lucro Líquido Ajustado de R$ 615 milhões. A empresa reduziu sua alavancagem para 2,4x e entregou aos seus acionistas um retorno total de 75%, mais que o dobro da média da Ibovespa, totalizando R$ 2 bi entre pagamento de Dividendos, Juros sobre Capital e Bonificação de ações.

“Nossos resultados financeiros e operacionais comprovam a robustez e a capacidade de execução da companhia. Tivemos crescimento consistente de margens a cada trimestre do ano. O 4T25 consolidou ainda a retomada do crescimento de market share e a expansão dos volumes comercializados. Alcançamos resultados consistentes em diferentes frentes”, afirma Ernesto Pousada, CEO da Vibra.

No cenário externo, o ano de 2025 foi marcado por avanços relevantes no ambiente regulatório e no combate ao mercado irregular. A implementação da monofasia

federal do PIS/Cofins sobre o etanol, a aprovação na Câmara dos Deputados do Projeto de Lei do Devedor Contumaz, a implementação da Solidariedade Tributária em estados estratégicos e a aprovação da nova Lei do RenovaBio contribuíram para a construção de um ambiente de negócios mais ético e equilibrado, com efeitos estruturais sobre a dinâmica competitiva.

“Estamos construindo um ambiente de negócio mais íntegro e equilibrado. Quem não paga imposto e quem adultera o produto cria um ambiente artificial de competição. Isso destrói margens, desorganiza o mercado e penaliza diretamente tanto quem atua dentro da lei quanto consumidores”, diz Pousada.

A consolidação das cinco vias de crescimento da Vibra pavimenta o caminho para o novo ciclo da empresa de forma sustentável até 2030:

Liderança em postos - além de crescimento bruto dos volumes de vendas no 4T25 (+7,2% vs 4T24), a Vibra também obteve um crescimento de 11% no Volume Médio Mensal (VMM) no trimestre, somado a isso, a Companhia atingiu um embandeiramento recorde com a inclusão de 404 novos postos em sua base. A estratégia combinou a ampliação de volumes na rede, aliada ao fornecimento seletivo a postos bandeira branca estratégicos, formando um pipeline natural para futuras conversões.

Ampliação da oferta para clientes B2Bo B2B apresentou, no último trimestre de 2025, um crescimento de 2,3% do volume total vendido ao comparar com o mesmo período do ano anterior. O fortalecimento do

Nova ambição

Em 2025, a Vibra registrou o maior volume de vendas da história de Lubrax. A Margem Ebitda da empresa neste segmento segue crescendo na casa de dois dígitos. Na comparação entre o 4T25 e o 4T24, o crescimento de volume foi de 12% e, na comparação ano a ano, também foi de 11%. A criação da Unidade de Negócio focada em lubrificantes, o rebranding da marca Lubrax eleita pelo

Retorno com renováveis

O segmento de renováveis permanece como um pilar importante para a Vibra, inserido em um contexto setorial desafiador. Ao longo de 2025, mesmo com o aumento de curtailment energético, a Comerc totalizou um Ebitda @Stake 1% acima do ano anterior, em função de ações

cross-sell e a ampliação do mix de produtos, incluindo combustíveis, lubrificantes e soluções de maior valor agregado como o Diesel Grid e o Agritop – que representam 20% das vendas de produtos premium – contribuíram para maior fidelização, sinergias comerciais e aumento da margem. No segmento de Aviação, a Vibra comercializou 1,2 milhões de m³ de QAV e realizou a primeira operação de SAF (Sustainable Aviation Fuel) na Bahia. Expansão da capacidade logística - a infraestrutura logística da Vibra continuou a exercer papel central na sustentação da eficiência operacional e da competitividade da companhia. A automação de processos e aplicação de ferramentas de para planejamento, roteirização e tomada de decisão avançaram significativamente, o que permitiu ganhos relevantes de produtividade e redução de custos.

nono ano consecutivo como Top Of Mind, a expansão e modernização de sua fábrica que é a maior da América Latina e o recorde de volumes comercializados reforçaram a importância deste segmento como um pilar estratégico de crescimento para a Vibra. Em 2026, a estratégia inclui ampliar o portfólio premium, elevar a ocupação da fábrica e fortalecer presença em concessionárias e montadoras.

de eficiência operacional (R$70 milhões); preservação de caixa e a busca constante pelo equilíbrio financeiro das operações. As iniciativas resultaram em conversão de aproximadamente 75% do Ebitda em caixa e a empresa atingiu o guidance proposto ao mercado.

empresas e negócios

Redução da alavancagem

No 4T25 a companhia reduziu sua alavancagem para o patamar de 2,4x, comprovando mais uma vez a saúde financeira da empresa e seu compromisso com a correta alocação de capital e os acionistas. A companhia obteve avaliação ‘BBB-’ com perspectiva estável da agência

de classificação de risco S&P Global Ratings, consolidando sua sólida posição no mercado, sinalizando a confiança de investidores e analistas na empresa. A classificação conquistada pela Vibra ficou acima do rating do Brasil que é BB.

TTS Energia vence licitação para construir usina solar de 5 megawatts no interior de Minas Gerais

A TTS Energia, empresa de engenharia e construção de usinas fotovoltaicas e ativos de energia renovável, venceu licitação em formato de leilão para a construção de uma usina solar de 5 megawatts (MW) no município de Jequitibá, em Minas Gerais, que integrará o portfólio da Cemig SIM, do Grupo Cemig.

O projeto, que representa um investimento de mais de R$ 8,7 milhões, será composto por 10.864 módulos fotovoltaicos instalados em estrutura fixa de solo. A nova usina solar (UFV) atenderá clientes na categoria

de geração compartilhada, por meio da modalidade de energia solar por assinatura. O início das obras ocorreu em dezembro de 2025, com conclusão estimada para 02 de outubro de 2026, prazo que inclui todas as etapas de execução, comissionamento e energização da usina. A TTS Energia será responsável pela implantação completa do empreendimento, aplicando sua expertise em engenharia, planejamento e execução de usinas solares de médio e grande porte.

A Cemig SIM atua na geração de energia em usinas solares remotas, ampliando o

acesso à energia limpa em Minas Gerais, sem necessidade de obras ou investimentos por parte dos clientes finais.

Segundo Jacques Hulshof, CEO da TTS Energia, o contrato tem relevância estratégica, já que é a primeira licitação em formato de leilão vencida pela empresa. “Este projeto representa um marco importante para o nosso portfólio e consolida a empresa como uma parceira competitiva e confiável em projetos estruturados e de grande relevância no setor elétrico brasileiro. A conquista reforça a posição da TTS Energia no mercado nacional de geração solar e sua capacidade de atender clientes de grande porte, contribuindo para a expansão da matriz energética renovável e para o avanço das práticas ESG no Brasil”, destaca Hulshof.

Vale dobra produção circular de minério de ferro por fontes circulares

A Vale mais do que dobrou sua produção de minério de ferro por fontes circulares em 2025, alcançando 26,3 milhões de toneladas - um salto de 107% em relação às 12,7 milhões de toneladas produzidas em 2024. O resultado reforça a mineração circular como vetor estrutural de competitividade, sustentabilidade e geração de novos negócios para a companhia.

Em 2025, a circularidade evoluiu de frente piloto para prática industrial de escala, reduzindo a geração de estéril e rejeito e ampliando o reaproveitamento de materiais. Entre os destaques estão a Areia Sustentável Vale, iniciativa que já ultrapassou 3 milhões de toneladas destinadas desde 2023, e a Fábrica de Blocos da Mina do Pico, que

@DivulgaçãoVale

transforma rejeitos em insumos para construção civil. Nas operações, Capanema e Vargem Grande (MG) ilustram o potencial de unir segurança operacional, liberação de áreas, eficiência produtiva e valor socioambiental.

“Os resultados de 2025 mostram que a circularidade já é uma alavanca relevante do nosso negócio. Produzir 26,3 milhões de toneladas por fontes circulares comprova que é possível unir produtividade, inovação e sustentabilidade. Nosso foco agora é acelerar essa trajetória até 2030 e pavimentar um modelo de mineração mais tecnológico, eficiente e orientado às pessoas”, afirma Rafael Bittar, vice-presidente Técnico da Vale.

No balanço ambiental, o programa evitou a ocupação de volume para disposição de resíduos de minério de ferro e gerou um benefício climático comparável à emissão anual de mais de 40 mil carros, contribuindo diretamente para as metas de descarbonização da companhia.

As ações de circularidade fazem parte da Mineração do Futuro, estratégia integrada que orienta a transformação da Vale rumo a uma mineração mais eficiente, circular e orientada às pessoas. A agenda está estruturada em cinco pilares - operações inteligentes; minas menos invasivas; zero estéril, rejeito e carbono; compartilhamento de valor; força de trabalho do futuro - e estima resultados crescentes, apoiado em automação, IA, reprocessamento avançado e novos

modelos operacionais integrando geociências, mina e usina.

O avanço da mineração circular ocorre no mesmo ano em que a companhia recebeu reconhecimento internacional: o programa de mineração circular da Vale foi selecionado pelo Business Action Bank, do WBCSD, como uma das cinco melhores práticas globais de descarbonização, reforçando a Vale como referência em sustentabilidade empresarial. A empresa projeta que até 2030, 10% de toda sua produção de minério de ferro no Brasil venha de fontes circulares.

GreenYellow leva solução híbrida em

BESS e energia solar para mineradora

de

ouro no Mato Grosso

A GreenYellow, multinacional francesa especializada em descarbonização e eficiência energética, fechou projeto estratégico de solução híbrida de energia com a Mineradora Monte Cristo, produtora de ouro localizada em Nossa Senhora do Livramento, na Baixada Cuiabana, no Mato Grosso. A iniciativa combina energia solar

e baterias (BESS), que serão operadas em microgrid, em conjunto com geradores a diesel já existentes.

“Desenvolvemos uma solução para reduzir parcialmente o consumo de diesel no local e diminuir a dependência da distribuidora de energia, especialmente no horário de ponta. Dessa forma, o BESS pode atuar em múltiplas frentes, como backup, load shifting e peak shaving.”, explica Giovanni Milani, Head Comercial de BESS da GreenYellow. “O projeto deve gerar uma economia de R$ 165 mil por mês, além de reduzir entre 50 e 100 toneladas as emissões de CO2, a depender do consumo de energia do local”, complementa o executivo.

Segundo o CEO da Mineradora Monte Cristo, Vinicius Eduardo Silva, a implantação de energia solar com baterias aumenta a segurança no fornecimento e reduz os custos da operação, ao mesmo tempo em que reforça o compromisso da empresa com a transição energética e uma mineração mais sustentável. “Acredito que este seja um passo importante não apenas para a Monte Cristo, mas também para mostrar que é possível fazer mineração no Brasil com mais eficiência, previsibilidade e responsabilidade com o futuro”, afirma.

Este será um dos maiores sistemas de BESS aplicados à mineração no estado: o projeto demonstra que é possível reduzir custos, aumentar a confiabilidade do fornecimento e avançar na descarbonização de operações industriais complexas. A iniciativa contempla uma arquitetura energética integrada, que combina sistema fotovoltaico (PV) com capacidade instalada de 3,0 MWp e sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) de 5MWh, além de considerar os geradores a diesel e a rede elétrica local. “Essa integração

permite uma gestão inteligente da energia, garantindo redução de custos, segurança no fornecimento e maior eficiência operacional”, afirma Giovanni Milani.

A mineradora trabalha com a estratégia de extração na qual o material rochoso retirado da superfície passa por um processo industrial de moagem e refino para posterior separação do ouro, um procedimento altamente intensivo em energia.

No entanto, a rede elétrica da região apresenta interrupções frequentes, oscilações significativas de tensão e limitação de aumento da demanda contratada, o que torna ideal o gerenciamento inteligente da energia para garantir o fornecimento. “Com a automação através de um sistema robusto com EMS [Energy Management System] prevista para o projeto, é possível monitorar e controlar toda a energia gerada e consumida em tempo real, garantindo maior eficiência operacional, integração de fontes renováveis, redução de perdas e custos, e maior resiliência frente a falhas ou interrupções no fornecimento”, explica Milani.

O sistema fotovoltaico terá geração estimada de cerca de 4,74 GWh por ano (aproximadamente 13 MWh por dia). “Essa energia será suficiente para suprir cargas não atendidas pela rede, carregar o BESS e reduzir significativamente o consumo de diesel”, complementa Gabriela F Prates Zarzenon, CEO da Zarzenon, empresa parceira responsável pelo EPC (engenharia, suprimentos e construção) do projeto.

Segundo Gabriela, “mais do que instalar baterias, este projeto representa blindagem energética, profissionalização do setor e a transformação da mineração matogrossense em uma operação corporativa,

estruturada e estrategicamente posicionada no cenário nacional.”

O sistema deve entrar em operação em dezembro de 2026 e foi contratado pelo modelo Energy as a Service (EaaS) da GreenYellow, que dispensa CAPEX inicial, garante performance e permite que o cliente comece a pagar somente quando o ativo estiver em operação. “Com projetos como este, mostramos que é possível combinar redução de custos, confiabilidade e descarbonização em operações industriais complexas”, conclui o Head Comercial de BESS da GreenYellow.

Raízen tenta reorganizar R$ 65 bilhões em dívidas e reforça tendência de reestruturações entre grandes empresas brasileiras

Uma das maiores empresas de energia do Brasil protocolou um pedido de recuperação extrajudicial para reorganizar cerca de R$65 bilhões em dívidas financeiras. A Raízen apresentou o plano após obter apoio inicial

de credores que representam mais de 40% do passivo incluído na negociação, requisito previsto na legislação para a formalização desse tipo de processo.

A medida ocorre em um momento de

pressão crescente sobre o endividamento corporativo no país. Dados da Serasa Experian indicam que os pedidos de recuperação judicial cresceram mais de 26% no primeiro semestre de 2025, refletindo os efeitos de juros elevados, restrição de crédito e deterioração do fluxo de caixa em diferentes setores da economia Segundo informações divulgadas ao mercado, a companhia ainda possui cerca de R$17 bilhões em caixa. O movimento, portanto, não indica incapacidade imediata de pagamento, mas uma tentativa de reorganizar a estrutura financeira antes que a pressão da dívida comprometa as operações.

Para Marcos Pelozato, advogado, contador e especialista em reestruturação empresarial, esse tipo de decisão costuma ser adotado justamente para evitar uma deterioração mais profunda da situação financeira. “Quando uma empresa desse porte busca reorganizar o passivo antes de perder o controle da situação, ela está adotando uma postura estratégica de gestão de crise. O objetivo da recuperação extrajudicial é preservar a operação e renegociar dívidas de forma estruturada”, afirma.

O plano apresentado prevê um período de negociação com credores antes da homologação do plano, etapa comum em processos extrajudiciais que permite discutir condições de pagamento, prazos e eventuais ajustes enquanto a empresa conduz a reestruturação financeira.

A estrutura da dívida também explica a complexidade da negociação. Aproximadamente metade do passivo está concentrada em bancos e instituições financeiras. A outra parcela envolve investidores institucionais e detentores de

títulos de dívida emitidos no mercado de capitais.

Entre as medidas previstas está a possibilidade de conversão de parte da dívida em participação acionária. A estimativa é transformar cerca de 40% do passivo em capital da empresa, estratégia que reduz o endividamento e fortalece o balanço financeiro. Caso a operação seja concluída, a expectativa é que a alavancagem caia para níveis próximos de três vezes o Ebitda.

De acordo com especialistas, operações desse tipo têm sido cada vez mais utilizadas em grandes reestruturações corporativas.

“A conversão de dívida em capital permite reduzir a pressão financeira sem interromper a atividade da empresa. Os credores passam a participar do resultado futuro e o negócio ganha tempo para se reorganizar”, explica Pelozato.

Nos últimos meses, reestruturações

bilionárias voltaram a ganhar espaço no debate econômico e reacenderam discussões sobre o nível de endividamento de grandes companhias brasileiras. Empresas intensivas em capital e com ciclos de investimento longos são especialmente sensíveis ao aumento do custo do crédito e à volatilidade do mercado financeiro.

Apesar da dimensão dos valores envolvidos, especialistas afirmam que o pedido não significa falência nem paralisação das operações. A recuperação

extrajudicial é um instrumento previsto na legislação brasileira que permite renegociar dívidas diretamente com credores, sem a necessidade de um processo judicial mais amplo.

“Existe um estigma muito grande no Brasil em relação à recuperação. Muitos associam automaticamente à falência, mas são situações completamente diferentes.

A recuperação é um mecanismo criado justamente para preservar empresas viáveis e proteger empregos”, afirma o especialista.

Impactos para o mercado e para consumidores

Para o mercado, o pedido reforça a percepção de que empresas intensivas em capital e altamente alavancadas seguem sensíveis ao ambiente financeiro. Nos últimos anos, o aumento do custo do crédito elevou significativamente o peso das dívidas corporativas, pressionando companhias que operam com ciclos longos de investimento e grande necessidade de capital.

Apesar da dimensão da reestruturação, especialistas avaliam que o impacto para o consumidor final tende a ser limitado. Como a recuperação extrajudicial preserva as operações da empresa, a produção e o fornecimento de energia e combustíveis continuam normalmente, sem interrupção na cadeia de abastecimento.

“O objetivo da recuperação é justamente evitar uma ruptura na cadeia produtiva. Quando a reestruturação é bem conduzida, ela protege fornecedores, clientes e trabalhadores”, diz Pelozato.

@Raizen

O que empresas podem fazer para evitar esse cenário

Na avaliação do especialista, crises desse tipo raramente surgem de forma repentina. Em muitos casos, são resultado de deterioração gradual de indicadores financeiros, acúmulo de passivos e ausência de medidas preventivas na gestão do negócio.

Entre as principais estratégias para evitar chegar a uma situação de reestruturação estão o monitoramento constante do nível de endividamento, a renegociação antecipada de passivos e a adoção de um planejamento financeiro estruturado.

“A pior decisão em uma crise é esperar o

problema crescer. Empresas que monitoram indicadores, renegociam dívidas com antecedência e mantêm disciplina financeira conseguem atravessar períodos turbulentos sem precisar recorrer a medidas mais drásticas”, afirma.

Segundo ele, a gestão preventiva tornou-se uma necessidade para empresas que atuam em setores com alta volatilidade e grande necessidade de capital. “Reestruturação não deve ser vista apenas como resposta a uma crise, mas como parte da estratégia de gestão financeira de longo prazo das empresas”, conclui.

SKF reposiciona operação no Brasil e fortalece atuação industrial

@Divulgação

A SKF, especializada em soluções para todas as indústrias, avançou no Brasil em um amplo processo de reorganização operacional, passando a estruturar de forma independente as atividades voltadas aos segmentos automotivo e industrial, mantendo, no entanto, a atuação sob a marca SKF em ambos os mercados. O movimento representa uma nova etapa da estratégia local da companhia, ao preparar a operação brasileira para um modelo

mais segmentado, em consonância com as diretrizes globais do grupo.

A reestruturação teve como objetivo ampliar o foco, a eficiência e a agilidade de negócios com dinâmicas distintas, sem alterar a identidade da marca no País. Em um mercado marcado pelo equilíbrio entre os segmentos automotivo e industrial, o novo desenho organizacional permitiu a criação de estruturas mais especializadas, com governança dedicada e processos

alinhados às especificidades de cada frente de atuação.

Como parte desse movimento, a SKF inaugurou, em março, seu novo escritório em Jundiaí (SP), no condomínio Delta Park, consolidando a transferência de parte da operação para a cidade. A iniciativa envolveu investimentos em infraestrutura corporativa, tecnologia e logística — acima de R$30 milhões — e teve como marco operacional a emissão da primeira nota fiscal da nova estrutura, evidenciando a robustez da gestão do projeto e a atuação integrada das equipes.

“O novo desenho organizacional posiciona a operação industrial em um patamar mais adequado para responder às demandas do mercado brasileiro. A separação permitiu acelerar decisões e estruturar ainda mais os investimentos em serviços e capacidades técnicas. Com as

Industrial com mais independência

Com a divisão, a SKF Industrial passou a operar no Brasil com uma estrutura dedicada e mais ágil. A operação segue baseada majoritariamente em importações e direciona seus esforços à expansão de serviços, análise de dados e manutenção preditiva. Mais da metade da equipe industrial atua diretamente nas instalações dos clientes, em contratos contínuos de monitoramento de ativos, análise de vibração e lubrificação.

Em 2025, a operação brasileira já havia registrado crescimento de dois dígitos, sustentado principalmente pelos segmentos de mineração, cimento e alimentos, com uma base recorrente superior a 2 mil empresas industriais. Em 2026, com a cisão concluída e a nova infraestrutura em operação, a SKF consolida o Brasil como um

novas instalações, nossa meta é aumentar a capacidade produtiva em 50% nos próximos três anos”, afirmou o CEO da SKF Brasil, Alex Pereira.

dos mercados estratégicos para a expansão do negócio industrial do grupo.

O espaço ocupa uma área de 10 mil metros quadrados, distribuídos em piso fabril e três pavimentos de escritório. A nova estrutura tem capacidade para suportar a expansão prevista da operação industrial nos próximos anos.

Esse movimento deve gerar impacto proporcional direto nos indicadores de sustentabilidade da companhia, com potencial de elevar no mesmo percentual o volume de toneladas de CO₂ atualmente reduzidas por meio de suas operações e soluções industriais, reforçando a estratégia de crescimento alinhada à descarbonização da cadeia produtiva.

O executivo Fabio Matos, Cajamar Factory Manager & Country MD Brazil da

SKF Automotive, destaca o compromisso de continuar fortalecendo o protagonismo que o Brasil já exerce nas Américas, com uma representatividade significativa nos negócios globais, no que tange o automotivo. “Com a divisão das operações, reforçamos nosso foco estratégico no segmento automotivo, um mercado cuja evolução caminha lado a lado com os

avanços da indústria e das novas demandas de mobilidade. Nossa trajetória no Brasil sempre esteve associada à inovação e ao fortalecimento da cadeia automotiva, e seguiremos investindo para gerar valor de forma consistente — impulsionando o crescimento, a digitalização dos negócios e a geração de demanda em todo o ecossistema”, afirma.

A nova estrutura foi projetada para ampliar a capacidade

até

nos próximos

A cerimônia de inauguração em Jundiaí, contou com a presença de autoridades, clientes, parceiros, fornecedores, a embaixadora da Suécia Karin Wallensteen e as lideranças políticas da cidade de Jundiaí.

Ampliação logística

Na área logística, a companhia consolidou um centro de distribuição em Garuva (SC), estrategicamente localizado próximo ao porto privado de Itapoá e operado pela TECADI no modelo 3PL. A SKF destaca que a nova estrutura abre a possibilidade de expansão de até 25% nos negócios da empresa, ampliando a capacidade operacional e

sustentando o crescimento da operação nos próximos ciclos.

A estrutura, com 4 mil metros quadrados, passou a funcionar como hub inbound voltado ao mercado interno. A localização estratégica ampliou a previsibilidade do abastecimento e a eficiência do fluxo de importações destinadas à operação industrial.

@SKF

produtiva em

50%

anos.

Solução para purificação de biogás

A Evonik destaca sua membrana Sepuran® Green R2X 11”, para aplicações de purificação de biogás em projetos de grande escala.

A Sepuran® Green R2X 11” amplia o portfólio de soluções da Evonik para a produção de biometano ao combinar alta capacidade de processamento com flexibilidade operacional. O sistema foi desenvolvido para integração em processos de purificação em três estágios, alternativa indicada para operações que buscam altas vazões, boa seletividade e menor investimento inicial, mantendo elevados índices de recuperação de metano.

A linha Sepuran® Green é baseada na tecnologia de separação de gases por membranas de fibra oca e permite a conversão do biogás em biometano sem o uso de produtos químicos. Dependendo da configuração do conjunto, o processo pode atingir pureza superior a 99% para biometano destinado à compressão ou injeção em rede e recuperação de até 99,8% de metano.

Os módulos Sepuran® Green são formados por cartuchos fabricados na Áustria, com membranas produzidas a partir de polímeros de alto desempenho, e carcaça de aço inoxidável fabricada na Alemanha. Os sistemas podem ser escalados conforme o porte e as necessidades da planta, por meio da interconexão de múltiplos módulos.

Bomba Dia-Vac® Série M com Cabeçote Duplo para Uso Geral - Alto Desempenho da Série M

As bombas Dia-Vac® da série M da ADIAirdimensions (IngersollRand) são ideais para uso em instalações industriais, controle de processos, amostragem ambiental e remota, além de serem uma escolha perfeita para clientes OEM que necessitam de amostragem personalizada de vácuo/pressão gasosa.

Com o recurso especial de funcionamento por capacitor e ventilador superdimensionado, a resistente bomba Dia-Vac® da Série M foi projetada para proporcionar temperaturas de operação mais baixas do que muitas outras bombas do mesmo porte disponíveis no mercado.

Esta bomba possui rolamentos reforçados e proteção contra sobrecarga integrada no motor. Os motores de uso geral da série M Dia-Vac® possuem certificações UL e cUL e aprovação CE.

As bombas de amostragem de gás Dia-Vac® da ADI podem fornecer seu gás na velocidade necessária: devido ao crescente interesse em reduzir a pressão, o vácuo e/ou o fluxo nas bombas Dia-Vac®, foi projetado um modelo excêntrico modificado. Isso permite personalizar sua bomba Dia-Vac® para atender aos requisitos da sua aplicação, aumentando simultaneamente a vida útil do diafragma e dos rolamentos. O tamanho excêntrico padrão é de 0,160 na bomba Dia-Vac® da Série M. Observe que a tabela abaixo não deve ser interpretada como uma combinação de pressão e vácuo simultaneamente, mas sim como pressão ou vácuo individualmente.

Cricketfilter® –Projetado para aplicações com combustíveis renováveis

O Cricketfilter® da Amafilter é um sistema de filtro de pressão totalmente automatizado e autolimpante, projetado para lidar com líquidos viscosos, altas cargas de sólidos e matérias-primas variáveis — comuns na produção de biocombustíveis e diesel renovável.

O sistema tem alta capacidade de processamento de sólidos – ideal para matérias-primas desafiadoras; operação totalmente automatizada – intervenção mínima do operador; design compacto –fácil integração em instalações novas ou existentes; baixa manutenção – ciclos de trabalho longos e tempo de inatividade reduzido; descarte de torta seca – minimiza o desperdício e melhora a eficiência do descarte; capacidade CIP – permite a funcionalidade de limpeza no local.

O sistema tem desempenho comprovado no setor de energias renováveis e oferece qualidade do produto aprimorada, aumento da capacidade de produção, custos operacionais mais baixos e maior estabilidade do processo

Seu design totalmente fechado ajuda a atender às metas de conformidade ambiental e sustentabilidade.

Sistema de monitoramento de gás de síntese

A série de analisadores ABYSS Syngas ASG (NDIR e TCD) da APM Environment foi projetada especificamente para o monitoramento contínuo e simultâneo dos principais constituintes do gás de síntese: CnHm, CH4, CO2, CO, O2 e H2. Com sua capacidade de cálculo de BTU, o analisador de gás de síntese ABYSS ASG atende perfeitamente aos requisitos de gaseificação, pirólise em média e grande escala, biomassa, altos-fornos, coqueificação, redução de fundição de minério e geradores de gás endo e exo para tratamento térmico. Ele se baseia no método de infravermelho não dispersivo de microfluxo (NDIR) para CH4, CO, CnHm e CO2, e utiliza um detector de condutividade térmica (TCD) para H2 e O2.

A série fornece monitoramento online de até 6 gases simultaneamente com compensação de interferência cruzada; possui detector exclusivo de feixe único Micro-Flow NDIR e TCD.

Possui uma porta serial RS 232 para download de dados em tempo real para um PC ou laptop externo como um arquivo de texto, gabinete para montagem em rack de 19 polegadas e Interface de teclado/display LCD para configuração e calibração.

Possibilita monitoramento multiponto eficiente com CEMS duplo (2 fluxos simultâneos) e multiplexado (até 4 fluxos).

Comprovada em campo e com excelente relação custo-benefício, a solução de monitoramento online de gás de síntese é autônoma e automática, permitindo análises rápidas, precisas e confiáveis dos principais componentes do gás de síntese.

Bomba potente para grandes instalações de biogás

A bomba BIO-MIX 200 da Pumpenfabrik Wangen GmbH transporta fluidos para fermentadores em usinas de biogás ou em instalações para processos de fermentação anaeróbica. Esses fluidos são então misturados na bomba com líquidos, como esterco bovino ou chorume. Em um teste comparativo operando a 150 metros cúbicos por hora, a bomba alcançou a maior vazão da sua classe, aliada a uma pressão mais elevada. Robusta e durável, a bomba opera em uma ampla faixa de viscosidade, bombeando com segurança componentes hidrofóbicos, abrasivos e fibrosos, e apresentando uma longa vida útil. Este produto inovador é, portanto, uma adição valiosa à linha de bombas da Pumpenfabrik Wangen para o setor de biogás.

O Wangen Bio-Mix 200 tem uma vazão de 150 metros cúbicos com uma pressão máxima de 8 bar.

A demanda por energia renovável está aumentando em todo o mundo e, correspondentemente, também crescem as exigências na geração de energia: hoje, as usinas de biogás, por exemplo, nos EUA e no Brasil, são maiores, têm maior capacidade e são mais industrializadas do que há alguns anos. E, na Europa também, as bombas de alto desempenho para usinas de biogás são cada vez mais procuradas. A Wangen Pumpen respondeu a essa demanda e está expandindo sua linha BIO-MIX com uma bomba potente capaz de vazões de até 150 m3/h por hora.

IMI lança o sensor NEON Sonic

A IMI está expandindo sua linha de sensores NEON com um sensor combinado de som e temperatura para o monitoramento acústico sem fio de purgadores de vapor e válvulas de alívio de pressão/segurança (PRV/SRV), em um momento em que indústrias que dependem de vapor em todo o mundo enfrentam problemas de condensação de vapor e falhas em purgadores.

O NEON Sonic, com tecnologia LoRaWAN, mede níveis de pressão sonora de 15 a 80 kHz e temperaturas de -40 °C a 450 °C, fornecendo aos engenheiros e gerentes de planta relatórios de status para determinar se os purgadores de vapor estão em boas condições, com vazamentos ou obstruídos. O sensor possui certificação IECEx/ATEX Zona 0, sendo adequado para uso em locais com risco de explosão.

Com uma autonomia de bateria de até sete anos, o sensor reduz a necessidade de inspeções manuais regulares por parte das equipes de manutenção da planta. É também ideal como solução de modernização, pois não requer fonte de alimentação nem modificações nos equipamentos ou infraestrutura existentes.

O novo sensor complementa os sensores de vibração NEON, de pressão NEON e de temperatura NEON já utilizados em aplicações industriais e de energia em todo o mundo.

As falhas em purgadores de vapor têm um grande impacto comercial e ambiental devido às suas implicações na eficiência da planta e o NEON Sonic permite que gerentes e engenheiros de planta combatam os desafios que as falhas em purgadores de vapor causam ao desempenho comercial e ambiental, bem como à segurança do pessoal.

Sistema Mini-Loop™ 6700-M para Teste de Pressão de Atrito

A Chandler Engineering/Ametek lançou o 6700-M Mini-Loop™, um sistema de bancada compacto projetado para a medição precisa da pressão de fricção em fluidos de fraturamento hidráulico. Essa mais recente adição à linha de produtos 6700 Friction Flow Loop oferece recursos avançados de teste em um design portátil e compacto.

Este sistema compacto avalia o desempenho de redutores de atrito em fluidos de fraturamento em uma ampla gama de pressões e diâmetros de tubulação sob condições de fluxo controladas. Utilizando o software proprietário da Chandler Engineering, o sistema proporciona aquisição e análise de dados abrangentes, concedendo aos operadores controle total sobre os parâmetros de teste, incluindo duração e temperatura. Ao longo de cada ciclo de teste, o sistema captura e calcula continuamente dados críticos para resultados precisos e repetíveis.

Com seus baixos requisitos de volume de fluido, o 6700-M é ideal para testes de controle de qualidade, permitindo avaliações rápidas e repetíveis do desempenho do fluido. Ele também serve como uma ferramenta poderosa para pesquisa e desenvolvimento, permitindo que os engenheiros validem sistemas de redução de atrito antes de ampliá-los para testes em circuito fechado. Além disso, seu tamanho compacto e portabilidade o tornam adequado para uso em laboratórios de testes de campo, incluindo locais de poços onde a avaliação rápida do fluido é essencial.

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