Revista Petro & Química n°405

Ano XLV - nº 405 - 2026

Poderoso, transparente, seguro

O sistema da Beckhoff para fornecimento e monitoramento de energia

www.beckhoff.com/power-supply-and-energy-monitoring

Fonte de alimentação

Potente: até 960 W/1,440 W e classificação de alta eficiência

Transparente: LED DC OK e contato de relé para indicação de status 24/48 Vcc

Seguro: operação confiável e longa vida útil

Proteção contra Sobrecorrente

Poderoso: proteção e EtherCAT em um único dispositivo

Transparente: as informações de monitoramento garantem alta disponibilidade do sistema

Seguro: proteção de 24 Vcc, desligamento rápido para a faixa de ms

Monitoramento de energia

Potente: ampla gama de cartões de medição, transformadores de corrente SCT de 1 A a 5.000 A

Transparente: medição de potência em qualquer máquina até a faixa de µs

Seguro: monitoramento de isolamento com base na medição de corrente residual contínua (tipo A)

O motor invisível da transição energética

A competitividade do setor de petróleo, gás, química e petroquímica pode ser medida pela capacidade de encontrar reservas, construir infraestrutura e ampliar a produção. Mas uma nova variável passou a definir vencedores e perdedores: a eficiência energética dos ativos existentes. Essa mudança de paradigma tem aparecido de forma recorrente nas conversas e fóruns globais. O debate é oportuno e necessário, afinal, a energia mais barata continua sendo aquela que não precisa ser consumida. Segundo a International Energy Agency, a indústria responde por cerca de 37% do consumo final de energia no mundo. Para atingir as metas globais de eficiência energética até 2030, será necessário acelerar significativamente a modernização industrial, incluindo motores de alto rendimento, eletrificação de processos, automação avançada e digitalização. A agência destaca explicitamente que padrões mínimos de desempenho para motores industriais estão entre as medidas mais eficazes para reduzir o consumo energético e as emissões associadas. Não por acaso, motores elétricos, inversores de frequência, sistemas de controle avançado de processos (APC), controle preditivo multivariável (MPC), gêmeos digitais, inteligência artificial e análise de dados passaram a ocupar espaço crescente nas estratégias das grandes operadoras de energia.

No setor de petróleo e gás, essa transformação é particularmente relevante. Uma plataforma offshore moderna opera um número enorme de motores, bombas, compressores, ventiladores e sistemas auxiliares. Em refinarias, petroquímicas, terminais e unidades de processamento de gás natural, a situação é semelhante. Pequenos ganhos percentuais de eficiência podem representar milhões de dólares por ano em economia operacional e redução de emissões.

Mas a discussão vai além da engenharia.

A geopolítica da energia também está mudando. A expansão da produção do Pré-Sal brasileiro, os debates sobre novas fronteiras exploratórias, o avanço do gás natural como combustível de transição, o crescimento dos biocombustíveis, a consolidação do hidrogênio de baixo carbono e a eletrificação crescente dos processos industriais estão criando um cenário no qual competitividade e sustentabilidade deixaram de ser conceitos opostos. Cada vez mais, governos, investidores e consumidores exigem as duas coisas simultaneamente.

A refinaria do futuro deve dialogar com parques renováveis; a petroquímica passa a depender de moléculas de baixo carbono; plataformas offshore estudam novas formas de geração e armazenamento de energia; centros de operação remota utilizam inteligência artificial para otimizar ativos distribuídos em milhares de quilômetros. O resultado é uma convergência tecnológica sem precedentes. Nesta edição, você, leitor, encontrará o atual status da dos sistemas motrizes industriais e, mais do que acompanhar tendências, o objetivo é compreender como as tecnologias estão redefinindo a produtividade, a segurança operacional, a eficiência energética e a competitividade das empresas. Porque a próxima revolução energética talvez não seja determinada apenas por novos combustíveis ou novas fontes de geração. Ela pode estar sendo construída, silenciosamente, dentro de cada motor, cada algoritmo e cada sistema de controle que transforma energia em valor.

A Petro & Química mantém presença no debate técnico e de negócios também por meio de atualizações diárias em suas mídias sociais e newsletters semanais, conectando especialistas, empresas e tomadores de decisão às transformações que redesenham o setor.

Boa leitura.

O editor

Assessorias de imprensa colaboraram nesta edição com imagens e informações

ISSN: 0101-5397

(11) 96925-7321

Motores, geradores e turbinas entram na era da inteligência industrial

Equinor e o ciclo combinado offshore: Bacalhau e Raia

Sistemas motrizes – tecnologias e evolução

Bahia Oil & Gas 2026 fortalece Salvador como hub de O&G

8. jornal

17. Hidrogênio verde mais barato com uso de alumínio

40. especial

40. Cresce a relevância da PPSA

51. retrospectiva

64. Gas Week 2026

110. artigo

121. Eficiência em Águas Profundas: Como a Inteligência de Dados está Redefinindo a Engenharia de Óleo e Gás

163. notícias da Petrobras

163. Petrobras anuncia investimento de R$ 37 bilhões em São Paulo até 2030

183. excelência sustentável

183. Investidores globais migram para energia limpa em meio à nova crise do petróleo

197. empresas e negócios

202. Braskem amplia frota de navios de alta eficiência e acelera descarbonização logística

210. produtos e serviços

Rumo e Olfar colocam Porangatu na rota ferroviária

A Rumo e a Olfar, um dos principais grupos industriais de biodiesel e processamento de soja do Brasil, deram início a uma nova etapa da logística agroindustrial no Centro-Norte brasileiro com os primeiros embarques em fase de comissionamento a partir do novo terminal rodoferroviário de Porangatu (GO).

A estrutura fortalece a conexão do norte de Goiás e do sul de Tocantins com o corredor ferroviário até o Porto de Santos (SP).

Instalado em posição estratégica, com acesso à BR-153 e conexão direta à Malha Central, o terminal foi estruturado para apoiar o escoamento de grãos e o atendimento da produção agroindustrial

de uma área com crescente relevância no Centro-Norte. O novo terminal tem capacidade de transbordo de 1,5 milhão de toneladas de grãos e operação de carga e descarga de até 1.000 toneladas por hora.

A entrada de Porangatu ocorre em um momento de avanço da Rumo em Goiás. Em 2025, a companhia movimentou cerca de 5,7 milhões de toneladas de grãos no estado e alcançou 28% de participação na exportação estadual, acima dos 25% registrados em 2024. O resultado acompanha a ampliação da presença da empresa e o fortalecimento da infraestrutura ferroviária em Goiás.

“Porangatu amplia a presença da Rumo em uma região estratégica para o agro e reforça a capacidade da Malha Central de atender a produção do norte de Goiás e do sul de Tocantins com mais previsibilidade e competitividade. A conexão ferroviária com Santos encurta distâncias logísticas, amplia as alternativas de escoamento e fortalece a integração da produção regional aos principais mercados do país.

Diogo Velloso, diretor comercial da Rumo.

“

A operação ferroviária em Porangatu consolida um avanço estratégico para a Olfar, para a região e para o estado de Goiás. Esse projeto fortalece a produção local, impulsiona a integração da cadeia produtiva e cria novas condições para o desenvolvimento regional. É gratificante ver essa estrutura se concretizando e contribuindo para o crescimento do agronegócio brasileiro.

José Carlos Weschenfelder, Presidente do Grupo Olfar.

O projeto reforça a integração entre indústria e ferrovia em uma região com forte potencial para o agronegócio. Em Porangatu, a Olfar vem ampliando sua atuação desde 2021, quando reativou a usina de biodiesel, e avançou com a estruturação de um complexo industrial de soja, concluído

em 2026. A partir da nova operação ferroviária, esse movimento ganha escala, com um terminal que possui volume contratado de 3 mil t/d de farelo de soja e amplia a infraestrutura disponível para uma região cada vez mais estratégica ao agronegócio brasileiro.

Abihv e NLHydrogen assinam Memorando de Entendimento

A Abihv - Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde e a NLHydrogen - que representa a cadeia de valor do hidrogênio nos Países Baixos - assinaram um Memorando de Entendimentos (MoU) durante o World Hydrogen Summit, na Holanda.

O acordo visa acelerar investimentos, projetos e parcerias comerciais em hidrogênio renovável e derivados, como amônia, e-metanol e combustíveis sustentáveis, entre Brasil e Holanda.

O memorando estabelece cooperação nas frentes de desenvolvimento de projetos e hubs, padrões e certificação, além de mercado e offtake.

As iniciativas previstas incluem o mapeamento de oportunidades no Brasil, especialmente em portos e polos industriais,

além da conexão com a demanda europeia, incluindo rotas logísticas e de exportação via portos holandeses.

A parceria também prevê alinhamento em metodologias de pegada de carbono (LCA), garantias de origem e rastreabilidade, em conformidade com as regras europeias, assim como a estruturação de instrumentos de demanda, como contratos por diferença e leilões.

“Este MoU abre uma ponte concreta entre a competitividade renovável do Brasil e a liderança logística e tecnológica da Holanda, encurtando o caminho entre projeto e contrato. Nosso foco é transformar interesse em investimentos e offtakes bancáveis”, disse o presidente do Conselho de Administração da Abihv, Luis Viga, em nota.

Em reunião com MDIC, indústria química reforça importância de defesa comercial para competitividade

Em reunião com o ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Márcio Elias Rosa, o presidenteexecutivo da Abiquim - Associação Brasileira da Indústria Química, André Passos Cordeiro, apresentou um panorama dos impactos da escalada das tensões geopolíticas globais sobre a indústria química e defendeu a continuidade das medidas de defesa

comercial adotadas pelo Brasil diante do avanço das importações e da crescente pressão internacional sobre cadeias produtivas estratégicas.

Entre os temas centrais do encontro, estiveram os efeitos da crise no Oriente Médio sobre energia, fertilizantes e petroquímica global, além dos resultados positivos observados após a adição de 36 pleitos da

indústria química na Lista de Desequilíbrios Comerciais Conjunturais (DCC).

A entidade destacou que o atual cenário internacional reforça a importância estratégica da indústria química para a soberania produtiva e econômica do país. O setor movimenta US$ 167,8 bilhões por ano, gera cerca de 2 milhões de empregos diretos e indiretos e está presente em praticamente todas as cadeias produtivas relevantes da economia, constituindo um pilar estratégico de resiliência, especialmente em cenários instáveis de guerra e rupturas logísticas internacionais.

A Abiquim apresentou dados que mostram que ainda é intensa a pressão competitiva internacional sobre a indústria química

brasileira. Atualmente, aproximadamente 47% da demanda nacional por produtos químicos é atendida por importações, enquanto o déficit comercial do setor totaliza US$ 55 bilhões anuais.

Com base em dados da consultoria S&P Global Energy, também foram abordas as elevadas dependências externas brasileiras em segmentos considerados estratégicos como em combustíveis e fertilizantes. Apontamentos da S&P mostram que o Oriente Médio responde por aproximadamente 25% das exportações globais de fosfato diamônico (DAP), 12% do fosfato monoamônico (MAP), 21% dos embarques mundiais de amônia e 47% do comércio global de enxofre, matériasprimas essenciais para o agronegócio. “Por

outro lado, no setor químico o Brasil possui capacidade instalada suficiente para ampliar rapidamente a sua produção e compensar eventuais oscilações”, completa o Presidenteexecutivo da Abiquim.

Segundo a entidade, nesse cenário, é preciso focar no fortalecimento da produção nacional e de instrumentos de defesa comercial capazes de preservar capacidade industrial instalada no Brasil.

Agenda positiva

A Abiquim apresentou ao ministro os resultados observados após a inclusão de 36 NCMs do setor na Lista de Desequilíbrios Comerciais Conjunturais (DCC). Atualmente, a entidade solicita à Câmara de Comércio Exterior (Camex) a renovação das medidas. Os pleitos permanecem em consulta pública até 19 de junho de 2026.

A Abiquim consideraw adequado o aumento das alíquotas de impostos de importação para os produtos dado que as importações cresceram 75% entre 2022 e 2024. Para as importações originadas da China, no mesmo período, o acréscimo foi de com 153,1%. Além disso houve aumento expressivo no volume importado acompanhado de queda artificial nos preços médios, movimento classificado pela entidade como típico de práticas predatórias de comércio internacional.

Segundo a associação, os resultados das medidas de combate a operações predatórias, do Ministério, principalmente da lista DCC, são evidentes. No acumulado de 2025 e do primeiro trimestre de 2026, a produção nacional acompanhada pela Abiquim cresceu 5,6%, enquanto as importações caíram 9,2%.

Dados do IBGE apresentados na reunião mostram ainda redução de 10,7% nos preços médios das resinas termoplásticas, desde setembro de 2024 (início da vigência das

tarifas emergenciais da lista DCC), indicando ausência de impactos inflacionários tanto para as cadeias de valor demandantes desses produtos quanto ao consumidor.

“O cenário internacional mostra que capacidade industrial passou a ser um tema estratégico para as economias. As principais potências globais estão fortalecendo políticas industriais, reduzindo vulnerabilidades externas e preservando suas cadeias produtivas consideradas críticas. O Brasil avançou ao reconhecer a importância da indústria química para competitividade, segurança econômica e resiliência produtiva nacional”, conclui André Passos Cordeiro.

A reunião integra a agenda institucional permanente da Abiquim junto ao governo federal para acompanhamento do cenário internacional e colaboração para medidas voltadas ao fortalecimento da competitividade da indústria brasileira.

iBEM27 — Onde o Ano da Energia Começa

Preço do etanol acelera queda e atinge menor valor em 2026, segundo Veloe/Fipe

O preço do etanol hidratado registrou a queda mais intensa entre os combustíveis na segunda semana de maio e atingiu o menor nível de 2026, em meio ao avanço da safra de cana-de-açúcar no Centro-Sul do País e ao consequente aumento da oferta do biocombustível no mercado interno. Na comparação com a última semana de abril, o litro do etanol recuou 3,83%, para R$ 4,48 na média nacional. No mesmo período, gasolina comum e diesel S-10 apresentaram reduções mais moderadas, de 0,27% e 1,27%, respectivamente.

Os dados do Monitor de Preços de Combustíveis da Veloe, elaborado com apoio técnico da Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas (Fipe), mostram um comportamento distinto entre os combustíveis. Enquanto gasolina e diesel S-10 passaram por uma acomodação parcial após as altas registradas entre o fim de março e o início de abril, o etanol aprofundou o movimento de queda iniciado ainda na segunda semana de abril, reforçando a influência da maior oferta do biocombustível sobre os preços.

Desde o pico observado em meados de abril, o preço médio nacional do etanol recuou cerca de 7,0%, passando de R$ 4,82 para R$ 4,48 por litro, uma redução acumulada de R$ 0,34 por litro. O movimento reforça a leitura de que o avanço da safra de canade-açúcar no Centro-Sul e o consequente aumento da oferta do biocombustível vêm exercendo pressão baixista sobre os preços. Esse comportamento também melhorou a atratividade relativa do etanol em relação à

gasolina: a relação entre os preços dos dois combustíveis caiu de 71,7% na última semana de abril para 69,7% na segunda semana de maio, retornando a um patamar inferior à referência de 70% tradicionalmente utilizada como parâmetro aproximado para veículos flex. Na prática, isso sugere que o etanol voltou a apresentar uma pequena vantagem econômica na média nacional, embora essa relação possa variar conforme o estado, o veículo e as condições locais de preço.

Preços médios nacionais – 2ª semana de maio/2026

Na segunda semana de maio, os três combustíveis acompanhados pelo Monitor registraram queda na comparação com a última semana de abril, mas com intensidades diferentes. O recuo foi mais expressivo no etanol hidratado, que caiu 3,83% e atingiu R$ 4,48 por litro na média nacional, menor

valor observado em 2026. A gasolina comum apresentou redução mais discreta, de 0,27%, para R$ 6,76 por litro, enquanto o diesel S-10 recuou 1,27%, para R$ 7,21 por litro.

● Gasolina comum: R$ 6,76 por litro (-0,27%)

● Etanol hidratado: R$ 4,48 por litro (-3,83%)

● Diesel S-10: R$ 7,21 por litro (-1,27%)

A queda do etanol também apareceu de forma disseminada entre importantes mercados consumidores e produtores do biocombustível. Em termos absolutos, as maiores reduções no preço médio por litro foram observadas em Goiás (-R$ 0,24), Distrito Federal (-R$ 0,22), São Paulo (-R$ 0,21), Minas

Gerais (-R$ 0,20) e Mato Grosso (-R$ 0,19). A presença de estados do Centro-Oeste e do Sudeste entre os principais recuos reforça a influência do avanço da safra no Centro-Sul e da maior disponibilidade do produto sobre os preços finais.

Top 5 quedas no preço do litro do etanol por estado – 2ª semana de maio/2026

1. Goiás: -R$ 0,24 (-4,9%)

2. Distrito Federal: -R$ 0,22 (-4,6%)

3. São Paulo: -R$ 0,21 (-4,7%)

4. Minas Gerais: -R$ 0,20 (-4,2%)

5. Mato Grosso: -R$ 0,19 (-4,1%)

O mercado segue monitorando os próximos passos da safra brasileira, além do comportamento do petróleo, do câmbio e da estratégia das usinas em relação ao mix entre

açúcar e etanol. No caso do etanol hidratado, o avanço da moagem de cana-de-açúcar no Centro-Sul, principal região produtora do País, ampliou a disponibilidade do biocombustível no mercado interno e reforçou a pressão baixista sobre os preços. Esse contexto ajuda a explicar a queda mais intensa do etanol em comparação com gasolina e diesel S-10 no período analisado.

@Divulgação

Hidrogênio verde mais barato com uso de alumínio

Um projeto internacional apoiado pela Associação Brasileira do Alumínio (ABAL) quer tornar a produção de hidrogênio verde mais barata, eficiente e sustentável. Considerado um dos combustíveis mais promissores da transição energética, o hidrogênio verde é produzido a partir da separação da água em hidrogênio e oxigênio usando eletricidade de fontes renováveis, como solar e eólica, e pode ajudar a reduzir as emissões de carbono em setores como indústria pesada e transporte.

A proposta da pesquisa, chamada Novel Bipolar Plate for PEM-Electrolysers Aluminum Based, é substituir o titânio pelo alumínio em peças importantes dos eletrolisadores, equipamentos usados nesse processo de produção.

Hoje, os eletrolisadores utilizam titânio, um metal resistente, mas caro. O projeto investiga se o alumínio pode cumprir a mesma função com vantagens importantes: o material é mais abundante, leve, reciclável

@Divulgação /ABAL

e tem custo menor. Caso os testes sejam bemsucedidos, a substituição poderá reduzir significativamente o custo dos equipamentos usados na produção de hidrogênio verde, além de diminuir o peso dos sistemas e ampliar a reciclabilidade dos componentes, o que pode ajudar a acelerar a produção em escala dessa tecnologia.

O projeto foi articulado pela ABAL desde 2023 e é liderado pelo instituto alemão Fraunhofer, referência mundial em pesquisa aplicada. A iniciativa também conta com aprovação da rede internacional CORNET (Collective Research Network), que conecta empresas, associações e centros de pesquisa para desenvolver soluções industriais inovadoras.

“/ABAL

Estamos diante de uma oportunidade única de posicionar o alumínio brasileiro como insumo estratégico para a economia do hidrogênio verde. Este projeto reúne o que há de mais avançado em pesquisa industrial no Brasil e na Alemanha, com potencial real de tornar os eletrolisadores mais acessíveis e sustentáveis.

Para a ABAL, apoiar essa iniciativa é reafirmar o papel do alumínio na construção de um futuro de baixo carbono.

Denise Veiga, gerente da área técnica da ABAL.

No Brasil, também participam da iniciativa o Instituto Senai de Inovação (ISI), o Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT) - unidade

EMBRAPII, a Companhia Brasileira de Alumínio (CBA), além de outros parceiros industriais, institucionais e de pesquisa.

@Divulgação

A importância da manutenção do calendário de contratações do LRCAP 2026 para a segurança energética do Brasil

O IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, entidade que representa as empresas responsáveis por 94% da produção doméstica de gás natural, manifestou seu apoio à homologação dos contratos das usinas vencedoras do Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência

de 2026 (“LRCAP” ou “Leilão”), conforme cronograma estabelecido, considerando sua relevância estratégica para a segurança do abastecimento nacional de energia.

O LRCAP deve ser compreendido como um mecanismo de segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN), fundamentado

em critérios técnicos estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e alinhados a práticas reconhecidas internacionalmente.

Nesse contexto, os empreendimentos vencedores do LRCAP não têm como objetivo competir com fontes renováveis na geração cotidiana de energia, mas assegurar a confiabilidade do suprimento elétrico de forma contínua, complementando a variabilidade intradiária das fontes renováveis - como a geração solar e eólica - e garantindo a capacidade de resposta do sistema em cenários climáticos adversos ou situações críticas de atendimento à demanda.

Diante da expansão das fontes renováveis intermitentes na matriz elétrica brasileira, torna-se igualmente necessário ampliar a participação de fontes de geração flexíveis e despacháveis - como as usinas termelétricas a gás natural - capazes de operar de forma contínua em diferentes condições climáticas, por períodos que variam de horas a semanas ou meses, conforme a necessidade do sistema.

Soluções alternativas à geração térmica, como sistemas de armazenamento em baterias, possuem papel relevante para a confiabilidade de um sistema baseado em fontes renováveis. Contudo, ainda apresentam limitações importantes quanto à duração de armazenamento e à escala necessária para assegurar o nível de confiabilidade requerido pelo sistema elétrico.

Vale reforçar, ainda, que os procedimentos administrativos de participação pública relativos ao LRCAP 2026 foram conduzidos e que a fiscalização dos resultados e a apuração concorrencial em curso pelos órgãos competentes integram o devido processo regulatório, contribuindo

para o fortalecimento da legitimidade e transparência do certame, inclusive por meio da realização de eventuais ajustes pontuais, quando cabíveis.

É importante, entretanto, que tais etapas sejam concluídas respeitando o cronograma previamente estabelecido, assegurando segurança jurídica e eficiência, viabilizando a formalização dos resultados pela Aneel em conformidade com os princípios administrativos aplicáveis.

Diante do exposto, o IBP reitera seu apoio à homologação do resultado do LRCAP 2026, ressaltando que novos atrasos poderão elevar o risco de déficit de potência, podendo comprometer a segurança do suprimento energético nacional e levar à adoção de soluções emergenciais mais onerosas.

A contratação das térmicas vencedoras é elemento relevante para reduzir custos de energia no médio e longo prazo e para viabilizar uma transição energética segura, baseada na expansão equilibrada da matriz elétrica e na combinação eficiente entre fontes renováveis e fontes despacháveis.

@Neoenergia

Reforma do gás de cozinha pode causar rombo de R$ 797 milhões anuais e entregar setor ao crime organizado, apontam estudos

Uma combinação explosiva de perdas bilionárias para os cofres públicos e expansão do crime organizado. É o que apontam dois estudos independentes realizados pela Escola de Segurança Multidimensional (ESEM) da USP - Universidade de São Paulo e pela Ecoa Consultoria Econômica, realizados em fevereiro e março de 2026. As pesquisas alertam que propostas recentes, algumas delas ainda sem o devido embasamento

técnico e econômico, têm chegado ao debate regulatório trazendo mudanças arriscadas para o mercado de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), que hoje entrega 35 milhões de botijões por mês em todo o Brasil, o equivalente a 13 botijões por segundo no país.

No âmbito dessas discussões, estão em análise alterações estruturais relevantes: permitir que distribuidoras e pequenas centrais de abastecimento encham botijões

de marcas concorrentes (cross-filling), autorizar o enchimento fracionado em centrais remotas urbanas e substituir a marca física em alto-relevo gravada no botijão por uma solução tecnológica ainda desconhecida. Estas soluções são colocadas no contexto de pretenso aumento da competitividade do

setor e redução dos preços finais. Porém, segundo os especialistas, essas medidas destroem a rastreabilidade física do produto, criando um cenário ideal tanto para a evasão fiscal quanto para a infiltração de grupos criminosos e aumento de riscos de vazamento para os consumidores.

Segurança em risco e o avanço do crime organizado

O estudo da USP, coordenado pelo professor Leandro Piquet Carneiro, Coordenador da Escola de Segurança Multidimensional da USP e especialista em segurança pública, aponta que a diluição da responsabilidade sobre os botijões abre as portas para o crime organizado. Embora não haja estatísticas oficiais, em favelas do Rio de Janeiro, estimase que entre 70% e 80% do comércio varejista

de botijões já esteja sob influência de milícias e facções, que impõem sobrepreços abusivos à população sob o risco de violência e grave ameaça. Em um cenário de flexibilização sem salvaguardas adequadas, há o risco de esses grupos avançarem na cadeia do GLP, passando a atuar também no enchimento dos botijões sem os padrões de segurança exigidos.

“Há a possibilidade concreta do setor de GLP se tornar uma nova fronteira para o crime organizado no Brasil. A flexibilização regulatória pode ampliar a influência de milícias e facções, que hoje está restrita ao varejo, para o segmento estratégico de distribuição. Ou seja, o crime subiria um degrau e controlaria também parte importante do enchimento dos botijões. Não existem mecanismos institucionais adequados para coibir fraudes de qualidade ou quantidade, conforme já se observa no setor de combustíveis líquidos.

Leandro Piquet Carneiro, Coordenador da Escola de Segurança Multidimensional

da USP.

A possível perda da rastreabilidade física também levanta preocupações sobre a segurança do consumidor. Atualmente, o setor investe cerca de R$ 280 milhões anuais na requalificação de vasilhames. Entre 2014 e 2024, 118 milhões de recipientes foram requalificados (com investimentos superiores a R$ 9 bilhões) e 6 milhões de unidades foram inutilizadas por estarem fora dos padrões. Sem a marca em alto-relevo, a responsabilização por acidentes e explosões decorrentes de vazamentos de gás tornase mais complexa, o que pode desestimular esses investimentos essenciais.

O estudo também relembra o período dos anos 80, antes da implantação do Programa Nacional de Requalificação dos

Botijões, época em que as distribuidoras envasavam botijões de qualquer marca o que levou a um aumento relevante de incidentes e acidentes domésticos. É esse cenário que a USP teme que volte a acontecer.

“A proposta de permitir o enchimento universal de botijões, sem mecanismos de controle, pode repetir, em escala industrial e com um produto inflamável de uso doméstico, distorções do passado e aumentar o risco de acidentes domésticos. Ao separar marca e responsabilidade, abre-se espaço para produtos de menor qualidade e transferese os custos de saúde pública com explosões e vazamentos à sociedade”, diz o professor Leandro.

Impacto econômico e risco da expansão da informalidade

A preocupação com a segurança pública caminha lado a lado com o impacto econômico. A análise técnica da Ecoa Consultoria aponta propostas sem sustentabilidade econômica clara podem incentivar a expansão da informalidade no setor. O estudo projeta que, se o mercado de GLP alcançar níveis de ilegalidade semelhantes aos do setor de cigarros (41%),

as perdas de arrecadação podem chegar a R$ 797,1 milhões por ano em tributos como IRPJ, CSLL e contribuições previdenciárias. Mesmo em cenários mais conservadores, baseados na informalidade de combustíveis automotivos (8,3%) ou bebidas destiladas (28%), as perdas anuais seriam de R$ 120,6 milhões e R$ 474,8 milhões, respectivamente.

“

A comercialização de GLP se comporta como os setores de bebidas, cigarros e combustíveis, ou seja, com muita oferta, em regiões bastante espalhadas pelo país, e um processo bem complexo de fiscalização. Se considerarmos que o número de fiscalizações da ANP caiu cerca de 18% em 2024 em relação ao ano anterior, temos consciência de que a informalidade vai explodir e causar um grande risco para a segurança da população e uma perda enorme para os cofres públicos.

Claudia Viegas, economista da Ecoa.

As perdas mensais projetadas pela Ecoa equivalem ao volume de 763 mil botijões/

mês, superando o consumo mensal somado de 14 estados brasileiros.

O “apagão” da fiscalização e o impacto nos mais pobres

Os estudos também chamam atenção para um ponto central: a necessidade de que qualquer mudança regulatória esteja alinhada à capacidade de fiscalização do Estado. O orçamento discricionário do órgão regulador sofreu uma redução real de 82% entre 2013 e 2025, segundo dados considerados pelas análises. Apenas em 2024, o número de fiscalizações caiu cerca de 18% em relação ao ano anterior. Nesse contexto, a adoção de modelos mais complexos, sem o devido reforço institucional, pode aumentar o risco de precarização do mercado. As consequências podem atingir de forma mais intensa as populações vulneráveis, especialmente no momento em que políticas

públicas, como o Gás do Povo, ampliam o acesso ao gás de cozinha para cerca de 15 milhões de famílias. Do ponto de vista econômico, a Ecoa alerta que a expansão da informalidade pode impedir que famílias de baixa renda recebam o cashback (devolução de impostos) previsto na Reforma Tributária, já que o benefício exige a emissão de nota fiscal.

“Com a Reforma Tributária, famílias de baixa renda terão direito à devolução de impostos sobre o gás de cozinha. No entanto, o benefício depende da formalização das vendas. A expansão da informalidade pode excluir justamente quem mais precisa desse apoio”, afirma Claudia Viegas.

Diante das evidências dos dois estudos, esse cenário, especialistas de ambas as instituições recomendam a suspensão imediata das discussões sobre flexibilização (cross-filling e enchimento remoto). A prioridade, apontam os dois estudos, deve ser a recomposição orçamentária da ANP, fortalecimento da

Resumindo os dois estudos

O que está sendo proposto pelo órgão regulador

Enchimento de outras marcas

O que pode mudar: Empresas podem envasar botijões de concorrentes.

Enchimento remoto/fracionado

O que pode mudar: Autoriza centrais de enchimento descentralizadas em áreas urbanas, próximas ao consumidor.

Rastreabilidade eletrônica

O que pode mudar: Substituição da marca física por sistemas digitais

cooperação entre as instituições regulatórias, policiais e fiscalizatórias, além da manutenção do sistema atual de rastreabilidade física, que garante a responsabilização das empresas e impede que o gás de cozinha se torne um ativo para a lavagem de dinheiro e o crime organizado.

Risco apontado pela USP Risco apontado pela ECOA

Diluição da responsabilidade, queda na manutenção dos botijões e incentivo ao free riding. Na prática, facilita a entrada de empresas aventureiras e oportunistas, quando um agente econômico se beneficia de um ativo de terceiros sem arcar com os custos de sua manutenção ou segurança). Elas utilizariam os botijões de marcas concorrentes (ativos que exigem alto investimento) sem arcar com os custos de sua requalificação e manutenção periódica, que hoje somam cerca de R$ 280 milhões anuais no setor.

Cria “zonas cegas” de fiscalização em áreas de baixa presença estatal, ideais para o controle territorial por grupos armados.

O estudo aponta que a entrada de agentes sem escala gera uma pressão por preços artificialmente baixos, criando incentivos para a evasão de tributos (como IRPJ e CSLL) como mecanismo de viabilidade do negócio. O caso da empresa TankGás, no Paraná, é citado como um precedente real onde a flexibilização da marca resultou em indícios de fraudes e perdas estimadas de R$ 4,4 milhões em ICMS.

Sistemas digitais são vulneráveis a hacks e manipulações. Na China, fraudes envolveram a simulação de enchimentos legítimos com códigos clonados.

Facilita a informalidade e práticas ilícitas como fraudes de medição (quantidade) e adulteração do produto (qualidade). Causa perda de arrecadação e impede o cashback da Reforma Tributária para os mais pobres devido à falta de nota fiscal.

O estudo aponta a falta de estimativa de custos dessa tecnologia e seu alcance limitado, pois não monitora agentes ilegais ou áreas sob domínio de organizações criminosas que operam fora do alcance regulatório.

O estudo “A proposta de reforma do mercado de GLP no Brasil e os riscos de captura pelo crime organizado”, foi publicado em fevereiro de 2026 pela Escola de Segurança Multidimensional (ESEM) do Instituto de Relações Internacionais da USP. Sob a coordenação do Professor Leandro Piquet Carneiro e do pesquisador Dr. Adriano Bastos Rosas, a análise condena explicitamente as propostas regulatórias em andamento. O parecer técnico adverte que a flexibilização em estudo no órgão regulador pode converter o setor de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) em um novo território de domínio para facções criminosas e milícias, repetindo o cenário de “governança criminal” já observado no mercado de combustíveis líquidos e em outros países da América Latina.

A Ecoa Consultoria Econômica publicou o estudo “Estimativa de evasão fiscal e perda de arrecadação com a proposta de enchimento remoto e fracionado de botijões de GLP (P13)”, em março de 2026. O estudo analisa os riscos das mudanças regulatórias discutidas pelo órgão regulador, especificamente o enchimento de botijões de marcas terceiras e a criação de centrais de envase remoto. Ele conclui que tais medidas tendem a ampliar a informalidade no elo da revenda, o que dificultaria a fiscalização e geraria incentivos para a evasão de tributos federais (IRPJ, CSLL e CPP), estimando que cada aumento de 10 pontos percentuais na informalidade elevaria as perdas de arrecadação em 66%, podendo chegar a um prejuízo anual de R$ 797,1 milhões. Além do impacto fiscal, o estudo alerta para riscos sistêmicos à segurança e à sociedade, como a inviabilização da rastreabilidade dos recipientes, o potencial aumento de acidentes, a abertura de espaço para o crime organizado e o prejuízo aos

consumidores vulneráveis, que perderiam o benefício do cashback da Reforma Tributária ao adquirir produtos sem nota fiscal no mercado informal. O estudo é assinado pelos economistas Claudia Viegas, Mestre e Doutora em Teoria Econômica pela FEAUSP, Henrique Vicente, Mestre em Economia Internacional pela Johns Hopkins University, Economista pela FEA-USP e Bacharel em Relações Internacionais pela PUC-SP, Matheus Escobet, Economista pela Unifesp e Mestre em Políticas Públicas pelo Insper e Felipe Silva, Economista pela FEA-USP e Mestre em Economia pela FGV-EESP.

Compras Summit 2026 traz debate sobre descarbonização, eficiência e inovação energética para a indústria no Brasil

A ComBio Energia, empresa brasileira de fornecimento de energia térmica renovável para a indústria a partir de biomassa e energia elétrica renovável, postula que, em setores intensivos em consumo térmico, a substituição de combustíveis fósseis por fontes renováveis e modelos mais eficientes

de gestão energética passa a ocupar papel estratégico nas decisões corporativas.

“A indústria brasileira vive um momento em que eficiência energética e descarbonização caminham juntas. As empresas precisam reduzir emissões, mas também ganhar previsibilidade de custos, segurança

operacional e eficiência produtiva. A energia térmica renovável surge justamente como uma solução capaz de integrar esses objetivos”, afirma Carlos Martins, COO da ComBio.

Martins conduziu a master class “Energia térmica como serviço: redução de custos, descarbonização e zero CAPEX” do 5º Compras Summit apresentando como o modelo adotado pela companhia permite que

“

indústrias substituam combustíveis fósseis sem necessidade de investimento inicial em infraestrutura térmica.

Segundo o executivo, o avanço da agenda climática global, aliado a mecanismos regulatórios e metas corporativas cada vez mais rígidas, vem pressionando empresas industriais a acelerar seus processos de transição energética.

A discussão sobre descarbonização industrial deixou de ser tendência futura. Hoje, ela já influencia acesso a investimentos, relacionamento com cadeias globais, reputação corporativa e até capacidade competitiva no mercado.

Carlos

Martins, COO da ComBio.

A ComBio, que apresentou soluções voltadas à gestão energética industrial e os principais diferenciais do modelo de energia térmica como serviço desenvolvido pela empresa, afirma que a busca da indústria por eficiência energética hoje vai além da redução de custos imediatos. Existe uma demanda crescente por soluções capazes de trazer estabilidade operacional, previsibilidade financeira e alinhamento às metas ESG. Isso exige inovação não apenas tecnológica, mas também nos modelos de contratação e gestão da energia.

Para a Combio, o avanço da transição energética industrial dependerá cada vez mais da integração entre áreas estratégicas das companhias, incluindo operações,

sustentabilidade, engenharia e procurement.

“A transição energética industrial exige integração entre diferentes áreas das companhias. São projetos altamente transversais, que envolvem operações, sustentabilidade, engenharia e supply chain. Nesse cenário, procurement tem um papel protagonista por conectar essas áreas, estruturar o planejamento e garantir a execução dos projetos. Quando essa agenda é liderada de forma estratégica, a transição energética passa a gerar não apenas impacto ambiental positivo, mas também ganhos econômicos, previsibilidade operacional e competitividade para a indústria”, conclui Carlos Martins.

Ternium e Exiros fortalecem parceria com o Vale do Aço

Representantes de mais de 20 empresas de diferentes segmentos para discutir oportunidades de negócios, inovação e integração da cadeia produtiva ligadas ao Sindimiva - Sindicato Intermunicipal das Indústrias Metalúrgicas, Mecânicas e de Material Elétrico do Vale do Aço participaram da agenda voltada à integração de fornecedores e geração de negócios: empresários do setor industrial do Vale do Aço fizeram uma visita à Ternium para ver de perto a operação da companhia, entender os processos produtivos e fortalecer o relacionamento com a empresa.

O encontro também contou com a participação da Exiros, empresa de suprimentos do grupo italiano Techint, do qual a Ternium faz parte, representada pelo diretor de suprimentos da empresa no Brasil, German Speranza, e pelo gerente de materiais, Luiz Ramos. Participaram ainda a diretora de Relações Institucionais e com a Comunidade da Ternium Brasil, Fernanda Candeias.

Durante o encontro, Fernanda apresentou

a Ternium Brasil e destacou a importância da aproximação com fornecedores e parceiros estratégicos do Vale do Aço. “Receber empresários da região é uma oportunidade importante para ampliar o diálogo, compartilhar nossa visão de futuro e fortalecer conexões com empresas que desempenham um papel essencial no desenvolvimento da indústria brasileira”, afirmou.

German apresentou a atuação global da Exiros e ressaltou o potencial de integração entre fornecedores brasileiros e mercados internacionais por meio da rede de operações da empresa.

“A presença de uma empresa global de suprimentos representa uma oportunidade muito relevante para os fornecedores da região. Além de promover fornecedores ligados à Usiminas na Ternium, e viceversa, essa conexão pode abrir portas para exportação de soluções e serviços para países como Argentina, México e outros mercados internacionais onde o grupo possui centros industriais”, comentou.

Luiz complementou destacando o papel estratégico da Exiros como parceira de negócios. Segundo ele, os empresários

devem enxergar a empresa para além de uma prestadora de serviços, mas como uma ponte para novas oportunidades.

“Nosso objetivo é formar parceiros, começando uma relação baseada na confiança, transparência e inovação. Estamos comprometidos em buscar sempre a melhor negociação para podermos acompanhar nossos clientes em todos os processos de expansão”, comentou.

O grupo conheceu o centro industrial e visitou a Escola Técnica Roberto Rocca, projeto de R$ 260 milhões do Grupo Techint, construído pela Ternium em Santa Cruz para oferecer formação técnica de excelência aos jovens da região.

José Arinos, coordenador técnico do

Sindimiva, espera que essa aproximação possa gerar novas oportunidades para todos os envolvidos. Ele enfatizou o impacto da iniciativa para o fortalecimento do ambiente industrial mineiro.

“Esse encontro foi importante para mais de vinte empresários, que puderam entender melhor a dimensão da operação da Ternium, além de conhecer também o trabalho da Exiros. Esse tipo de aproximação contribui para o fortalecimento da indústria regional e cria caminhos para novas parcerias e negócios”, disse.

Campo Limpo recebe prêmio Destaque em Sustentabilidade

Pioneira mundial na produção de embalagens recicladas para defensivos agrícolas, a Campo Limpo Plásticos recebeu o prêmio de Destaque em Sustentabilidade 2025 pela Iconic Lubrificantes, que conta com as marcas Ipiranga, Texaco e Bel Ray. A entrega da premiação aconteceu durante a mais recente edição do Programa Mais, iniciativa que integra o calendário oficial da Iconic.

“Temos um compromisso diário com a inovação e com a excelência em cada processo de reciclagem e transformação. Todos os dias, geramos novos impactos ambientais positivos, e ser reconhecido por isso é motivo de muito orgulho.

Marcelo Okamura, presidente da Campo

Limpo.

Esse reconhecimento chega em um momento histórico para a empresa, já que em 2025, a Campo Limpo atingiu seu recorde de faturamento, somando mais de R$500 milhões de reais. “No ano passado, conquistamos o melhor resultado financeiro de nossa história e batemos recordes de produção. Isso comprova que a sustentabilidade e a alta performance caminham juntas”, comenta Okamura.

Única empresa do Brasil que fabrica embalagens recicladas para defensivos agrícolas, a Campo Limpo conta com

capacidade produtiva de até 17 milhões de unidades por ano. “Além da nossa forte presença na produção de embalagens recicladas para o agro, é uma alegria também estar presente no segmento de lubrificantes. Nosso modelo de negócio é tão sólido economicamente quanto é vital para a preservação ambiental”, conclui o executivo.

A empresa conta atualmente com duas unidades fabris, em Taubaté e Ribeirão Preto, ambas no interior paulista, e projeta investir R$140 milhões nos próximos três anos para ampliar sua operação.

Mineração no Brasil: advogados explicam como funciona o regime jurídico dos recursos minerais

O setor mineral brasileiro é um dos pilares da economia nacional, mas ainda gera dúvidas, especialmente quando o assunto é propriedade e direito de exploração. No Brasil, a Constituição Federal de 1988 estabelece uma separação fundamental: o solo pertence ao proprietário, mas os recursos minerais são de domínio da União.

De acordo com o advogado Bruno Finotti, da Hemmer Advocacia, essa distinção é a base de grande parte das discussões no setor, pois muitas pessoas não sabem que o dono da terra não é, automaticamente, dono do minério que está no subsolo, e a exploração desses recursos precisa de uma autorização do Estado.

“

Essa autorização ocorre por meio dos chamados títulos minerários, que concedem ao particular o direito de pesquisar e explorar determinada área. Na prática, isso cria uma relação entre dois sujeitos distintos: o proprietário do imóvel e o titular do direito minerário. É dessa convivência que surgem tanto oportunidades econômicas quanto conflitos, especialmente em regiões com forte vocação mineral.

Bruno Finotti, advogado da Hemmer Advocacia.

Além da complexidade na relação entre as partes, o direito minerário possui características próprias. Trata-se de um direito com valor econômico relevante, que pode ser negociado e utilizado em operações empresariais, mas que permanece

condicionado ao cumprimento de exigências legais e regulatórias. Nesse contexto, a Agência Nacional de Mineração (ANM) desempenha papel central. Criada em 2017, a autarquia é responsável por regular e fiscalizar a atividade minerária em todo o país.

“O órgão é responsável por gerir o cadastro, definir prioridades para exploração de áreas, fiscalizar o pagamento da Compensação Financeira pela Exploração de Recursos Minerais (CFEM) e estabelecer normas técnicas para as operações.

Nery Santos, advogado da Hemmer Advocacia.

Segundo o advogado Nery Santos, também da Hemmer Advocacia, a atuação da ANM é essencial para garantir a organização e a segurança do setor.

A mineração envolve impactos relevantes, tanto do ponto de vista ambiental quanto econômico. Por isso, a atuação regulatória da ANM é fundamental para garantir que a atividade ocorra dentro dos parâmetros legais. “Existem diferentes regimes de exploração mineral no país. Entre eles, estão o regime de autorização e concessão, mais comum para minerais metálicos; o regime de licenciamento, voltado a materiais de construção; e a permissão de lavra garimpeira, que busca formalizar a atividade de pequenos mineradores”, complementa Nery.

Outro ponto relevante diz respeito aos direitos do proprietário da terra. Embora não seja titular dos recursos minerais, existem garantias legais que não o deixam desprotegido. “A legislação assegura indenização por danos, compensação pela

ocupação da área e, em alguns casos, participação nos resultados da lavra”, pontua Bruno.

Quando não há acordo entre as partes, a questão pode ser levada ao Poder Judiciário, o que tende a impactar diretamente o tempo e a viabilidade dos projetos minerários. Diante desse cenário, o acompanhamento jurídico especializado se torna um fator estratégico. “Uma análise prévia bem estruturada pode evitar conflitos e trazer maior segurança para os envolvidos. A correta compreensão do regime jurídico e das obrigações envolvidas é essencial para quem atua ou pretende investir no setor mineral”, continua o advogado.

“Em um ambiente marcado pela separação entre solo e subsolo e por uma forte regulação estatal, entender quem é dono do que é apenas o ponto de partida. O verdadeiro desafio está em estruturar essa relação de forma equilibrada, segura e juridicamente sustentável”, finaliza Nery.

MackGraphe celebra 10 anos com inauguração de Planta Piloto de produção de óxido de grafeno

O MackGraphe, Instituto Mackenzie de Pesquisas em Grafeno e Nanotecnologias, do Instituto Presbiteriano Mackenzie (IPM), celebrou seus 10 anos de atuação com uma programação especial nos dias 21 e 22 de maio de 2026. As atividades reuniram pesquisadores, representantes de instituições de fomento, empresas, órgãos de inovação e parceiros estratégicos para discutir avanços,

desafios e perspectivas da nanotecnologia no Brasil – e a inauguração de Planta Piloto de Produção de Óxido de Grafeno. A trajetória do MackGraphe ao longo da última década, destacando seus avanços científicos, tecnológicos e institucionais.

Depois de dois anos de tratativas, a cidade de Quixeramobim, Sertão Central do Ceará, vai receber um dos maiores investimentos

Primeira fase das obras do porto seco de Quixeramobim, vinculado à Transnordestina – a previsão é que o início da operação ocorra ainda este ano.

industriais da região nos próximos anos. A empresa Magnésio do Nordeste LTDA confirmou a instalação de uma fábrica de peças automotivas com aporte estimado em R$ 370 milhões, impulsionada pelo avanço da Ferrovia Transnordestina.

O projeto prevê a fabricação de chassis e rodas produzidos em magnésio polímero, material moderno utilizado por montadoras de carros e motocicletas. Atualmente, esses componentes ainda são totalmente importados pelo Brasil, o que aumenta a expectativa em torno da nova unidade industrial cearense.

A fábrica será construída em uma área de 18 hectares próxima ao Parque de Exposição de Quixeramobim. Segundo o cronograma divulgado, as obras devem começar em julho e ficarão sob responsabilidade do Grupo Avelino Engenharia Industrial. O empreendimento será dividido em três etapas de expansão ao longo dos próximos anos.

O magnésio polímero é considerado um dos materiais mais modernos da indústria automotiva atual. A combinação entre metal e polímeros de alta performance permite produzir peças mais leves, resistentes e eficientes para veículos de diferentes categorias. Componentes feitos com esse material podem pesar até 30% menos do que peças tradicionais fabricadas em alumínio - a redução de peso ajuda a melhorar desempenho, economia de combustível e eficiência energética dos automóveis.

A cerimônia de assinatura contou com a presença do prefeito Cirilo Pimenta e do empresário português Antônio Pinheiro Teixeira, representante da companhia no Brasil.

China converte carvão em eletricidade sem emissão direta de carbono

Uma equipe liderada pelo acadêmico Xie Heping, da Universidade de Shenzhen, publicou um artigo intitulado “Rumo a Células de Combustível Direto a Carvão com Emissão Zero de Carbono para Geração de Energia” que propõe uma ruptura conceitual na geração elétrica a partir de carvão ao introduzir a tecnologia de direct coal fuel cell, de quase zero carbono (ZC-DCFC), baseada na conversão eletroquímica direta do combustível sólido, em oposição ao paradigma termodinâmico convencional de combustão.

O trabalho parte de uma crítica estrutural aos sistemas termoelétricos clássicos, limitados pelo ciclo de Carnot e tipicamente restritos a eficiências da ordem de ~45%, além de intensidades de emissão superiores a 800 gCO₂/kWh sem captura, o que configura um bloqueio tecnológico para descarbonização

profunda do carvão. Nesse contexto, os autores propõem um sistema no qual o carvão é previamente ativado e inserido em uma célula eletroquímica onde ocorre oxidação mediada por membranas condutoras de íons, permitindo a conversão direta da energia química em eletricidade, eliminando a etapa de combustão e reduzindo perdas irreversíveis associadas à geração térmica.

O diferencial central do modelo reside na integração in situ de rotas de captura e conversão de CO₂, incluindo processos catalíticos, mineralização e transformação eletroquímica, que permitem não apenas a mitigação das emissões, mas sua revalorização como insumo químico. Essa arquitetura configura um sistema potencialmente próximo de emissões líquidas zero, ao mesmo tempo em que abre possibilidade de produção de subprodutos

de alto valor agregado.

Do ponto de vista de engenharia de materiais e eletroquímica, o artigo destaca avanços em múltiplos níveis: desenvolvimento de materiais de alto desempenho para eletrodos e eletrólitos, otimização da microestrutura para transporte de massa e carga, mitigação de falhas mecânicas nas células e técnicas de ativação do carvão para aumentar reatividade e eficiência do processo.

Além da aplicação direta em geração elétrica, os autores posicionam a tecnologia como vetor para um novo paradigma de exploração de carvão, incluindo cenários de eletrificação in situ de reservas profundas, integrando mineração e conversão energética em um único sistema. Esse conceito amplia o escopo da tecnologia para além da usina convencional, aproximando-a de modelos de produção distribuída e de baixo impacto ambiental.

O artigo argumenta que a ZC-DCFC representa uma alternativa tecnológica capaz de contornar simultaneamente os limites termodinâmicos, ambientais e econômicos da geração a carvão, propondo uma trajetória de transição na qual o carvão deixa de ser um vetor intrinsecamente emissor para se tornar, sob determinadas condições tecnológicas, um recurso potencialmente compatível com metas de neutralidade de carbono.

A neutralidade em carbono se tornou

consenso internacional. No entanto, os combustíveis fósseis, como o carvão, continuam sendo a base do fornecimento global de energia. As tecnologias de geração de energia a carvão são limitadas pelo limite de eficiência de Carnot, com uma eficiência de conversão de energia de aproximadamente 45%: há uma necessidade urgente de transformar os métodos tradicionais de geração de energia a carvão e explorar novas tecnologias de geração de energia a carvão limpas, eficientes e com emissão zero de carbono.

Desde 2018, a equipe de Xie Heping tem sido pioneira no conceito de tecnologia de geração de energia a partir de células a combustível de carvão com emissão de carbono próxima a zero (ZC-DCFC). A nova tecnologia foi incluída na principal linha de pesquisa do “Laboratório Nacional de Construção Inteligente e Operação e Manutenção Saudáveis para Engenharia em Profundidade da Terra” e aprovada para um grande projeto nacional de ciência e tecnologia “Terra Profunda” para 2035.

Cresce a relevância da PPSA

A publicação pela PPSA do Relato Integrado 2025 e da Carta Anual de Políticas Públicas e Governança Corporativa vai muito além de uma prestação de contas corporativa. Os documentos evidenciam a crescente relevância da estatal na administração dos contratos de partilha do Pré-Sal e na monetização dos recursos petrolíferos pertencentes à União, em um momento de expansão da produção brasileira e de fortalecimento do papel estratégico do Pré-Sal para as finanças públicas do país.

Os relatórios mostram que 2025 representou um marco histórico para a companhia. A arrecadação total alcançou R$ 30,9 bilhões, superando, sozinha, toda a receita gerada pela PPSA desde sua criação, em 2013, até o final de 2024. Tratase de um resultado que reflete a maturação dos contratos de partilha de produção, o aumento dos volumes produzidos nos campos do Pré-Sal e o avanço da capacidade operacional da empresa na comercialização dos hidrocarbonetos da União. Segundo a própria companhia, mais de R$ 20,5 bilhões tiveram origem na comercialização de petróleo e gás natural, enquanto outros R$ 8,8 bilhões decorreram do inédito Leilão

de Áreas Não Contratadas e dos resultados associados ao Acordo de Equalização de Gastos e Volumes da Jazida Compartilhada de Jubarte.

O desempenho financeiro reforça a transformação da PPSA em um dos principais instrumentos de captura de valor econômico do Pré-Sal para o Estado brasileiro. Diferentemente das empresas operadoras, a PPSA não realiza atividades de exploração e produção. Sua missão consiste em representar os interesses da União nos contratos de partilha, acompanhar investimentos, fiscalizar custos, gerir os acordos de individualização da produção e comercializar a parcela de petróleo e gás pertencente ao governo federal. Em 2025, a companhia administrou 24 contratos de partilha e continuou atuando nos processos de unificação e individualização de jazidas, funções consideradas essenciais para

maximizar a recuperação dos recursos petrolíferos e garantir a correta apropriação das receitas públicas.

O Relato Integrado destaca ainda a evolução do modelo de negócios da estatal em um cenário de expansão contínua da produção do Pré-Sal. A empresa projeta crescimento dos volumes sob gestão nos próximos anos, impulsionado pela entrada de novos sistemas de produção em áreas estratégicas da Bacia de Santos. Esse movimento deverá ampliar significativamente a participação da União na produção comercializada, elevando tanto a arrecadação quanto a complexidade operacional das atividades de gestão contratual, comercialização e monitoramento dos projetos. A expectativa está alinhada às previsões do setor de que o Pré-Sal continuará respondendo pela maior parcela da produção nacional de petróleo e gás ao longo da próxima década.

Outro aspecto relevante apresentado nos documentos é o fortalecimento institucional da companhia. Em 2025, a PPSA realizou seu primeiro concurso público para contratação de cem profissionais e iniciou um programa de fortalecimento organizacional voltado à adequação de sua estrutura ao ciclo de crescimento esperado. Também foi aprovada

Diretoria Executiva da PPSA: Evamar Santos, Tabita Loureiro, Luis Fernando Paroli e Samir Awad.

a criação de uma nova Diretoria de Gestão Administrativa, responsável por áreas como recursos humanos, tecnologia da informação, licitações e suporte corporativo. As medidas refletem a percepção de que

a empresa precisará ampliar capacidades técnicas, digitais e de governança para lidar com o aumento da produção da União e com a crescente sofisticação dos contratos sob sua responsabilidade.

Principais indicadores que demonstram o cumprimento de políticas públicas

¹Inclui valor de R$ 8,8 Bilhões do Leilão ANC.

Sob a perspectiva de governança corporativa, a Carta Anual reafirma o alinhamento da companhia às exigências da Lei das Estatais (Lei nº 13.303/2016), detalhando políticas de gestão de riscos, controles internos, conformidade,

integridade e transparência. O documento demonstra a busca por aderência às melhores práticas de governança recomendadas para empresas públicas que administram ativos de elevado valor econômico e relevância estratégica. Em um ambiente marcado por

elevados investimentos, volatilidade dos preços internacionais do petróleo e crescente escrutínio da sociedade sobre a gestão dos recursos naturais, a robustez dos mecanismos de governança torna-se um fator crítico para a sustentabilidade institucional da empresa. Os números apresentados pela PPSA também evidenciam a crescente importância fiscal do Pré-Sal para o país. Os R$ 30,9 bilhões arrecadados em 2025 representam recursos destinados ao Tesouro Nacional e reforçam a contribuição da produção sob regime de partilha para o financiamento das políticas públicas brasileiras. O resultado ganha ainda mais relevância quando considerado o contexto de expansão da produção nacional e de novos projetos em desenvolvimento, sugerindo que a participação das receitas administradas pela PPSA deverá aumentar substancialmente ao

“

longo dos próximos anos.

Ao divulgar simultaneamente o Relato Integrado e a Carta Anual, a PPSA consolida uma prática de transparência alinhada às tendências internacionais de prestação de contas corporativa, integrando informações financeiras, operacionais, estratégicas, ambientais e de governança. Mais do que apresentar resultados históricos, os documentos revelam uma organização em transição para uma nova escala operacional, impulsionada pela expansão do Pré-Sal brasileiro e pelo papel cada vez mais relevante da União como participante direta da produção de petróleo e gás. Nesse contexto, a estatal se posiciona não apenas como gestora dos contratos de partilha, mas como um dos principais agentes de geração de valor econômico para o Estado brasileiro a partir dos recursos energéticos do Pré-Sal.

2025 foi um ano histórico para a PPSA. A arrecadação superou toda a receita acumulada da empresa desde sua criação. Estamos estruturando a empresa para um novo ciclo de expansão.

Luís Fernando Paroli, diretor-presidente.

ONU: Conflito no Oriente Médio ameaça reverter ganhos de desenvolvimento duramente conquistados

A Organização das Nações Unidas (ONU) acendeu um alerta sobre os impactos sistêmicos da escalada do conflito no Oriente Médio sobre a economia global e, principalmente, sobre os países em desenvolvimento. No relatório “World Economic Situation and Prospects 2026 – Mid-Year Update”, divulgado pelo Departamento de Assuntos Econômicos e Sociais das Nações Unidas (UN DESA), a entidade afirma que a crise ameaça reverter ganhos de desenvolvimento conquistados ao longo de décadas, ampliando pobreza, insegurança alimentar, vulnerabilidade fiscal e desigualdades sociais em escala global.

Segundo a ONU, o agravamento das tensões geopolíticas no Oriente Médio provocou um novo choque energético global, pressionando preços de petróleo, gás natural, fertilizantes e alimentos, além de gerar forte instabilidade nas cadeias internacionais de suprimento.

O documento destaca que o fechamento do Estreito de Ormuz - rota estratégica por onde normalmente transita cerca de um quinto do petróleo e do gás natural liquefeito consumidos no mundo - intensificou os riscos de inflação global, desaceleração econômica e deterioração das condições financeiras internacionais.

A projeção da ONU para o crescimento global em 2026 caiu para 2,5%, abaixo das estimativas divulgadas no início do ano. A inflação global, por sua vez, deverá atingir 3,9%, revertendo parcialmente o movimento de desinflação observado após a pandemia. O cenário-base da ONU considera que o barril do petróleo Brent permanecerá acima de US$ 100 ao longo de boa parte de 2026.

No setor de energia, a ONU avalia que o conflito no Oriente Médio ampliou significativamente os riscos de volatilidade nos mercados globais de petróleo e gás natural, pressionando preços, investimentos e segurança energética. O relatório destaca que a interrupção parcial do fluxo marítimo no Estreito de Ormuz - corredor estratégico para exportações de petróleo, derivados e gás natural liquefeito (LNG) - elevou custos logísticos, seguros marítimos e incertezas sobre abastecimento global. O cenário afeta principalmente países importadores de energia, que enfrentam aumento expressivo das contas externas, deterioração fiscal e maior pressão inflacionária. Ao mesmo tempo, a crise vem acelerando movimentos de diversificação de fornecedores, reforço de estoques estratégicos e investimentos em transição energética, incluindo renováveis, eficiência energética e infraestrutura crítica. A ONU alerta, contudo, que o ambiente de incerteza geopolítica pode retardar investimentos de longo prazo no

setor energético global, especialmente em economias emergentes com menor capacidade de financiamento.

O relatório enfatiza que os países importadores de energia e alimentos serão os mais afetados, especialmente economias da África Subsaariana e do Sul da Ásia, que já operavam sob elevado endividamento, restrições fiscais e crescimento econômico moderado. Nessas regiões, o aumento dos custos de importação ameaça ampliar déficits públicos, pressionar balanços de pagamentos e reduzir ainda mais a capacidade de investimento em infraestrutura, saúde, educação e políticas sociais.

A ONU alerta que o impacto vai além dos indicadores macroeconômicos. O relatório estima que o atual choque de preços pode empurrar mais 45 milhões de pessoas para situações de insegurança alimentar aguda, elevando o total global para 363 milhões de pessoas - mais que o dobro dos níveis prépandemia.

O documento ressalta ainda que famílias de baixa renda enfrentam impacto desproporcional, já que destinam parcela significativamente maior de seus orçamentos para alimentação e energia. Mulheres e meninas também tendem a sofrer consequências mais severas em razão da menor disponibilidade de recursos econômicos e da ampliação das cargas de trabalho não remunerado em cenários de crise.

Outro ponto de preocupação destacado pela ONU é o agravamento da crise global de financiamento ao desenvolvimento sustentável. O déficit anual de financiamento dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) já

alcança aproximadamente US$ 4 trilhões por ano, enquanto fluxos internacionais de ajuda humanitária e cooperação vêm registrando queda acelerada. Simultaneamente, os custos do serviço da dívida continuam crescendo e comprimindo investimentos públicos essenciais.

No comércio internacional, a ONU aponta que o conflito vem provocando forte redução no fluxo marítimo pelo Estreito de Ormuz, praticamente interrompendo a passagem de embarcações comerciais em determinados períodos. O resultado é o aumento expressivo dos custos logísticos, dos seguros marítimos e dos preços de combustíveis utilizados nos transportes globais.

A entidade também observa que a crise pode acelerar movimentos de fragmentação geopolítica e econômica já em curso desde a pandemia e das disputas comerciais entre grandes potências. Segundo o relatório, restrições comerciais, políticas industriais mais protecionistas e disputas tecnológicas tendem a dificultar ainda mais a difusão

global de inovação, investimentos e ganhos de produtividade, especialmente nos países em desenvolvimento.

Apesar do cenário adverso, a ONU destaca que a cooperação internacional continua sendo elemento central para evitar uma deterioração mais profunda da economia mundial. Entre as medidas consideradas prioritárias estão a manutenção dos fluxos globais de comércio, o financiamento emergencial para economias vulneráveis, mecanismos de renegociação de dívida soberana e ações coordenadas para impedir novas restrições às exportações de alimentos e fertilizantes.

Para a ONU, o atual conflito no Oriente Médio representa mais do que uma crise regional: trata-se de um choque econômico e social com capacidade de comprometer avanços obtidos ao longo de anos em redução da pobreza, segurança alimentar, estabilidade macroeconômica e desenvolvimento sustentável, especialmente nas economias mais frágeis do planeta.

Segurança das instalações e equipamentos elétricos e mecânicos em áreas classificadas

por: Roberval Bulgarelli

A publicação da nova Norma Regulamentadora nº 10 (NR-10), por meio da Portaria MTE nº 737, de 29 de maio de 2026, marca a mais abrangente atualização da regulamentação brasileira de segurança em instalações e serviços com eletricidade desde a revisão realizada em 2004. A nova redação reflete uma mudança significativa na forma como os riscos elétricos são gerenciados no ambiente industrial, alinhando-se a conceitos internacionais de gestão de riscos ocupacionais, prevenção por projeto, proteção contra arco elétrico e digitalização dos processos de segurança.

A norma passa a incorporar de forma mais explícita os princípios do Gerenciamento de Riscos Ocupacionais (GRO), introduzidos pela NR-1, exigindo que organizações realizem identificação sistemática dos perigos, avaliação dos riscos

Roberval Bulgarelli, consultor sobre equipamentos e instalações em atmosferas explosivas, pede atenção à publicação, pelo Ministério do Trabalho e Emprego, em 29/06/2026, da nova Edição da Norma Regulamentadora NR-10: Segurança em instalações elétricas e serviços em eletricidade.

e implementação de medidas de controle em todas as etapas do ciclo de vida das instalações elétricas. Sua abrangência foi ampliada para contemplar atividades de geração, transmissão, distribuição e consumo de energia elétrica, incluindo instalações permanentes e temporárias, sistemas em corrente alternada e contínua, além das fases de projeto, construção, montagem, comissionamento, operação, manutenção e desativação.

Uma das mudanças é a consolidação da hierarquia de controles para riscos elétricos. A nova NR-10 estabelece que a eliminação do perigo por meio da desenergização deve ser sempre a primeira alternativa considerada. Apenas quando essa medida não for tecnicamente viável devem ser adotadas proteções coletivas, medidas administrativas e, por fim, equipamentos de proteção individual. Trata-se de uma abordagem já consagrada em normas internacionais e que desloca o foco da proteção individual para a prevenção na origem do risco.

Outro avanço importante está relacionado à incorporação do conceito de segurança desde o projeto. A norma determina que os projetos elétricos passem a prever, desde sua concepção, sistemas de bloqueio e etiquetagem, dispositivos de impedimento de reenergização, medidas de proteção contra choques elétricos, mitigação dos efeitos de arco elétrico, iluminação adequada para intervenção segura, requisitos ergonômicos e dispositivos específicos para áreas classificadas. Essa orientação aproxima o setor elétrico brasileiro da filosofia internacional conhecida como Safety by Design, cada vez mais presente em segmentos industriais de alto risco, como petróleo, gás, petroquímica, mineração e indústria química.

O tratamento dado ao risco de arco elétrico representa a mudança técnica mais significativa da revisão. Pela primeira vez, a norma incorpora de forma estruturada requisitos para avaliação, controle e mitigação desse risco, responsável por alguns dos acidentes mais graves envolvendo eletricidade no ambiente industrial. A nova redação exige a seleção adequada de equipamentos de proteção individual específicos para arco elétrico, introduz critérios alinhados às práticas da NFPA 70E e prevê a realização de

estudos de energia incidente para situações que extrapolem as condições contempladas nas tabelas padronizadas. Na prática, isso deverá impulsionar investimentos em estudos elétricos, modelagem de sistemas de proteção, relés inteligentes e modernização de painéis elétricos.

A atualização também fortalece os requisitos relacionados à análise de riscos. Antes da execução de qualquer atividade, deverão ser avaliados fatores como condições meteorológicas, trabalhos simultâneos,

sistemas de comunicação, procedimentos de emergência, rotas de evacuação, recursos de resgate e interferências externas que possam comprometer a segurança dos trabalhadores. A norma exige ainda maior formalização dos procedimentos operacionais, permissões de trabalho e mecanismos de supervisão das atividades.

No campo da capacitação profissional, a NR-10 promove uma reestruturação completa dos treinamentos obrigatórios. Além do treinamento básico de 40 horas, passam a existir módulos específicos para Sistema Elétrico de Potência (SEP), instalações de média e alta tensão, trabalhos em áreas classificadas, compartilhamento de infraestrutura e atuação de profissionais estrangeiros. Também foi instituída a obrigatoriedade de reciclagem periódica, reforçando o entendimento de que a atualização contínua do conhecimento é parte integrante da gestão dos riscos elétricos.

A documentação técnica passa a ocupar papel ainda mais estratégico. Organizações que operam instalações de média e alta tensão ou integram o Sistema Elétrico de Potência deverão manter atualizado o Prontuário das Instalações Elétricas (PIE), sob responsabilidade de profissional legalmente habilitado. O prontuário deverá reunir procedimentos, análises de risco, registros de treinamento, especificações de equipamentos de proteção coletiva e individual, ensaios elétricos, planos de emergência e demais documentos relacionados à segurança operacional.

Outro aspecto alinhado às tendências de transformação digital é a autorização explícita para utilização de documentação eletrônica. Registros de treinamento, análises de risco, permissões de trabalho e demais

documentos exigidos pela norma poderão ser emitidos, armazenados e gerenciados digitalmente, favorecendo a rastreabilidade, a integração com sistemas corporativos e a adoção de plataformas digitais de gestão de segurança.

A nova redação também dedica atenção especial às áreas classificadas, onde há presença potencial de atmosferas explosivas. Setores como petróleo e gás, petroquímica, química, biocombustíveis, mineração e indústria farmacêutica deverão observar requisitos mais rigorosos relacionados à certificação de equipamentos, inspeções periódicas, permissões de trabalho e análises de risco específicas para ambientes Ex. “Com relação ao tema “áreas classificadas”, a tendência mais significativa desta atual versão da NR-10/2026 para instalações em atmosferas explosivas, em relação à versão anterior de 2004, é a migração de uma abordagem predominantemente prescritiva para uma abordagem mais integrada ao gerenciamento de riscos indicados na NR-01 (Disposições gerais e gerenciamento de riscos ocupacionais), aproximando esta NR-10 dos conceitos atualmente adotados pela Série de Normas ABNT NBR IEC 60079 (Atmosferas explosivas) e pelos sistemas atuais de gestão de integridade de instalações “Ex”, com foco nas inspeções dos equipamentos e das instalações “Ex” “, destaca Bulgarelli. Além disso, a norma define de forma mais clara as situações caracterizadas como Grave e Iminente Risco (GIR), passíveis de embargo ou interdição pelas autoridades trabalhistas. Entre elas estão a ausência de medidas de proteção coletiva, falhas nos procedimentos de desenergização, utilização de trabalhadores não autorizados e inexistência de ensaios periódicos em equipamentos de

proteção.

A nova NR-10 representa uma evolução significativa da regulamentação brasileira de segurança elétrica. Ao incorporar conceitos de gestão de riscos, proteção contra arco elétrico, prevenção por projeto, capacitação especializada e digitalização documental, a norma aproxima o país das melhores práticas internacionais e impõe novos desafios para empresas intensivas em energia. Para setores como petróleo e gás, química, petroquímica, mineração, papel e celulose, alimentos e bebidas, farmacêutico e manufatura avançada, a adequação às novas exigências demandará investimentos em treinamento, engenharia, automação, estudos elétricos e sistemas de gestão, mas também poderá contribuir para a redução de acidentes, aumento da confiabilidade operacional e fortalecimento da cultura de segurança.

Bahia Oil & Gas 2026 fortalece Salvador como hub de O&G

Durante três dias do mês de Maio aconteceu em Salvador-BA, o maior evento de petróleo e gás do Norte e Nordeste no Brasil, a BOGE Bahia Oil & Gas Energy.

Foram mais de 10.200 visitantes, representantes de 21 países, 43 patrocinadores, 245 marcas na feira de negócios, 308 palestrantes em 39 painéis, 8 cursos formativos e 592 reuniões realizadas na Rodada de Negócios entre empresas compradoras e fornecedoras do setor.

Com uma ótima infra estrutura, o evento tem uma característica peculiar, a maioria dos stands são padronizados e abertos, o que gera uma sensação de integração para os visitantes, que ficam muito à vontade para conversar e tirar dúvidas técnicas com as empresas expositoras.

Entre as expositoras do evento, destacamos:

LESER reforça sua atuação

em Oil & Gas e amplia presença na

América do Sul

A LESER apresentou durante a exposição seu portfólio de válvulas de segurança voltado ao mercado de Oil & Gas, com destaque para aplicações onshore, segmento em que a empresa possui ampla presença no parque instalado de refinarias no Brasil.

Com atuação dedicada à proteção contra sobrepressão, a LESER atende aos principais requisitos técnicos da indústria, incluindo certificações ASME UV e VR. No Brasil, a empresa é certificada tanto para a montagem de válvulas de segurança novas quanto para

a execução de serviços de manutenção e reparo, inclusive em válvulas de outros fabricantes. Essa estrutura posiciona a LESER como uma fornecedora completa para aplicações críticas, oferecendo suporte técnico, confiabilidade operacional e atendimento especializado ao longo de todo o ciclo de vida dos equipamentos.

Além de seu estoque local, composto por aproximadamente 2.500 válvulas de segurança disponíveis para configuração final e atendimento ao mercado, a LESER conta com uma equipe multidisciplinar formada por profissionais especializados em engenharia de aplicação, vendas técnicas, gerenciamento de projetos, serviços em campo e atendimento offshore. Essa combinação permite à empresa atuar desde as fases iniciais de engenharia, como FEED e especificação técnica, até o acompanhamento da operação e manutenção das plantas industriais.

O segmento offshore também seguirá como um dos focos estratégicos da companhia. Durante a ROG.e 2026, que será realizada de 21 a 24 de setembro de 2026, no Riocentro, no Rio de Janeiro, a LESER prepara uma ação inédita para seus visitantes, reforçando sua

proximidade com o mercado de energia e sua atuação em projetos de alta complexidade.

Desde abril, a LESER Brasil passou a atuar como LESER South America, consolidando a unidade de Jacarepaguá, no Rio de Janeiro, como hub de atendimento para toda a América do Sul. A nova estrutura mantém a atuação dos distribuidores locais em seus respectivos mercados, agora com o suporte de uma equipe dedicada à região dentro da operação brasileira.

A ampliação da atuação regional deverá fortalecer a presença da LESER em projetos estratégicos de Oil & Gas na América do Sul, incluindo oportunidades relacionadas à Margem Equatorial, Guiana, Suriname e, futuramente, Venezuela, além de mercados relevantes como Chile e Argentina. A estratégia também contempla segmentos industriais com elevada demanda por soluções de segurança contra sobrepressão, como Papel e Celulose, Mineração e outros setores de processo.

Para conduzir essa nova etapa, a LESER South America contará com Joachim Fritz

como Diretor-Geral SAM, Paulo Poffo como Diretor Comercial Mercosul e Diego Prado na função de Desenvolvedor de Negócios. A estrutura reforça o compromisso da companhia em ampliar sua presença regional, fortalecer o relacionamento com clientes e parceiros e oferecer soluções técnicas alinhadas aos padrões globais da indústria.

NOVA SMAR apresenta novidades na BOGE 2026

A Nova Smar, empresa 100% nacional, com vendas e distribuição internacional, esteve presente na Bahia Oil & Gas Energy levando sua linha de transmissores inteligentes para pressão e densidade, posicionadores inteligentes para válvulas, seus computadores de vazão, e divulgou duas grandes novidades: a entrega de projetos sob EPC-TURNKEY, trabalhando desde a engenharia, gerenciamento, fabricação de SKIDS, integração de sistemas, automação e instrumentação, até os testes, comissionamento, start-up, tudo com a máxima confiabilidade!

A Nova Smar trabalha com grandes nomes do setor como Petrobras, Brava, PRIO, PetroRecôncavo, Origem e Carmo Energy.

Outra grande novidade é que a Nova Smar tornou-se associada da ABPIPAssociação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás, oferecendo gratuidade e grandes descontos aos membros da entidade para os treinamentos e cursos SMAR EAD (acesse aqui) pelo portal Smar Academy (acesse aqui)

Durante o evento também divulgou o O-PAS, O Padrão Dos Padrões, Open Process Automation™ Forum (OPAF), iniciativa do @The Open Group. O Fórum é um grupo baseado em um consenso de usuários finais, fornecedores, integradores de sistemas, organizações de padrões e entidades acadêmicas, que aborda questões técnicas e comerciais para automação de processos, que visa definir padrões para uma arquitetura de automação de processos aberta, interoperável e segura. Os padrões definidos pelo OPAF permitem o desenvolvimento de produtos que independentemente do fabricante são integrados facilmente por meio de uma arquitetura modular caracterizada por interfaces com padrão aberto. O OPAF não visa a criação de um novo padrão, a prioridade é selecionar padrões a partir das tecnologias industriais existentes. Saiba mais Durante os 3 dias do evento foram recebidos clientes e visitantes, que puderam saber mais sobre padrão aberto, treinamentos e tecnologias para produção, segurança e confiabilidade total!

AAPG: destravando oportunidades da exploração à implementação

O primeiro Simpósio Técnico e Cúpula de E&P Venezuela 2026, promovido pela American Association of Petroleum Geologists, reuniu executivos, geocientistas, operadores, consultorias, fornecedores e representantes governamentais nos dias 18 e 19 de maio, em Houston (EUA). Foi um dos eventos mais relevantes do ano para discussão sobre a possível reativação da indústria petrolífera venezuelana. O encontro ocorreu no contexto de forte reposicionamento geopolítico e energético da Venezuela no mercado internacional de hidrocarbonetos.

Organizado sob o tema “Unlocking Opportunities from Exploration to Implementation”, o evento teve como foco integrar geologia, exploração, infraestrutura, tecnologia, investimentos e ambiente regulatório, aproximando o debate técnico das novas perspectivas comerciais e operacionais do país sul-americano. Segundo a própria AAPG, o objetivo foi criar um espaço de diálogo técnico independente sobre potencial exploratório, riscos de superfície (above-ground risks), infraestrutura energética e recuperação da capacidade produtiva venezuelana.

A programação técnica abordou temas como potencial exploratório das bacias venezuelanas; desenvolvimento de petróleo pesado da Faixa do Orinoco; tecnologias digitais para exploração e produção;

integração entre subsuperfície, produção e otimização operacional; infraestrutura de gás natural; desafios regulatórios e geopolíticos; modernização de ativos maduros; estratégias para atração de capital internacional.

Entre os destaques esteve a participação inédita de representantes de alto nível do governo venezuelano e da estatal PDVSA em território norte-americano após as mudanças políticas ocorridas no país em 2026. A ministra do Petróleo, Paula Henao, e o vice-presidente de E&P da PDVSA, Jovanny Martínez, participaram do encontro e realizaram reuniões privadas com empresas do setor energético e fornecedores de equipamentos.

A delegação venezuelana buscou transmitir ao mercado internacional a necessidade urgente de reconstrução da infraestrutura petrolífera do país, incluindo demanda por bombas, compressores de gás, válvulas, sistemas de elevação artificial, químicos industriais, tubulações

e equipamentos de perfuração e processamento.

Eixo importante do simpósio foi a discussão sobre a retomada da produção venezuelana de petróleo pesado. A AAPG relembrou que a Venezuela possui cerca de 300 bilhões de barris de reservas provadas, equivalentes a aproximadamente 17% das reservas mundiais, mas enfrenta limitações estruturais severas relacionadas à degradação operacional, escassez de diluentes, envelhecimento da infraestrutura e insegurança jurídica.

O encontro também evidenciou a crescente convergência entre geociências e tecnologias digitais, discutindo interpretação sísmica avançada, integração de dados geológicos e operacionais, inteligência artificial

@Divulgação

aplicada ao upstream, modelagem de reservatórios, otimização de ativos maduros e monitoramento de produção orientado por dados.

A presença de empresas internacionais e consultorias técnicas reforçou a percepção de que o mercado acompanha atentamente a possível reabertura venezuelana ao capital estrangeiro - companhias como Repsol e Maurel & Prom estiveram entre os palestrantes.

Além do conteúdo técnico, o simpósio teve forte caráter estratégico e geopolítico.

Painéis debateram a reinserção da Venezuela no mapa energético hemisférico, especialmente diante da busca dos Estados Unidos por maior segurança energética regional e diversificação de suprimentos pesados para o parque de refino norteamericano.

Segundo a AAPG, a proposta do evento foi promover um debate “baseado em ciência e realidade operacional”, evitando especulações políticas e concentrandose na viabilidade técnica e econômica da recuperação da indústria venezuelana.

No Simpósio Técnico e Cúpula de E&P da AAPG Venezuela 2026, a Ministra dos Hidrocarbonetos, Paula Henao, destacou a sólida colaboração com entidades internacionais. Entre os anúncios, estava o aumento previsto nos investimentos no país, impulsionado pelas nossas vastas reservas e recursos de gás.

Encontro de reguladores

O Encontro ARIAE 2026 foi uma plataforma ibero-americanas de debate regulatório no setor energético que reuniu em Madri, entre 11 e 14 de maio, representantes de agências reguladoras, autoridades governamentais, especialistas técnicos e entidades multilaterais para discutir os desafios da transição energética, modernização regulatória, segurança energética e

integração regional. O evento foi promovido pela Associação Ibero-Americana de Entidades Reguladoras da Energia, a ARIAE, em parceria com a Associação dos Reguladores de Energia de Língua Oficial Portuguesa, a RELOP.

A programação técnica ocorreu sob coordenação da Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, reguladora

A ARIAE funciona como uma plataforma de troca de experiências e conhecimento entre entidades reguladoras da energia de países ibero-americanos. Além disso, promove a cooperação em áreas de interesse comum, incluindo pesquisa e desenvolvimento, e organiza eventos como seminários e fóruns. A Agência reúne organismos reguladores de energia de 20 países ibero-americanos: Argentina, Bolívia, Brasil, Chile, Colômbia, Costa Rica, Cuba, Equador, El Salvador, Espanha, Guatemala, Honduras, México, Nicarágua, Panamá, Peru, Portugal, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguai, e o regulador do mercado da América Central, Comissão Regional de Interconexão Elétrica (CRIE).

A RELOP é uma organização internacional, focada na promoção de capacitação profissional e partilha de conhecimento entre especialistas e profissionais das Entidades-Membro. A Associação tem como membros fundadores 5 reguladores energéticos de Angola, Brasil, Cabo Verde e Portugal. Mais tarde, juntaram-se representantes de Moçambique e São Tomé e Príncipe. Atualmente, é composta por 12 membros, mantendo-se aberta a novos reguladores energéticos de Países de Língua Oficial Portuguesa.

espanhola conhecida pela sigla CNMC, e incluiu assembleias institucionais, conferências internacionais, grupos de trabalho e painéis temáticos voltados à transformação dos sistemas energéticos em países ibero-americanos. Segundo a própria ARIAE, o encontro buscou fortalecer a cooperação técnica entre reguladores diante de desafios comuns relacionados à descarbonização, digitalização das redes, modernização dos marcos regulatórios, expansão das energias renováveis e proteção dos consumidores.

“O Papel da Regulação para Garantir a Acessibilidade Face às Mudanças da Transição Energética” foi palestra inaugural conduzida pelo Dr. Ignacio Pérez Arriaga, professor emérito do MIT e da Universidad Pontificia Comillas, exconselheiro do Consejo de Seguridad Nuclear da Espanha e fundador da African School of Regulation. A intervenção do especialista espanhol consolidou uma das principais linhas conceituais do encontro: a percepção de que a transição energética somente será sustentável se conseguir preservar simultaneamente acessibilidade econômica, segurança energética e inclusão social.

A sessão teve como objetivo discutir o papel estratégico da regulação na garantia do acesso universal à energia e na preservação da modicidade tarifária diante das profundas transformações estruturais impostas pela descarbonização das economias. A conferência ressaltou que a migração para sistemas de baixo carbono exige investimentos massivos em infraestrutura, digitalização e modernização das redes energéticas, ao mesmo tempo em que cresce a dependência da sociedade em relação à eletricidade e aos serviços energéticos.

A fala do Dr. Ignacio Pérez Arriaga concentrou-se justamente nesse dilema regulatório: como acelerar a transição energética sem comprometer o acesso da população à energia a preços acessíveis. Ao longo de sua trajetória acadêmica e

regulatória, o pesquisador espanhol tem defendido que a energia deixou de ser apenas uma commodity para tornar-se um vetor central de desenvolvimento econômico, estabilidade social e inclusão. Sua produção acadêmica enfatiza que políticas energéticas eficazes dependem da integração entre planejamento técnico, regulação econômica e mecanismos de financiamento capazes de garantir sustentabilidade de longo prazo.

As discussões enfatizaram que a regulação energética precisa incorporar explicitamente critérios de acessibilidade econômica (affordability), especialmente em países emergentes e economias vulneráveis. O conceito envolve não apenas o preço da energia, mas também estabilidade tarifária, previsibilidade regulatória e proteção aos consumidores mais expostos à volatilidade

@GuillermoGumiel

energética. A própria Aneel – Agência Nacional de Energia Elétrica destacou que os organismos reguladores da região enfrentam simultaneamente pressões ligadas à transição energética, inovação tecnológica e proteção do consumidor.

Um dos marcos políticos do encontro foi a posse do diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, na presidência da ARIAE para o mandato 2026-2027. A eleição reforçou o protagonismo brasileiro nas discussões regulatórias regionais em um momento de forte pressão sobre os sistemas energéticos globais. Durante a cerimônia, Feitosa destacou que os reguladores enfrentam simultaneamente desafios ligados à segurança do abastecimento, sustentabilidade, inovação tecnológica e acessibilidade tarifária.

Em paralelo, o diretor da Aneel, Fernando Mosna, conduziu debates do grupo de trabalho sobre transição energética da RELOP, com foco em políticas regulatórias para descarbonização, digitalização das redes elétricas e integração de novas tecnologias energéticas. As discussões enfatizaram o impacto crescente da geração distribuída, armazenamento energético, hidrogênio de baixo carbono, redes inteligentes e eletrificação da economia sobre os modelos regulatórios tradicionais.

A conferência internacional ARIAE–RELOP teve como tema central “A independência do regulador como pilar para a transição energética”, refletindo uma preocupação crescente no setor energético internacional: a necessidade de estruturas regulatórias

estáveis e tecnicamente independentes para viabilizar investimentos em infraestrutura energética de longo prazo. O debate envolveu mecanismos de governança, previsibilidade regulatória, segurança jurídica e atração de capital para projetos de modernização energética.

Além do setor elétrico, o encontro também integrou reguladores ligados aos mercados de petróleo, gás natural e combustíveis e a ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis participou das reuniões técnicas por meio dos diretores Symone Araújo, Fernando Moura e Daniel Maia que abordaram temas como transição energética, independência regulatória e integração entre mercados energéticos ibero-americanos.

Outro aspecto relevante do encontro foi a ampliação das discussões sobre digitalização do setor energético. Reguladores debateram o avanço da inteligência artificial, automação, análise massiva de dados, medição inteligente e cibersegurança como elementos centrais da nova infraestrutura energética digital. A crescente

@Divulgação

complexidade operacional das redes elétricas, impulsionada pela expansão de fontes renováveis intermitentes, foi apontada como um dos principais desafios técnicos para os reguladores da próxima década.

A ARIAE destacou ainda a importância da cooperação internacional entre os países membros para acelerar a capacitação técnica e a harmonização regulatória em temas estratégicos. Atualmente, a associação reúne reguladores de 20 países ibero-americanos, além da Comissão Regional de Interconexão Elétrica da América Central. A entidade atua como fórum permanente de intercâmbio técnico e institucional desde sua criação em 2000.

No plano institucional, o encontro também marcou mudanças internas relevantes na governança da associação. A diretora de energia da CNMC, Rocío Prieto, foi anunciada

como nova secretária executiva da ARIAE, reforçando o papel da Espanha como um dos polos técnicos da cooperação regulatória ibero-americana.

As discussões do Encontro ARIAE 2026 evidenciaram que os reguladores energéticos passaram a ocupar posição estratégica no equilíbrio entre expansão das energias renováveis, estabilidade dos sistemas elétricos, modernização tecnológica e viabilidade econômica dos mercados de energia. Em um cenário internacional marcado por eletrificação acelerada, volatilidade geopolítica e pressão por descarbonização, o consenso predominante foi que a regulação deixou de ser apenas um instrumento administrativo e passou a funcionar como elemento central da arquitetura da transição energética global.

Gas Week 2026

A Gas Week 2026 consolidou-se como o principal fórum estratégico do mercado brasileiro de gás natural e biometano, reunindo em Brasília, nos dias 28 e 29 de abril, executivos da indústria, reguladores, agentes financeiros, formuladores de políticas públicas e representantes do governo federal em um momento decisivo para a reconfiguração do setor energético nacional. Organizado pela agência eixos, o encontro ocorreu no Centro de Convenções Brasil 21.

A abertura institucional reuniu lideranças da ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, Abegás, Abiogás, Abrace, Abpip e Ministério de Minas e Energia. O eixo político do encontro girou em torno da tentativa do governo federal de reposicionar o gás natural como instrumento de competitividade industrial e vetor de transição energética. Segundo o Ministério de Minas e Energia, as diretrizes apresentadas

pelo secretário Renato Dutra priorizam ampliação da oferta, redução de custos e modernização regulatória.

O encontro ocorreu num momento em que o Brasil tenta transformar o gás natural em instrumento de política industrial e em plataforma de transição energética de baixo carbono, especialmente diante da expansão da produção associada do Pré-sal e do avanço do biometano.

Ao longo dos debates, ficou evidente a convergência entre três vetores centrais: expansão da oferta nacional, necessidade de infraestrutura e previsibilidade regulatória.

A discussão sobre os cinco anos da Nova Lei do Gás permeou praticamente todos os painéis, reforçando o entendimento de que o setor ingressa agora numa segunda fase de maturação, menos concentrada na abertura formal do mercado e mais voltada à viabilização física e econômica do crescimento da demanda.

O diretor executivo da ATGás, Rogério Manso, sintetizou esse movimento ao afirmar que o setor vive “um verdadeiro choque de oferta com potencial para transformar o mercado”, se referindo ao crescimento esperado da produção nacional, impulsionado por projetos como Rota 3, Raia e Sergipe Águas Profundas. Segundo ele, “aumento da produção líquida de gás disponível será equivalente a uma nova Bolívia”, numa referência ao potencial adicional de cerca de 30 milhões de m3/d. O executivo destacou ainda que o transporte de gás passa por um ciclo de investimentos superiores a R$ 30 bilhões até 2033, enfatizando que “investimentos em infraestrutura de transporte e gás natural são intensivos em capital e de longo prazo. Exigem previsibilidade regulatória, estabilidade institucional e clareza nas regras do jogo”.

A infraestrutura apareceu como um dos temas mais sensíveis da Gas Week 2026. O debate sobre escoamento offshore, processamento, acesso aos gasodutos e revisão tarifária revelou preocupação crescente do mercado com a capacidade física de monetizar a expansão da produção do Pré-sal. Representantes da TBG, TAG, PPSA e ANP convergiram no diagnóstico de que o principal desafio brasileiro já não é geológico, mas logístico e regulatório. A EPEEmpresa de Pesquisa Energética, Empresa de Pesquisa Energética, reforçou essa visão ao apresentar estudos ligados ao PDE 2035 e ao Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano, mostrando que o país corre o risco de ampliar a produção sem conseguir transformar plenamente a oferta potencial em gás competitivo para a indústria.

O eixo regulatório da conferência ganhou força com o discurso do diretor-geral da ANP, Artur Watt Neto, que anunciou a publicação da Portaria 356/2026 e da Instrução Normativa 24/2026, reformulando a governança decisória da agência. Ao celebrar os cinco anos da Nova Lei do Gás, ele ressaltou que o projeto “é de Estado, transcende os governos” e afirmou que a ANP vem acelerando a implementação regulatória do novo mercado. Segundo Watt, “o setor está

vendo como as coisas estão saindo no ritmo prometido, além do ritmo prometido”. A nova governança da agência foi apresentada como mecanismo para dar maior dinamismo às pautas relacionadas ao aumento do comércio de gás, revisão tarifária, escoamento e ampliação do número de agentes. O dirigente também reforçou que o atual cenário geopolítico internacional cria oportunidade inédita para o gás sul-americano, afirmando que “a ampla disponibilização do gás natural brasileiro e da América do Sul pode trazer

avanço e benefício para o país como um todo”. O tema da revisão tarifária do transporte também ganhou centralidade técnica: representantes da TBG defenderam processos regulatórios mais estruturados, transparentes e coordenados, ressaltando a necessidade de previsibilidade para viabilizar investimentos em expansão da infraestrutura. A discussão evidenciou um dos principais desafios do mercado brasileiro: equilibrar abertura concorrencial com remuneração adequada dos ativos de transporte.

O secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Renato Dutra, representando o ministro Alexandre Silveira, fez um discurso político: a linha central apresentada pelo ministério foi a transformação do gás natural em vetor de competitividade industrial, segurança energética e transição energética. O posicionamento consolidou uma mudança importante na política energética brasileira: o gás deixou de ser tratado apenas como combustível de transição para assumir papel estruturante na reindustrialização. O governo passou a associar diretamente o desenvolvimento da infraestrutura de gás à competitividade da siderurgia, fertilizantes, petroquímica, geração termelétrica e produção de baixo carbono.

A Gas Week 2026 também aprofundou o debate sobre integração energética regional. Rogério Manso defendeu explicitamente maior integração com a Argentina e com novas fontes regionais de suprimento, afirmando que “o futuro nos traz oportunidades ímpares com a perspectiva de aumento de ofertas de gás de novas bacias nacionais, do crescimento do biometano e da integração com a Argentina”. A discussão ganhou relevância diante das transformações geopolíticas globais e da percepção de que a América do Sul pode se tornar um polo integrado de segurança energética baseada em gás e renováveis.

O presidente da Abrace, Paulo Pedrosa, apresentou uma das análises mais contundentes do encontro ao descrever dois cenários extremos para o futuro do gás no Brasil. Num primeiro cenário, segundo ele, o país continuaria convivendo com tarifas crescentes, baixa competitividade e perda de mercado para eletrificação e outras fontes energéticas. “Nós vamos continuar vendendo pouco gás a um preço mais alto”, afirmou. No cenário oposto, Pedrosa descreveu o gás como elemento central da transformação industrial e energética brasileira, defendendo expansão do consumo, integração latino-americana e uso do gás como plataforma de descarbonização industrial. “O gás vai ser o combustível que vai fazer a transição energética”, declarou. Em outro momento, reforçou que o país precisa “sair desse

equilíbrio mediano” e construir um novo patamar baseado em maior volume, menor custo e integração energética regional. Para ele, “o Brasil está numa posição que o mundo inteiro inveja” em razão da combinação entre recursos minerais, agricultura, renováveis e potencial energético.

Um dos principais temas da Gas Week 2026 foi a revisão do modelo de acesso às infraestruturas essenciais. Especialistas e executivos discutiram os gargalos relacionados a gasodutos de transporte, escoamento offshore, unidades de processamento e terminais de GNL – o que é especialmente relevante diante da expectativa de crescimento da produção associada do Pré-sal e da necessidade de evitar restrições físicas à expansão do mercado livre de gás.

A PPSA teve participação relevante no encontro ao discutir alternativas para comercialização do gás da União e mecanismos de contratação de infraestrutura. O diretorpresidente da empresa, Luis Fernando Paroli, afirmou que existe demanda reprimida significativa no mercado consumidor e destacou que a estatal avalia contratar infraestrutura diretamente ou utilizar a Petrobras como agente comercializador para viabilizar futuros leilões de gás natural da União.

A edição de 2026 também aprofundou a discussão sobre integração entre gás natural e setor elétrico, especialmente após o LRCAP 2026. O leilão foi debatido como

possível indutor de novos investimentos em termelétricas e infraestrutura de suprimento. Executivos e reguladores discutiram os impactos da contratação de capacidade sobre expansão da malha de transporte, flexibilidade operacional e monetização do gás nacional.

O biometano apareceu como um dos temas mais estratégicos da edição de 2026, especialmente pela tentativa do setor de integrá-lo à infraestrutura existente de gás natural. Distribuidoras e produtores discutiram mecanismos de financiabilidade, contratos de longo prazo, certificação de carbono e integração operacional. A plenária

dedicada ao tema discutiu descarbonização industrial, financiabilidade de projetos, integração às redes existentes e novos modelos de contratação. O avanço do biometano foi tratado como elemento central da estratégia brasileira de redução de emissões sem abandono da infraestrutura já existente de gás natural.

A participação da CEGÁS em painéis e na Arena Match chamou atenção por apresentar modelos considerados pioneiros no país, incluindo uso da plataforma Open Gás para negociações spot e operações envolvendo comercialização flexível e injeção de biometano na rede de distribuição. O setor passou a tratar o biometano não apenas como nicho ambiental, mas como componente efetivo da segurança energética e da descarbonização industrial.

A homenagem ao senador Laércio Oliveira foi um dos momentos simbólicos da conferência. Relator da Nova Lei do Gás no Senado, Laércio foi reconhecido como um dos principais articuladores da abertura do mercado brasileiro. A homenagem teve forte caráter institucional ao reafirmar o compromisso do setor com segurança jurídica, estabilidade regulatória e concorrência. Durante o evento, o senador criticou medidas intervencionistas associadas a subsídios e afirmou que “isso promove uma confusão gigantesca no setor”, em referência às preocupações do mercado com previsibilidade regulatória.

Um movimento importante da edição de 2026 foi a consolidação do chamado “Círculo de Líderes Gás”, espaço que funcionou na prática como núcleo executivo da conferência, reunindo representantes de Petrobras, Equinor, Shell, Galp, Eneva, Origem Energia, TAG, TBG, PPSA, ANP, EPE e grandes consumidores industriais. O fórum refletiu a sofisticação crescente do mercado brasileiro de gás, cada vez mais integrado

financeiramente, digitalizado e conectado à agenda de competitividade industrial.

A criação da Arena Gas Match reforçou essa profissionalização ao estruturar um ambiente de matchmaking comercial entre produtores, comercializadores, consumidores industriais e agentes financeiros, sinalizando que o mercado livre de gás começa a ganhar escala operacional no Brasil.

A Gas Week 2026 revelou ainda uma mudança importante na percepção estratégica do gás natural no Brasil. Se nos anos anteriores o debate esteve concentrado em abertura de mercado e competição, a edição de 2026 ampliou o foco para temas ligados à resiliência energética, estabilidade regulatória, flexibilidade operacional e descarbonização industrial. O consenso predominante entre os participantes foi que o gás natural tende a ocupar posição intermediária estratégica na transição energética brasileira, funcionando simultaneamente como combustível de segurança, insumo industrial e plataforma de integração com gases renováveis.

@Eixos

Círculo de Líderes Gás: o novo

núcleo estratégico do mercado brasileiro

A Gas Week 2026 consolidou o chamado “Círculo de Líderes Gás” como um dos espaços mais influentes do setor energético brasileiro. O fórum reuniu CEOs, reguladores, produtores, transportadores, distribuidoras, comercializadores, consumidores industriais e agentes financeiros em um ambiente voltado a decisões estratégicas de alto nível. Na prática, o Círculo de Líderes funcionou como núcleo executivo da conferência, concentrando debates sobre revisão tarifária, acesso às infraestruturas, gas release, mercado livre, monetização do gás da União, biometano, segurança energética e integração regional.

O ambiente refletiu uma transformação importante do mercado brasileiro e o Círculo de Líderes acabou funcionando como um retrato da nova arquitetura do mercado brasileiro de gás: mais sofisticado, mais integrado financeiramente e cada vez mais conectado à estratégia industrial e energética nacional.

Desafios da Aviação para os próximos 5 anos

A discussão sobre os próximos ciclos de transformação da aviação civil brasileira ganhou densidade estratégica durante o workshop “Desafios da Aviação Civil –Próximos 5 Anos”, promovido pela Agência Nacional de Aviação Civil (ANAC) em Brasília, no dia 20 de maio. O encontro integrou a construção do Planejamento Estratégico 2027–2030 da agência reguladora e reuniu representantes de companhias aéreas, aeroportos, indústria, governo, instituições financeiras e especialistas para discutir os principais vetores de mudança do setor aéreo brasileiro.

O evento foi estruturado em três grandes eixos temáticos ao longo do mês de maio: “Mercado e Conectividade”, “Inovação e Segurança” e “Sustentabilidade e Pessoas”. Segundo a ANAC, o objetivo central foi consolidar insumos técnicos e regulatórios para orientar as prioridades institucionais da agência diante de um cenário marcado por transformação digital, pressão ambiental, necessidade de expansão regional e mudanças estruturais no

transporte aéreo global.

Na abertura dos debates, o presidente da ANAC, Tiago Faierstein, destacou a necessidade de construção colaborativa de políticas públicas para garantir competitividade, sustentabilidade financeira e segurança operacional ao setor aéreo brasileiro. A programação inaugural reuniu executivos da Azul Linhas Aéreas, Gol Linhas Aéreas, LATAM Airlines, operadores regionais, concessionárias aeroportuárias e representantes do governo federal para discutir os gargalos históricos da aviação nacional, incluindo custos operacionais, infraestrutura, judicialização, financiamento e conectividade regional.

O eixo “Mercado e Conectividade” concentrou parte importante das discussões econômicas. O secretário nacional de Aviação Civil, Daniel Longo, afirmou que a sustentabilidade econômica do setor dependerá da criação de um ambiente regulatório mais competitivo, menos oneroso e com maior previsibilidade jurídica. Durante os painéis, ganhou destaque a Agenda ConectAR, programa do Ministério de Portos e Aeroportos que reúne 38 medidas voltadas à ampliação da conectividade aérea, redução de custos estruturais e atração de novos operadores para o mercado brasileiro.

Segundo os participantes, a aviação regional continuará sendo um dos maiores desafios estruturais do país nos próximos anos. O Brasil possui forte concentração de tráfego em poucos aeroportos e baixa densidade de rotas em regiões interioranas, especialmente Norte e Centro-Oeste. O debate abordou modelos de financiamento aeroportuário, concessões regionais, integração multimodal e incentivos regulatórios para expansão da malha aérea em cidades médias.

Na etapa dedicada à inovação e tecnologia, a ANAC colocou em pauta temas considerados críticos para o futuro da aviação mundial, incluindo digitalização

regulatória, automação operacional, inteligência artificial, segurança cibernética, mobilidade aérea avançada e integração de aeronaves autônomas ao espaço aéreo brasileiro. Os debates envolveram representantes da indústria aeronáutica, operadores e especialistas em segurança operacional.

Entre os temas tecnológicos mais discutidos estiveram os eVTOLs — aeronaves elétricas de decolagem e pouso vertical — apontados como uma das principais tendências da mobilidade aérea urbana para a próxima década. O setor também avalia desafios relacionados à certificação dessas aeronaves, integração ao controle de tráfego aéreo e adaptação regulatória para novos modelos de operação.

A transformação digital da própria ANAC também apareceu como prioridade institucional. A agência vem acelerando iniciativas de digitalização de processos regulatórios, autenticação segura de usuários, integração de sistemas e ampliação do uso de dados para fiscalização e monitoramento operacional. Recentemente, a ANAC anunciou a implementação obrigatória de autenticação multifator (MFA) em seus sistemas críticos, incluindo SACI

e plataformas de certificação aeronáutica, como parte do fortalecimento da segurança cibernética institucional.

O terceiro eixo do workshop, “Sustentabilidade e Pessoas”, concentrou discussões sobre descarbonização da aviação, combustíveis sustentáveis, infraestrutura verde e formação de mão de obra especializada. O avanço das metas climáticas globais associadas à Organização da Aviação Civil Internacional e ao programa CORSIA vem pressionando companhias aéreas, fabricantes e governos a acelerar estratégias de redução de emissões de carbono.

Nesse contexto, o SAF (Sustainable Aviation Fuel) apareceu como principal vetor tecnológico de descarbonização da aviação comercial nas próximas décadas. Especialistas destacaram que o combustível sustentável pode reduzir em até 80% as emissões de carbono ao longo do ciclo de vida em comparação ao querosene fóssil convencional, dependendo da rota tecnológica utilizada.

O Brasil é visto internacionalmente como um dos países com maior potencial para produção de SAF devido à disponibilidade de biomassa, etanol, resíduos agrícolas e capacidade já instalada na indústria de biocombustíveis. Entretanto, os debates ressaltaram que a expansão desse mercado ainda enfrenta obstáculos relevantes relacionados a custo de produção, certificação internacional, logística, financiamento e escala industrial.

Entre as rotas tecnológicas mais debatidas estiveram HEFA-SPK (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids) e Alcohol-to-Jet (ATJ), consideradas hoje as alternativas mais maduras para produção de SAF em larga

escala. Especialistas defenderam políticas públicas de incentivo, mecanismos de crédito de carbono, marcos regulatórios específicos e instrumentos financeiros capazes de tornar o combustível economicamente competitivo frente ao querosene convencional.

A questão energética também ganhou centralidade nas discussões. Representantes do setor alertaram que a transição energética da aviação exigirá investimentos bilionários em infraestrutura aeroportuária, logística de abastecimento, armazenamento de novos combustíveis e modernização de frotas. Além do SAF, ganharam espaço debates sobre hidrogênio renovável, eletrificação parcial de sistemas aeroportuários e ganhos de eficiência operacional por meio de inteligência artificial e gestão avançada de tráfego aéreo.

Um ponto recorrente foi a preocupação com formação e retenção de profissionais especializados. O setor enfrenta envelhecimento da mão de obra, escassez de técnicos altamente qualificados e necessidade crescente de atualização profissional diante da digitalização acelerada da indústria aeronáutica. A ANAC destacou que os desafios da próxima década não serão apenas tecnológicos, mas também humanos e regulatórios.

Ao final do encontro, a agência reforçou que as contribuições consolidadas nos workshops servirão de base para definição das prioridades estratégicas da ANAC até 2030. O processo inclui consultas públicas, participação setorial e integração entre governo, indústria e operadores para construção de uma agenda de aviação alinhada às transformações globais do setor aéreo.

Brazil Forum UK 2026

O Brazil Forum UK 2026 encerrou sua 11ª edição consolidando-se como espaço de articulação entre academia, formuladores de políticas públicas, setor privado e sociedade civil para discutir o posicionamento estratégico do Brasil diante das transformações geopolíticas, tecnológicas e ambientais em curso no cenário global. Realizado nos dias 16 e 17 de maio na Universidade de Oxford, o encontro reuniu autoridades públicas, ministros, pesquisadores, executivos, especialistas em inovação, lideranças indígenas e representantes institucionais sob o tema “Brasil líder de uma nova ordem global”.

Um dos momentos centrais foi a palestra do presidente do Supremo Tribunal Federal, Luís Roberto Barroso, que conduziu uma reflexão sobre os impactos estruturais da inteligência artificial sobre a democracia, a ética, a circulação da informação e a própria condição humana. Na palestra “Algo Novo sob o Sol: Inteligência Artificial, Ética e a Proteção da Condição Humana”, Barroso

destacou que a revolução tecnológica em curso transcende a dimensão digital e passa a alterar profundamente a experiência humana contemporânea. Ao abordar os efeitos combinados da inteligência artificial, da biotecnologia, da engenharia genética e da chamada “internet dos sentidos”, o ministro defendeu a construção de mecanismos regulatórios internacionais capazes de preservar valores democráticos e garantir o uso socialmente responsável das novas tecnologias. Sua fala ganhou

forte repercussão ao associar diretamente a expansão da inteligência artificial aos riscos de desinformação, radicalização digital, discursos de ódio e erosão da confiança pública, alertando para a crescente dificuldade de distinguir o que é verdadeiro no ambiente digital contemporâneo.

A dimensão geopolítica do fórum foi reforçada justamente pela leitura apresentada por Barroso de que o Brasil

possui condições de assumir protagonismo internacional numa nova arquitetura global baseada em democracia, sustentabilidade, cooperação multilateral e segurança institucional. A repercussão das declarações ampliou o alcance político do evento no debate público brasileiro ao posicionar o país como potencial articulador de agendas internacionais ligadas à transição energética, governança climática e regulação tecnológica.

A agenda climática e ambiental ocupou posição estratégica dentro da programação do fórum. O painel “Novo Multilateralismo Climático: Da Negociação à Implementação” reuniu representantes do governo federal, lideranças indígenas e especialistas em sustentabilidade para discutir os desafios da implementação dos compromissos ambientais globais e o papel brasileiro nas negociações internacionais. Lucia Baré, presidente da FUNAI, trouxe ao debate reflexões sobre justiça climática, responsabilidade histórica das economias mais poluentes e os impactos do negacionismo climático sobre populações que atuam diretamente na preservação ambiental. Já Aloísio Melo abordou os desafios das negociações internacionais envolvendo combustíveis fósseis e destacou a centralidade do tema nas discussões preparatórias para a COP30. No mesmo painel, Julia Cruz ressaltou que prosperidade econômica e dignidade social precisam ser elementos estruturantes da transição climática brasileira, reforçando que a realização da COP30 no Brasil acelerou a formulação de políticas voltadas à neutralidade de carbono e ao fortalecimento da bioeconomia.

@Divulgação

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A transição energética foi outro eixo de elevada repercussão internacional e a presidente da ABEEólica, Elbia Gannoum, participou do painel “Além do Petróleo: O Mapa da Transição Justa no Brasil”, no qual foram discutidos os desafios técnicos, regulatórios, financeiros e sociais associados à reconfiguração da matriz energética brasileira no período pós-COP30. O debate abordou desde expansão das renováveis e acesso à energia até proteção de trabalhadores, soberania energética e inclusão territorial, reforçando o entendimento de que o Brasil reúne condições singulares para liderar uma transição energética de baixo carbono apoiada em recursos naturais, capacidade renovável e integração industrial.

A proposta do debate foi analisar os contornos do chamado “Mapa do Caminho para a Transição para longe dos Combustíveis Fósseis”, tema que ganhou força internacional após as discussões da COP30 e das negociações multilaterais sobre descarbonização.

A participação de Elbia Gannoum teve destaque especialmente por conectar o debate climático internacional à realidade da infraestrutura energética brasileira e discutir os desafios técnicos, políticos, financeiros e sociais da transição energética nacional, além da necessidade de construção de uma agenda pós-COP30 “mais inclusiva, soberana e alinhada ao desenvolvimento sustentável”. Também foram destacadas reflexões sobre governança climática, acesso à energia, proteção de trabalhadores e territórios impactados pela mudança da matriz energética e o papel estratégico do Brasil na liderança global das renováveis.

O painel dialogou diretamente com o cenário internacional criado após a COP30, quando o Brasil passou a defender de

forma mais estruturada um roteiro global de afastamento gradual dos combustíveis fósseis. O chamado “Mapa do Caminho” tornou-se uma das principais bandeiras diplomáticas brasileiras nas negociações climáticas recentes, apoiado por dezenas de países, ainda que sem consenso final nas negociações multilaterais.

A programação oficial do fórum posicionou o debate energético como tema estratégico para a liderança brasileira em um mundo multipolar. A descrição do painel enfatizou que a transição energética não poderia ser tratada apenas como questão ambiental, mas também como desafio industrial, geopolítico e social, envolvendo financiamento, desenvolvimento tecnológico, segurança energética e proteção econômica de regiões dependentes de combustíveis fósseis.

Dentro desse contexto, a presença de Elbia Gannoum reforçou a defesa da expansão das energias renováveis como vetor de competitividade internacional do Brasil.

O debate em Oxford também refletiu

@ArquivopessoalElbiaGannoum

preocupações crescentes do setor com estabilidade regulatória, financiamento da infraestrutura verde e formação de cadeias industriais nacionais ligadas à transição energética.

O avanço da inteligência artificial e da desinformação também esteve no centro das discussões institucionais.

O painel “A Realidade em Disputa: Inteligência Artificial e a Erosão da Verdade Comum” reuniu especialistas para discutir os impactos das plataformas digitais sobre a democracia, a circulação da informação e a confiança pública. Mario Aquino Alves destacou os desafios regulatórios associados à inteligência artificial e defendeu a construção de modelos globais de governança tecnológica. Ergon Cugler abordou os impactos institucionais das big techs e as limitações crescentes dos Estados nacionais diante do avanço das plataformas digitais. Já Rose Marie Santini enfatizou a necessidade de transparência de dados e alertou para os riscos provocados pela concentração de informações estratégicas sob controle privado das grandes plataformas tecnológicas.

A segurança institucional e o combate aos fluxos ilícitos internacionais também ganharam destaque no fórum. O presidente do Conselho de Controle de Atividades Financeiras, Ricardo Andrade Saadi, participou do painel “Crime Organizado, Fluxos Ilícitos e Segurança Pública: Follow

the Money enquanto estratégia para a mudança estrutural”, dedicado à discussão de mecanismos contemporâneos de rastreamento financeiro, combate à lavagem de dinheiro e cooperação internacional contra organizações criminosas transnacionais. O debate reforçou a crescente centralidade da inteligência financeira como instrumento de proteção institucional em um ambiente global marcado pela sofisticação dos fluxos ilícitos e pela expansão do crime organizado transnacional.

A educação apareceu como dimensão estratégica da agenda de desenvolvimento brasileiro no painel “As Fronteiras da Educação no Brasil: Desafios Estratégicos para a Próxima Década”. Gabriela Lotta destacou os desafios permanentes de implementação de políticas públicas educacionais num país marcado por desigualdades estruturais e complexidade federativa. José Henrique Paim Fernandes enfatizou a necessidade de maior coordenação entre União, estados e municípios para viabilizar uma agenda educacional integrada. Já Olavo Nogueira Filho defendeu uma abordagem sistêmica e articulada para o cumprimento das metas do Plano Nacional de Educação, reforçando a necessidade de continuidade institucional das políticas públicas educacionais.

O fortalecimento das iniciativas brasileiras de impacto social apresentadas em Oxford foi destacado pelo Prêmio Josué de Castro de Impacto Social, que recebeu 342 candidaturas de projetos voltados à transformação social em diferentes territórios brasileiros. Entre os vencedores estiveram o projeto Retratos das Enchentes, do Instituto Decodifica, voltado ao mapeamento dos impactos climáticos em periferias urbanas; o Instituto Mondó, reconhecido pelo trabalho de desenvolvimento territorial sustentável no arquipélago do Marajó; e a Associação Égide, premiada por iniciativas de combate à pobreza multidimensional e fortalecimento comunitário em Rio das Ostras. A premiação reforçou a proposta do fórum de aproximar universidades, investidores, lideranças públicas e organizações civis em torno de soluções práticas para desigualdades estruturais brasileiras.

O ambiente acadêmico de Oxford voltou

a funcionar como espaço de articulação internacional para debates sobre democracia digital, transição energética, sustentabilidade, inteligência artificial, políticas públicas e inserção global do Brasil e a edição de 2026 evidenciou que o fórum ultrapassou o perfil tradicional de encontro universitário e passou a operar como ambiente internacional de formulação estratégica sobre o futuro institucional, tecnológico e geopolítico brasileiro.

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Motores, geradores e turbinas entram na era da inteligência industrial

A indústria global de motores elétricos, turbinas industriais e geradores atravessa uma das maiores transformações tecnológicas de sua história, impulsionada simultaneamente pela eletrificação industrial, automação avançada, digitalização de ativos, eficiência energética, inteligência artificial e descarbonização. Refinarias, plataformas offshore, FPSOs, petroquímicas, plantas LNG, mineração, saneamento, fertilizantes, papel e celulose e sistemas de geração elétrica dependem hoje de uma infraestrutura massiva de ativos rotativos responsáveis por bombeamento, compressão, ventilação, geração de potência, movimentação mecânica e automação de processos críticos.

Segundo a Grand View Research, o mercado global de motores elétricos atingiu aproximadamente US$ 212,9 bilhões em 2025 e pode superar US$ 405 bilhões até 2033, impulsionado pela expansão da Indústria 4.0, data centers, digitalização industrial e transição energética. Fabricantes como ABB, Siemens, WEG e Nidec concentram cerca de 50% desse mercado global de baixa tensão, segundo análises setoriais recentes.

O novo paradigma dos motores elétricos

industriais

Os motores AC continuam dominando o mercado global, representando mais de 70% das aplicações industriais, graças à robustez operacional, compatibilidade com inversores de frequência (VFDs) e ampla integração com sistemas digitais de automação. Motores de indução gaiola de esquilo permanecem como a principal arquitetura utilizada em bombas, ventiladores, compressores, HVAC, mineração e óleo e gás. Mas o mercado avança rapidamente em direção a motores síncronos de ímã permanente, motores SynRM (synchronous reluctance), motores explosion-proof para áreas classificadas, motores IE5 e IE6 de ultra eficiência, motores integrados a edge AI e motores digitais conectados a plataformas IIoT.

A categoria IE6 inaugura uma nova geração de motores industriais para áreas classificadas. É um avanço, mas profissionais como Roberval Bulgarelli pede atenção: se trata de um motor com tipo de proteção Ex “e” (segurança aumentada) para áreas classificadas com a presença de gases inflamáveis e com tipo de proteção Ex “t” (proteção por invólucro) para áreas classificadas com a presença de poeiras combustíveis. Ele reforça que o motor não possui o tipo de proteção Ex “d” (invólucro à prova de explosão), proporcionando, desta forma, características de maiores facilidades de montagem, inspeção e manutenção “Ex” em áreas classificadas.

De qualquer forma, a próxima fronteira da eficiência energética industrial já começou a chegar às operações de petróleo, gás e petroquímica. Os motores IE6 à prova de

explosão representam um salto tecnológico relevante para ambientes classificados, especialmente plataformas offshore, FPSOs, refinarias e unidades petroquímicas submetidas a atmosferas potencialmente inflamáveis.

Atualmente, grande parte dos motores utilizados nessas operações pertence às categorias IE3/IR3, consideradas padrão elevado de eficiência no mercado industrial brasileiro. Os novos motores IE6, porém, operam em outro patamar.

O avanço ocorre em um momento importante para a indústria pesada. A Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) estabelece atualmente uma escala global de eficiência energética que vai de IE1 a IE5. Os motores IE6 ultrapassam inclusive os limites dessa classificação, atingindo níveis de eficiência até 20% superiores ao padrão IE5, hoje considerado referência mundial em ultra eficiência energética.

O desafio técnico, entretanto, vai além da economia de energia. Em ambientes offshore e petroquímicos, motores elétricos precisam combinar simultaneamente elevada densidade de potência, resistência à corrosão marinha, limitação de peso estrutural e segurança operacional contra explosões causadas por gases ou partículas inflamáveis. Nessas aplicações, o projeto eletromecânico precisa minimizar geração de calor, fagulhas e perdas elétricas, mantendo ao mesmo tempo robustez operacional para funcionamento contínuo em condições extremas.

Motores consomem quase metade da eletricidade mundial

Os motores elétricos industriais se tornaram um dos principais focos globais das políticas de eficiência energética e descarbonização. Segundo estimativas do programa Efficient Electrical End-Use Equipment (4E EMSA), ligado à International Energy Agency (IEA), sistemas motrizes elétricos respondem atualmente por aproximadamente 53% de toda a eletricidade consumida no planeta - participação superior à soma do consumo residencial de muitos países industrializados.

Esse volume gigantesco de energia explica por que motores industriais passaram a ocupar posição estratégica nas agendas globais de transição energética, competitividade industrial e redução de emissões. Refinarias, petroquímicas, mineração, papel e celulose, saneamento, siderurgia, data centers e operações offshore dependem continuamente de milhares de motores responsáveis por bombeamento, ventilação, compressão, movimentação mecânica e geração auxiliar de potência.

O desafio se torna ainda mais relevante em operações intensivas em energia, como petróleo e gás, onde ativos rotativos operam continuamente sob altas cargas e em ambientes severos. Em muitos casos, sobretudo em plantas maduras, motores antigos ainda trabalham sem acionamentos inteligentes ou sistemas avançados de controle de velocidade, desperdiçando grandes volumes de eletricidade.

Projetos integrados de modernização envolvendo motores de ultra eficiência,

inversores de frequência, automação digital e manutenção preditiva podem reduzir imediatamente o consumo elétrico industrial entre 20% e 30%, dependendo da aplicação. A companhia afirma ainda que, em muitos casos, os investimentos apresentam retorno financeiro em apenas dois ou três anos, mesmo em equipamentos com vida útil superior a duas décadas.

O avanço de motores IE5 e IE6, associado a plataformas digitais baseadas em inteligência artificial, sensores IIoT e analytics industriais, começa a transformar motores industriais em ativos inteligentes capazes de otimizar continuamente torque, velocidade, eficiência energética e confiabilidade operacional. Para organismos internacionais e consultorias globais, essa transformação deverá desempenhar papel decisivo na redução das emissões industriais de carbono nas próximas décadas.

A evolução recente dos motores elétricos industriais não envolve apenas aumento de potência, mas principalmente a transformação digital desses ativos. Historicamente, motores, turbinas e bombas eram tratados como equipamentos isolados de campo, operando sob estratégias convencionais de manutenção preventiva baseada em tempo de uso. Com a convergência entre sensores IIoT, inteligência artificial, edge computing, digital twins e plataformas analíticas avançadas, esses ativos passaram a integrar arquiteturas digitais contínuas de monitoramento operacional, manutenção preditiva e otimização energética.

matéria de capa

Na indústria de petróleo e gás, motores industriais se tornaram ainda mais estratégicos devido à necessidade de alta confiabilidade operacional em refinarias, plataformas offshore, FPSOs e plantas LNG. Bombas centrífugas, compressores de gás,

sistemas de reinjeção, turbomáquinas e geração elétrica embarcada dependem de motores de média e alta tensão operando continuamente em ambientes severos de corrosão, vibração e alta demanda energética.

Controle de motores: eletrônica de potência, inteligência embarcada e integração TO/TI

O controle de motores se tornou um dos pilares centrais da Indústria 4.0. Em refinarias, petroquímicas, mineração, fertilizantes, saneamento e óleo e gás offshore, praticamente todos os processos industriais dependem de acionamentos eletromecânicos contínuos para bombeamento, compressão, ventilação e automação de processo.

Nas últimas décadas, o paradigma migrou de sistemas eletromecânicos convencionais para arquiteturas digitais baseadas em inversores de frequência (VFDs), controle vetorial, controle orientado a campo (FOC), controle preditivo baseado em modelos (MPC), sensores inteligentes IIoT, edge computing e integração com sistemas MES, SCADA e DCS. Essa modernização vem sendo impulsionada pela convergência entre eletrônica de potência, semicondutores avançados, redes industriais Ethernet TSN e algoritmos de inteligência artificial capazes de interpretar vibração, temperatura, corrente, torque e assinaturas elétricas em tempo real.

Os motores atuais deixaram de ser componentes passivos para se tornarem ativos inteligentes integrados a plataformas de manutenção preditiva e digital twins industriais. Sensores embarcados monitoram continuamente vibração, desalinhamento, desgaste de rolamentos, harmônicos elétricos, degradação térmica, torque e eficiência energética. Esses dados alimentam plataformas analíticas capazes de prever falhas antes da parada do equipamento.

A próxima geração de acionamentos industriais deve ampliar o uso de semicondutores de banda largaespecialmente SiC (carbeto de silício) e GaN (nitreto de gálio) - capazes de elevar eficiência energética, densidade de potência e desempenho térmico dos drives industriais. Fabricantes como ABB, Infineon, Texas Instruments e Mitsubishi Electric apontam que essas tecnologias permitem frequências de chaveamento mais elevadas, menores perdas elétricas e redução do tamanho dos conversores de potência.

Oil & gas 4.0: digitalização de motores, turbinas e ativos rotativos

A digitalização de motores elétricos é uma das principais frentes tecnológicas da transformação industrial conhecida como Oil & Gas 4.0. Refinarias, plataformas offshore, terminais LNG e petroquímicas dependem intensamente de ativos rotativos críticos. Qualquer falha em motores, turbinas, bombas ou compressores pode provocar perdas milionárias de produção e riscos operacionais severos. Assim, a digitalização deixou de ser apenas uma melhoria operacional para se tornar elemento estratégico de confiabilidade, eficiência energética, descarbonização e resiliência operacional.

A ADNOC é referência global nesse processo ao desenvolver o sistema CPAD (Centralized Predictive Analytics Diagnostics), baseado em machine learning e digital twins para monitorar milhares de ativos rotativos críticos em operações upstream e downstream. Sua plataforma — Predictive Analytics and

AI — monitora continuamente não apenas motores, mas turbinas, bombas centrífugas, compressores, geradores e válvulas industriais. O sistema automatiza coleta de dados, detecção de anomalias e previsão de falhas, alterando profundamente o paradigma de manutenção industrial. A própria ADNOC implementou posteriormente a plataforma Neuron 5, baseada em deep learning, capaz de monitorar autonomamente desempenho de equipamentos críticos utilizando IA avançada.

Nas operações offshore, a digitalização se tornou ainda mais estratégica devido à dificuldade logística. Sistemas digitais precisam detectar cavitação, falhas de isolamento, desgaste de mancais, degradação térmica e desalinhamentos mecânicos em ambientes onde o acesso para manutenção representa custos e riscos operacionais elevados.

Turbinas industriais: eficiência, ci-

clo combinado e hidrogênio

A transformação tecnológica das turbinas, geradores e motores industriais vem redefinindo os padrões de eficiência, confiabilidade operacional e descarbonização nas cadeias globais de óleo, gás, energia e processos industriais. Nas

operações de upstream offshore, refinarias, petroquímicas e plantas de geração térmica, as turbinas a gás continuam ocupando papel estratégico devido à elevada densidade energética, rápida resposta operacional e integração com sistemas

matéria de capa

híbridos de energia. A evolução recente do setor, entretanto, está menos associada ao aumento de potência e mais à digitalização embarcada, flexibilidade de combustível e integração com hidrogênio, captura de carbono e renováveis.

A Siemens Energy, por exemplo, vem posicionando sua plataforma HL como referência global em turbinas de alta eficiência para geração térmica e aplicações industriais intensivas. O modelo SGT5-9000HL alcança eficiência em ciclo combinado superior a 64%, utilizando sistemas avançados de combustão ACE (Advanced Combustion System), resfriamento interno otimizado de pás e revestimentos térmicos multicamadas. As turbinas HL da Siemens conseguem atingir rampas superiores a 85 MW/min, reduzindo significativamente o tempo de sincronização com a rede elétrica — característica essencial para compensar intermitência de fontes renováveis.

No setor de óleo e gás, especialmente em FPSOs, plataformas offshore e unidades de compressão de gás, turbinas industriais compactas como a SGT6-5000F vêm sendo amplamente utilizadas. A plataforma apresenta emissões inferiores a 9 ppmvd

de NOx e capacidade de operação em carga parcial mantendo estabilidade operacional. Outro movimento estrutural envolve a modernização de ativos legados: a GE Vernova anunciou em parceria com a Uniper a atualização de três turbinas GT26 na usina Grain Power Station (Reino Unido) para aumento simultâneo de potência, eficiência e redução da intensidade de carbono por megawatt gerado. A GE Vernova também avança em turbinas H2-ready, capazes de operar com misturas crescentes de hidrogênio visando redução da intensidade de carbono da geração térmica.

As turbinas a vapor também seguem relevantes, especialmente em cogeração industrial, refinarias e recuperação térmica. Sistemas modernos conseguem integrar geração elétrica e acionamento mecânico simultaneamente, elevando eficiência global das plantas para patamares superiores a 80% em aplicações CHP (Combined Heat and Power). Na cogeração industrial, sistemas CHP conseguem elevar eficiência energética total ao aproveitar simultaneamente eletricidade e calor residual. Em muitos casos, a eficiência total ultrapassa 80%.

Espinhas dorsais do Pré-sal:

ESPs de alta potência e sistemas submarinos

A evolução recente dos sistemas motrizes aplicados ao setor de petróleo e gás offshore passou a incorporar uma nova geração de motores submersíveis elétricos (ESP –

Electrical Submersible Pump) de altíssima potência, capazes de operar em águas ultraprofundas, ambientes HPHT (High Pressure High Temperature) e condições

extremas de confiabilidade operacional.

Um dos marcos tecnológicos mais relevantes dessa transição foi apresentado este ano na Offshore Technology Conference, em Houston, através do paper técnico “First Ever 880 ESP Series Motor Installed in Offshore Deepwater in Brazil”, de Sarah Bernardes de Almeida, Dimitri Augusto, Raone de Lima, Gabriel Sant’Anna, Bruno Gastardelli, David Liney e Robert Rivera. O trabalho documenta a primeira instalação offshore em águas profundas no Brasil de um motor da série 880 ESP - um salto tecnológico importante para sistemas de elevação artificial aplicados ao Pré-sal brasileiro.

Sarah descreveu os desafios eletromecânicos, térmicos e operacionais associados à implantação de motores ESP de grande diâmetro em poços offshore profundos, incluindo dissipação térmica, estabilidade dielétrica, integridade mecânica e confiabilidade em longos ciclos operacionais. A nova arquitetura foi projetada especificamente para aplicações offshore de alta vazão em reservatórios complexos, permitindo maior capacidade de produção com menor frequência de intervenções submarinas - fator crítico para redução

de CAPEX e OPEX em operações offshore profundas.

Esse avanço tecnológico ocorre em um momento em que os sistemas de elevação artificial se tornam cada vez mais estratégicos para o Pré-sal brasileiro. À medida que os reservatórios amadurecem e as pressões naturais declinam, motores ESP de alta potência passam a desempenhar papel central na sustentação da produção offshore de petróleo e gás.

Azulão–Jaguatirica: Turbinas a gás e segurança energética em áreas remotas

Outro vetor importante da nova infraestrutura energética brasileira envolve a expansão das turbinas industriais a gás natural em regiões remotas da Amazônia e a interiorização energética do país. Nesse contexto, o projeto Azulão 1 se consolidou como um dos principais exemplos da utilização estratégica de turbinas para garantir

@ArquivoPessoal

segurança energética em áreas isoladas do Sistema Interligado Nacional.

O complexo Azulão–Jaguatirica, desenvolvido pela Eneva, integra produção de gás natural no Amazonas, liquefação, transporte rodoviário de LNG e geração termelétrica em Roraima. A usina Jaguatirica II utiliza turbinas a gás associadas a infraestrutura de LNG em pequena escala (small-scale LNG), permitindo geração contínua em uma região sem conexão plena ao sistema nacional de gasodutos. O sistema possui capacidade instalada de aproximadamente 295 MW e substituiu

parcialmente a dependência histórica da energia importada da Venezuela após o colapso do fornecimento do sistema Guri.

Segundo a Eneva, a substituição parcial do diesel pelo gás natural permite reduzir emissões de CO₂ em aproximadamente 35% e emissões de NOx em até 99%. Do ponto de vista industrial, Azulão 1 exemplifica a crescente importância das turbinas de alta eficiência e resposta dinâmica para sistemas energéticos isolados: a confiabilidade das turbinas se torna crítica porque qualquer interrupção operacional impacta diretamente estabilidade elétrica regional.

Equinor e o ciclo

combinado

offshore: Bacalhau e Raia

A adoção de turbinas de ciclo combinado pela Equinor em projetos offshore no Brasil representa uma das mudanças tecnológicas mais relevantes na arquitetura energética de FPSOs em águas ultra profundas nas últimas décadas. Nos projetos Bacalhau

(Bacia de Santos) e Raia (Bacia de Campos), a companhia implementou pela primeira vez no país sistemas Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) embarcados em unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência.

@Eneva

FPSO Bacalhau/Modec

No caso de Bacalhau - campo localizado em lâminas d’água superiores a 2.000 metros e considerado o maior ativo internacional da Equinor fora da Noruega - o FPSO se tornou o primeiro do Brasil a operar com turbinas de ciclo combinado embarcadas. O sistema utiliza quatro turbinas a gás integradas a duas turbinas a vapor, permitindo recuperar o calor residual normalmente perdido nos gases de exaustão para geração adicional de energia elétrica e potência mecânica. A própria Equinor afirma que Bacalhau deverá operar com intensidade de emissões próxima de 9 kg de CO₂ por barril produzidoaproximadamente metade da média mundial da indústria offshore.

O projeto Raia, previsto para iniciar produção em 2028 e localizado em profundidades de até 2.900 metros na Bacia de Campos, será o segundo FPSO da Equinor no Brasil a utilizar

turbinas de ciclo combinado. Segundo a companhia, a combinação entre ciclo combinado, otimização energética e outras tecnologias de baixo carbono permitirá ao FPSO Raia atingir intensidade média inferior a 6 kg de CO₂ por barril equivalente ao longo da vida útil do campo - posicionando-o entre os sistemas offshore de autoprodução energética mais eficientes do mundo.

A estratégia da Equinor demonstra como a indústria offshore caminha para uma nova geração de FPSOs caracterizada por maior eletrificação, eficiência térmica avançada, integração digital e menor intensidade carbônica. Ao introduzir turbinas de ciclo combinado em Bacalhau e Raia, a companhia não apenas reduz emissões operacionais, mas redefine o próprio conceito de geração energética embarcada em plataformas de produção offshore de alta complexidade.

Sistema de ciclo combinado de energia utilizando turbina a gás com geração de vapor e recuperação de calor

Totalenergies: eletrificação intensiva e integração renovável

O relatório de sustentabilidade e clima 2025 da TotalEnergies fornece uma visão abrangente sobre como grandes operadores globais de óleo, gás, refino e energia estão incorporando eletrificação, integração energética e soluções digitais em suas operações industriais.

A empresa vem acelerando a eletrificação de processos industriais como parte

central de sua estratégia “More Energy, Less Emissions”. Um dos exemplos mais relevantes é o projeto Marsa LNG, em Omã, concebido como uma planta de liquefação de gás de baixíssima intensidade de carbono, baseada na eletrificação extensiva de processos industriais e alimentada por energia solar fotovoltaica. Segundo o documento, a eletrificação foi levada “ao limite” no projeto,

@Ipieca

permitindo reduzir a intensidade de emissões da planta para menos de 3 kg CO₂e/boe, contra cerca de 35 kg CO₂e/boe observados em plantas convencionais de LNG.

O documento também evidencia a crescente integração entre geração renovável, armazenamento de energia, sistemas flexíveis de potência e ativos industriais de grande porte. A estratégia denominada “Integrated Power” aparece como um dos pilares da transformação energética da companhia, envolvendo a combinação de ativos solares, eólicos, baterias, sistemas de armazenamento e

Sustentabilidade,

usinas CCGT para garantir fornecimento contínuo de energia de baixa emissão. A companhia informa ter implementado mais de 170 projetos de redução de emissões em 2024 e manter planos bilionários de eficiência energética para os períodos 20232025 e 2026-2028.

O relatório destaca ainda o papel estratégico do Brasil na expansão de ativos offshore de baixa emissão, mencionando projetos no Pré-sal brasileiro, incluindo Mero, Atapu e Sépia, além de iniciativas conjuntas com a Petrobras para redução de emissões em operações offshore.

cogeração e eficiência

sistêmica: a agenda da Cogen

A COGEN - Associação da Indústria de Cogeração de Energia vem defendendo que a próxima etapa da competitividade industrial brasileira dependerá diretamente da capacidade do país em integrar cogeração, eficiência energética, digitalização industrial e expansão do gás natural em uma arquitetura energética mais resiliente e menos intensiva em carbono. Na visão da entidade, motores industriais, turbinas a gás, sistemas CHP (Combined Heat and Power), automação avançada e inteligência energética passaram a formar uma infraestrutura estratégica para refinarias, petroquímicas, saneamento, mineração, papel e celulose, data centers e indústrias intensivas em energia.

A posição da associação ganhou ainda mais relevância após a abertura gradual do mercado brasileiro de gás natural e o avanço

da interiorização energética baseada em LNG, biogás e geração distribuída industrial. Para a COGEN, o Brasil possui uma combinação rara de fatores favoráveis: disponibilidade crescente de gás natural, expansão do biometano, grande parque industrial intensivo em calor de processo, matriz elétrica relativamente limpa e potencial de cogeração ainda subutilizado.

Segundo estudos e posicionamentos da entidade, uma parcela significativa da energia consumida pela indústria brasileira ainda é desperdiçada sob a forma de calor residual em processos térmicos convencionais. Sistemas CHP permitem justamente converter esse desperdício em eletricidade útil, vapor industrial, água quente ou refrigeração por absorção, elevando eficiência global para níveis superiores a 80%.

A COGEN argumenta que o tema deixou de ser apenas energético para se tornar um fator de competitividade industrial. Em setores como refino, petroquímica, fertilizantes e química pesada, o custo energético influencia diretamente competitividade internacional, intensidade de carbono e viabilidade operacional

das plantas. A entidade também defende a integração sistêmica entre motores inteligentes, inversores de frequência, cogeração, automação avançada, plataformas EMS, analytics energético, inteligência artificial e digital twins industriais como caminho para os maiores ganhos de eficiência.

Convergência digital: plataformas analíticas e manutenção preditiva

A convergência entre motores inteligentes, turbinas digitais, sistemas ESP de alta potência e plataformas analíticas baseadas em IA demonstra como a engenharia eletromecânica do setor de óleo e gás está migrando rapidamente para um modelo operacional hiperconectado. Equipamentos rotativos deixam de atuar como máquinas isoladas para integrar ecossistemas digitais capazes de combinar eficiência energética, confiabilidade operacional, manutenção preditiva e gestão avançada de carbono.

Em paralelo, a digitalização acelerada das operações industriais vem transformando motores, turbinas e geradores em fontes contínuas de dados operacionais. Sensores embarcados e plataformas analíticas alimentam sistemas de manutenção preditiva baseados em machine learning capazes de prever falhas antes da ocorrência operacional, reduzindo paradas não programadas e aumentando disponibilidade de ativos críticos. No setor de óleo e gás, onde downtime operacional pode representar perdas milionárias por dia, a confiabilidade dessas máquinas se tornou um diferencial estratégico.

Na indústria petroquímica brasileira, um case emblemático dessa convergência tecnológica é o projeto Vesta, desenvolvido pela Braskem em parceria com a Siemens Energy. A planta utiliza gás rico em hidrogênio residual do processo petroquímico para cogeração de energia de alta eficiência. O projeto recebeu o prêmio POWER Top Plant 2025 e é uma referência internacional em reaproveitamento energético industrial e redução de emissões em processos petroquímicos.

No setor de geração offshore renovável, a escala tecnológica das turbinas eólicas também atingiu novo patamar. A Siemens Gamesa lançou a plataforma SG 15-236, baseada em arquitetura Direct Drive, voltada à industrialização de turbinas offshore gigantescas com maior confiabilidade e padronização de produção. Além da eficiência energética, materiais avançados — superligas metálicas, revestimentos cerâmicos multicamadas e manufatura aditiva — vêm ampliando resistência térmica e reduzindo fadiga mecânica em ambientes extremos de operação.

WEG — A multinacional brasileira que transformou eficiência motriz em estratégia global

A brasileira WEG é um dos casos mais relevantes da indústria mundial de sistemas motrizes ao combinar fabricação de motores, inversores, automação industrial, geração elétrica e digitalização energética em uma plataforma tecnológica integrada. Presente em mais de 135 países, a companhia expandiu fortemente sua atuação em petróleo, gás, mineração, papel e celulose, saneamento, energia e indústria pesada.

A WEG destaca que, em aplicações industriais contínuas, motores elétricos podem representar mais de 95% do custo total do ciclo de vida operacional, enquanto o investimento inicial normalmente corresponde a menos de 5% do custo acumulado do ativo. Essa lógica impulsionou a estratégia da empresa de migrar progressivamente seus clientes para arquiteturas motrizes inteligentes baseadas em eficiência sistêmica.

A WEG conquistou um importante contrato com a Petrobras para o fornecimento de oito turbogeradores para os FPSOs Búzios V e Mero 2, gerando receita esperada de aproximadamente R$ 160 milhões. Do total dos equipamentos, quatro serão de 36 MW 3600 rpm e quatro de 33 MW 1800 rpm. Além dos turbogeradores, a WEG também fornecerá 60 motores de média tensão, centenas de motores de baixa tensão e inversores de frequência para os dois projetos.

A plataforma Búzios V (Almirante Barroso) processará 150 mil barris/ dia e Mero 2 (FPSO Sepetiba), 180 mil barris/dia.

Entre os projetos mais simbólicos está a parceria entre WEG, Petrobras e Statkraft para operação da maior turbina eólica onshore das Américas, com capacidade de 7 MWdemonstrando a capacidade da engenharia brasileira em sistemas eletromecânicos avançados e integração entre geração renovável e eletrônica de potência.

Siemens Energy - Turbinas industriais híbridas aceleram cogeração

e descarbonização

A alemã Siemens Energy é uma das principais fornecedoras mundiais de turbinas industriais para cogeração, de ciclo combinado e geração integrada. A empresa vem expandindo o uso das famílias SGT600, SGT-700 e SGT-800 em refinarias, petroquímicas, LNG, óleo e gás e sistemas CHP, combinando elevada eficiência térmica, flexibilidade operacional e redução de emissões.

A turbina SGT-600 foi projetada especificamente para aplicações de cogeração, ciclo combinado e geração industrial integrada. Segundo a Siemens Energy, a plataforma já acumula mais de 13 milhões de horas operacionais e apresenta confiabilidade superior

a 99%. Os sistemas possuem elevada capacidade de recuperação térmica, permitindo utilização simultânea de eletricidade e vapor industrial em arquiteturas CHP com eficiência global superior a 80%.

Um dos pilares centrais da estratégia tecnológica

da Siemens Energy é a adaptação progressiva das turbinas para hidrogênio e combustíveis de menor intensidade carbônica. A companhia informa que algumas de suas turbinas já podem operar com até 75% de hidrogênio em mistura combustível e vêm sendo preparadas para aplicações futuras com 100% H2.

Na indústria petroquímica brasileira, o projeto Vesta, desenvolvido pela Braskem em parceria com a Siemens Energy, se tornou referência internacional em reaproveitamento energético industrial e recebeu o prêmio POWER Top Plant 2025.

@Projeto Vesta/Braskem @Cofipabc

ABB - Motores síncronos IE5 e IE6 redefinem eficiência energética industrial

A suíça ABB se tornou uma das principais referências globais na evolução dos sistemas motrizes de ultra eficiência para ambientes industriais severos. A companhia vem expandindo rapidamente sua plataforma de motores síncronos de relutância SynRM IE5 e IE6, desenvolvida para aplicações de bombeamento, ventilação, compressão, mineração, petróleo, gás, papel e celulose,

saneamento e química pesada.

O principal diferencial da tecnologia SynRM está na eliminação dos ímãs permanentes e na redução drástica das perdas elétricas e térmicas. Segundo a ABB, seus motores IE5 SynRM podem reduzir perdas energéticas em até 60% em comparação com motores IE3 convencionais. Como os motores SynRM não utilizam gaiola de rotor tradicional nem

ímãs de terras raras, a arquitetura reduz aquecimento interno, simplifica manutenção e aumenta estabilidade operacional em aplicações contínuas. Integrados aos sistemas digitais ABB Ability™, os motores podem operar conectados a sensores inteligentes capazes de monitorar vibração, temperatura, torque, fator de potência e desempenho energético

em tempo real, permitindo manutenção preditiva e otimização energética contínua. A ABB também anunciou uma nova geração de motores explosion-proof certificados ATEX e IECEx, incorporando melhorias em densidade de potência, gerenciamento térmico e integração com plataformas inteligentes para áreas classificadas em operações offshore e petroquímicas.

A transição energética no setor de petróleo, gás e petroquímica avança muito além da expansão das fontes renováveis de energia e da captura de carbono. Uma das frentes menos visíveismas potencialmente mais impactantes - está na modernização dos sistemas elétricos industriais, especialmente nos motores, acionamentos eletrônicos, plataformas digitais de monitoramento e arquiteturas de automação capazes de reduzir simultaneamente consumo energético, emissões operacionais e perdas produtivas. Nesse cenário, a estratégia da ABB para o segmento de óleo, gás e petroquímica reflete uma tendência global: transformar a eletrificação industrial em um vetor de eficiência operacional e descarbonização de larga escala.

Segundo Juliano Veroneze, gerente da divisão de motores IEC da ABB no Brasil, motores elétricos representam hoje uma das maiores oportunidades mundiais de racionalização energética. A estimativa mencionada pelo executivo, baseada em dados do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente, aponta que aproximadamente 45% de toda a energia consumida globalmente é destinada ao acionamento de motores elétricos. Isso significa que pequenas evoluções percentuais em eficiência energética, quando aplicadas em milhares de equipamentos industriais de grande porte, produzem impactos expressivos tanto na redução de emissões quanto nos custos operacionais das empresas.

matéria de capa

No setor de petróleo e gás, a relevância desse processo é ainda maior. Plataformas offshore, FPSOs, refinarias e plantas petroquímicas operam continuamente, sob cargas elevadas, em ambientes críticos e muitas vezes classificados como potencialmente explosivos. Nessas instalações, motores elétricos movimentam bombas, compressores, agitadores, extrusores, sistemas de separação, unidades de compressão e inúmeras outras aplicações de processo consideradas essenciais para a continuidade operacional. Em muitos casos, sobretudo em ativos maduros, parte significativa desses motores opera há décadas sem atualização tecnológica relevante, com baixa eficiência energética e limitada capacidade de monitoramento digital.

O desafio da modernização industrial se torna particularmente evidente no ambiente offshore brasileiro. Embora a entrada em operação de novas unidades voltadas ao Pré-sal tenha reduzido a idade média da frota nacional de plataformas, ainda existe um conjunto expressivo de unidades antigas, especialmente na Bacia de Campos, operando há mais de 30 anos. Em muitas delas, os motores e sistemas elétricos permanecem próximos do fim de sua vida útil. A situação se repete em refinarias e plantas petroquímicas, cuja idade média frequentemente acompanha o envelhecimento estrutural do parque fabril brasileiro.

Nesse contexto, a modernização elétrica passa a ser vista não apenas como atualização tecnológica, mas como ferramenta estratégica de sobrevivência operacional. A adoção de motores de alta eficiência associados a inversores de

frequência permite ajustar velocidade e torque à demanda real do processo, reduzindo desperdícios energéticos e melhorando o desempenho dinâmico das operações industriais. Mais do que substituir motores, o movimento atual busca integrar sistemas completos de infraestrutura elétrica robusta, envolvendo transformadores, subestações, painéis, retificadores, e-houses, automação e monitoramento digital em tempo real.

A digitalização emerge como o principal diferencial competitivo dessa nova geração de sistemas industriais. Plataformas de telemetria e análise operacional vêm ampliando drasticamente a capacidade das empresas de antecipar falhas, otimizar consumo energético e reduzir paradas não programadas - um dos maiores fatores de perda de produtividade no setor de processo contínuo. Segundo Veroneze, diversos projetos conduzidos pela ABB no Brasil já demonstram ganhos concretos de eficiência e confiabilidade por meio da integração entre acionamentos inteligentes e plataformas digitais de análise preditiva.

Um dos casos citados envolve uma fabricante de polímeros instalada no Brasil que implantou sistemas de monitoramento remoto em acionamentos das linhas ACS800, ACS880 e ACS1000 utilizados em agitadores, bombas, extrusores e cortadores. A solução utiliza historiadores NETA21 integrados à plataforma ABB Ability para coletar diariamente informações como temperatura, carga, alimentação elétrica e condições operacionais. Os dados são processados em ambiente de nuvem segura e convertidos em alertas preditivos capazes de identificar situações de estresse operacional, sobrecarga térmica

e potenciais falhas iminentes antes que provoquem interrupções produtivas.

A lógica por trás desses sistemas representa uma mudança estrutural na engenharia industrial. Em vez de atuar apenas de maneira corretiva ou preventiva convencional, a indústria passa a operar sob princípios de engenharia de confiabilidade baseada em dados. Sensores inteligentes monitoram vibração, temperatura, carga, horas de operação e condições ambientais dos motores em tempo real, permitindo que algoritmos detectem micro desvios invisíveis à inspeção humana tradicional. Com isso, as equipes de manutenção conseguem programar intervenções com antecedência, reduzir indisponibilidades e prolongar significativamente a vida útil dos equipamentos.

Outra tecnologia destacada é o programa LEAP, desenvolvido para estimar a vida útil remanescente de motores e geradores industriais. A metodologia funciona como uma espécie de “ressonância magnética” industrial: sensores temporários são conectados às máquinas durante horas de operação para analisar isolamento elétrico, envelhecimento de enrolamentos, presença de umidade, contaminações e microfissuras internas. O objetivo é identificar sinais precoces de degradação sem necessidade de desmontagem dos equipamentos, reduzindo custos e aumentando a previsibilidade operacional.

A digitalização industrial também amplia o alcance estratégico da inteligência artificial no ambiente produtivo. Embora boa parte das aplicações atuais ainda esteja restrita a projetos-piloto ou linhas específicas, a tendência apontada pela ABB

indica que a próxima fronteira da indústria não será apenas a criação de motores mais eficientes individualmente, mas a integração inteligente de todos os ativos elétricos e digitais da operação. Isso inclui acionamentos, sensores, infraestrutura elétrica, automação, plataformas analíticas e algoritmos de IA trabalhando de forma integrada para otimizar continuamente eficiência energética, produtividade e confiabilidade.

Nesse cenário, os motores de ultra eficiência IE6 assumem papel central. Introduzida pela ABB em 2024, a nova geração IE6 supera inclusive os padrões mais rigorosos definidos atualmente pela Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC). Enquanto a escala internacional de eficiência energética varia de IE1 a IE5, os motores IE6 operam acima desse limite. Segundo a companhia, esses equipamentos podem atingir níveis de eficiência até 20% superiores ao padrão IE5 e reduzir perdas energéticas em até 60% em comparação com motores IE3 tradicionalmente utilizados em áreas classificadas da indústria de óleo e gás.

A relevância dessa evolução se torna ainda maior em ambientes offshore e petroquímicos, onde os equipamentos precisam atender simultaneamente a requisitos extremos de robustez mecânica, resistência à corrosão marinha, limitação de peso e segurança contra atmosferas explosivas. Nessas aplicações, os motores precisam operar continuamente sob alta densidade de potência, minimizando geração de calor e risco de formação de fagulhas. O desenvolvimento de motores IE6 à prova de explosão representa, portanto, um avanço relevante tanto do ponto de vista

energético quanto operacional.

Apesar do avanço tecnológico, Veroneze avalia que as principais barreiras atuais deixaram de ser técnicas e passaram a ser econômicas. A indústria já dispõe de tecnologias maduras capazes de promover ganhos substanciais de eficiência energética e confiabilidade operacional. O desafio agora é viabilizar financeiramente a modernização em larga escala de ativos industriais intensivos em capital. Ainda assim, segundo a ABB, projetos integrados de eficiência energética costumam apresentar retorno relativamente rápido. Dependendo da aplicação, a combinação entre motores avançados, acionamentos e soluções digitais pode reduzir imediatamente o consumo elétrico entre 20% e 30%, permitindo amortização do investimento em períodos de dois a três anos, mesmo em

equipamentos com vida útil superior a duas décadas.

A aceleração desse movimento tende a ganhar força adicional à medida que as metas corporativas de neutralidade de carbono avancem globalmente. Empresas de petróleo, gás e petroquímica vêm assumindo compromissos crescentes de redução de emissões nos escopos 1 e 2 até 2050, o que exigirá ondas sucessivas de investimentos em eficiência energética, eletrificação e digitalização industrial. Nesse contexto, a modernização dos sistemas de motores deixa de ser apenas uma iniciativa de engenharia operacional e passa a ocupar posição estratégica na agenda de competitividade e sustentabilidade da indústria pesada.

Potência, digitalização e inteligência embarcada redefinem os motores industriais

A nova geração de motores industriais está deixando para trás o paradigma puramente eletromecânico para assumir uma arquitetura digital integrada baseada em sensores inteligentes, edge computing, inteligência artificial e monitoramento contínuo em tempo real. Em refinarias, FPSOs, plantas LNG, petroquímicas e sistemas de geração elétrica, motores industriais se tornaram ativos estratégicos para eficiência energética, manutenção preditiva e estabilidade operacional.

O avanço tecnológico ocorre simultaneamente em duas frentes: aumento de potência e digitalização embarcada. Motores de média e alta tensão utilizados em compressores de gás, sistemas submarinos, reinjeção de CO₂, bombeamento offshore e liquefação de gás natural podem ultrapassar dezenas de megawatts de potência unitária. No setor de LNG, a ADNOC anunciou sistemas de compressão elétrica acionados por motores de aproximadamente 75 MW para o projeto Ruwais LNG, nos Emirados Árabes Unidos, substituindo parte das arquiteturas convencionais movidas a turbinas a gás por

sistemas elétricos mais eficientes.

Sensores embarcados monitoram continuamente vibração, temperatura, corrente elétrica, torque, harmônicos, eficiência energética, desgaste de rolamentos e desalinhamentos mecânicos. Esses dados alimentam plataformas de analytics industrial baseadas em IA capazes de prever falhas antes da parada do equipamento. O conceito tradicional de manutenção preventiva vem sendo substituído pela manutenção baseada em condição (CBM) e por arquiteturas cognitivas de manutenção preditiva.

Dos combustíveis fósseis ao

hidrogênio: a nova matriz

energética de motores, turbinas e geradores

A evolução tecnológica de motores industriais, turbinas e geradores está diretamente ligada à transformação da matriz energética global. Historicamente dependentes de óleo combustível, diesel e gás natural, esses equipamentos passam agora a operar em um cenário de transição energética marcado pela diversificação de combustíveis, descarbonização e integração entre energia convencional e renovável.

Cresce rapidamente o uso de LNG, biometano, syngas, biogás, hidrogênio, blends hidrogênio-gás natural, combustíveis sintéticos, diesel renovável e SAFs

industriais. A Siemens Energy vem desenvolvendo turbinas preparadas para operar progressivamente com maiores percentuais de hidrogênio, e a GE Vernova avança em turbinas H2-ready capazes de operar com misturas crescentes de hidrogênio, visando redução da intensidade de carbono da geração térmica.

O projeto Azulão–Jaguatirica, desenvolvido pela Eneva, demonstra essa transformação no Brasil: substituição parcial do diesel pelo gás natural, reduzindo emissões de CO₂ em aproximadamente 35% e emissões de NOx em até 99%.

Sustentabilidade redefine o futuro das turbinas, motores e geração industrial

A sustentabilidade deixou de ser apenas uma agenda ambiental para se transformar em um vetor estrutural de competitividade na indústria de óleo, gás, energia e processos. Turbinas, motores elétricos, sistemas de cogeração e ativos rotativos passaram a ocupar papel central nas estratégias globais de descarbonização.

Segundo a International Energy Agency - Energy Efficiency 2025, motores elétricos industriais respondem por aproximadamente metade do consumo global de eletricidade, e o relatório aponta que ainda não há padrões obrigatórios de eficiência energética para motores industriais em dois terços dos países do mundo - uma lacuna crítica de política pública global. Isso explica por que motores

IE4, IE5 e IE6, sistemas digitais de controle e acionamentos de velocidade variável (VFDs) se tornaram prioridades estratégicas para refinarias, petroquímicas, mineração, saneamento e operações offshore.

A nova geração de motores SynRM IE5 e IE6 da ABB para áreas classificadas pode reduzir perdas energéticas em até 60% quando comparada a motores IE3 convencionais. Sistemas CHP (Combined Heat and Power) conseguem elevar eficiência energética total para patamares superiores a 80% ao aproveitar simultaneamente eletricidade e calor residual. Em refinarias e petroquímicas, isso reduz consumo de combustível, desperdício térmico e emissões atmosféricas.

A IEA: motores industriais no centro da agenda global de eficiência

A International Energy Agency publicou em novembro de 2025 seu relatório Energy Efficiency 2025 apontando que mais de 250 políticas novas ou atualizadas foram aprovadas ao longo do ano, cobrindo 85% da demanda energética global. O documento destaca que o mundo ainda está fora da trajetória necessária para dobrar a taxa anual de melhoria de eficiência energética até 2030 - meta acordada por quase 200 países na COP28 de Dubai.

Uma das alertas mais relevantes do relatório: dois terços dos países do mundo ainda não possuem padrões obrigatórios

de desempenho energético para motores industriais - uma lacuna crítica, dado que motores elétricos respondem por mais de 53% do consumo global de eletricidade, segundo o programa EMSA da própria IEA. Em paralelo, a IEA publicou em 2025 sua primeira revisão aprofundada da política energética do Brasil, elaborada em parceria com o Ministério de Minas e Energia, reconhecendo a abordagem de longo prazo do país para uma transição energética segura, sustentável e inclusiva. O relatório apresenta 30 recomendações específicas para apoiar o Brasil em suas metas climáticas e energéticas.

A IEA também publicou o Energy Efficiency Policy Toolkit 2025, destacando que regulamentações de desempenho mínimo para motores industriais são essenciais para elevar a eficiência global

dos processos industriais - e que a adoção de sistemas de gestão de energia pode gerar economias de até 15% nos primeiros dois anos, com investimento mínimo de capital.

Brasil: entre o COP30, o Pré-sal e a Energia 4.0

O Brasil assumiu protagonismo global ao sediar a COP30 em Belém (novembro de 2025). O presidente Lula declarou que a conferência seria “a COP da verdade” e surpreendeu ao defender publicamente um roadmap para a superação da dependência de combustíveis fósseis - uma posição que até então raramente cruzava seus discursos. O Brasil também se comprometeu a desenvolver um roteiro nacional de transição de combustíveis fósseis a ser apresentado até a próxima cúpula climática da ONU. O “Mapa do Caminho” está em desenvolvimento: o governo brasileiro colocou em consulta pública, no final de abril, o Plante - Plano Nacional de Transição Energética, um mapa com quase duzentas iniciativas para o país cumprir os objetivos de sua política de descarbonização setorial, a PNTE.

O documento recebe contribuições pelo prazo de 45 dias e seu ponto de partida é o Plano Nacional de Energia 2055 (PNE 2055),

cujo cenário de emissões líquidas zero indica que o país pode chegar 81% de renováveis na matriz energética, com protagonismo da biomassa, que responderia por 42% da oferta total; o Plante tem um horizonte mais curto: de quatro anos, porque o objetivo é que a estratégia passe por revisões e seja atualizada para adequar à conjuntura interna, desenvolvimentos tecnológicos e geopolítica.

De toda forma, o governo vem avançando em políticas industriais de descarbonização: o programa PotencializEE, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), em parceria com a GIZ e a CNI, apresentou propostas de políticas públicas para promover descarbonização e crescimento industrial por eficiência energética, com meta de gerar economias de pelo menos US$2bilhões e redução de 4,5 MtCO₂e até 2050.

A EPE - Empresa de Pesquisa Energética publicou em 2025 o relatório Decarbonization Scenarios for E&P, destacando que sistemas elétricos podem alcançar eficiências superiores a 96% em comparação com processos movidos a combustíveis fósseis e que o Brasil, com seu perfil altamente renovável e uma pegada de carbono por barril abaixo da média global, está bem posicionado para atuar como player estratégico na descarbonização do setor de energia.

A Medida Provisória 1.300, publicada em maio de 2025, introduziu reformas no setor elétrico, incluindo a expansão gradual do mercado livre de energia para todos os consumidores industriais e comerciais a partir de agosto de 2026 - medida que tende a intensificar a pressão por eficiência energética industrial e adoção de sistemas inteligentes de gestão de ativos rotativos.

McKinsey & Company: transição como desafio dual de energia e descarbonização

No relatório Global Energy Perspective 2025, a McKinsey modelou três trajetórias possíveis para a transição energética global - Slow Evolution, Continued Momentum e Sustainable Transformation - e concluiu que o mundo avança na transição, mas não na velocidade exigida pelos alvos do Acordo de Paris. Os renováveis podem chegar a 67% da eletricidade global até 2050, porém os combustíveis fósseis ainda podem responder por mais de 40% do consumo total de energia, dependendo do cenário. A conclusão da McKinsey é que não há solução única: cada país seguirá trajetórias distintas com base em condições econômicas locais, disponibilidade de recursos e prioridades

industriais.

Em análise setorial paralela, a McKinsey aponta que quase metade das reduções de emissões de CO₂ relacionadas à energia dependem do enfrentamento de desafios físicos, incluindo o uso de fontes alternativas de calor para a produção de materiais industriais - uma área onde motores elétricos de alta eficiência, turbinas a gás de baixa emissão e sistemas CHP têm papel direto. A demanda industrial de calor representa mais de 20% do consumo global de energia, e sua eletrificação é um dos caminhos mais viáveis para a descarbonização de refinarias, petroquímicas e plantas de processo.

Bain & Company: IA e digital lideram a agenda dos executivos de energia

A Bain & Company divulgou em março de 2025 os resultados de seu Energy & Natural Resources Executive Survey 2025, com mais de 700 executivos de óleo e gás, utilities, química, mineração e agronegócio. Os principais achados: o otimismo em torno de IA e ferramentas digitais disparou, com 72% dos executivos declarando perspectiva positiva sobre o business case dessas

tecnologias para o horizonte de 5 a 10 anos. As duas grandes pautas que dominam a agenda executiva são a gestão da inflação de custos de capital e a transformação via IA e sistemas ERP - com mais de 60% dos líderes planejando a modernização de seus ERPs nos próximos três anos.

“Nossas descobertas deixam claro que o que se chamou de transição energética

deve ser entendido melhor como o desafio duplo de entregar volumes cada vez maiores de energia enquanto, simultaneamente, se avança na descarbonização”, afirmou Joe Scalise, sócio e líder global de Energy & Natural Resources da Bain & Company. Em análise mais recente

de 2026, a Bain apontou que menos de 20% das empresas estão escalando IA com resultados concretos, e que operações e manutenção (O&M) figuram entre as aplicações mais maduras - exatamente o terreno onde digitalização de motores, turbinas e sistemas rotativos ganha tração.

S&P Global Commodity Insights: eletrificação industrial e decodificação de cenários

A S&P Global Commodity Insights publicou seu Energy Scenarios Report 2025, que modela cinco trajetórias para a demanda energética global até 2060 - da ‘Adaptação’ (onde combustíveis fósseis mantêm maioria do share mesmo em 2060) ao ‘Renascimento’ (em que a combinação de boa governança e aceleração tecnológica leva carvão, petróleo e gás a declinar a partir de 2040). O relatório aponta que todos os setorestransporte, indústria e residencial-comercial - experimentarão crescente eletrificação, com aplicações industriais na linha de frente.

Em seu Energy Outlook 2025, a S&P Global projetou que a demanda primária de energia global cresceria mais de 8 milhões de barris equivalentes/dia em 2025, superando o crescimento das fontes limpas e elevando

emissões de gases de efeito estufa. Para a consultoria, a resposta da indústria passa inevitavelmente por maior adoção de motores elétricos de alta eficiência, sistemas eletrificados, drives inteligentes e estratégias de gestão energética voltadas à redução do consumo específico de energia e das emissões Scope 1 e Scope 2 - especialmente em operações offshore e downstream.

A S&P Global também destacou o papel do Brasil no contexto global: o país se tornou um dos maiores importadores de veículos elétricos chineses, com BYD e Great Wall realizando investimentos expressivos em fabricação de EVs no Brasil - sinal do avanço da eletrificação que tende a se estender ao ambiente industrial no médio prazo.

O horizonte que se desenha

A convergência das análises das principais consultorias e organismos internacionais aponta para um cenário comum: motores, turbinas, geradores e sistemas rotativos industriais não são mais apenas infraestrutura de potência. Eles se tornaram a espinha dorsal de uma nova arquitetura energética industrial, na qual eficiência, digitalização, descarbonização e confiabilidade operacional são inseparáveis. Nesse novo paradigma industrial, o Brasil assume papel estratégico global. O Présal offshore, os projetos de gás natural remoto como Azulão, a expansão de LNG, a eletrificação industrial, a COP30 e a crescente integração entre automação e

energia colocam o país entre os principais ambientes de desenvolvimento e validação de tecnologias avançadas para turbinas, motores e sistemas rotativos aplicados à indústria energética do futuro.

Turbinas, motores e geradores deixam gradualmente de ser apenas equipamentos de potência para se tornarem plataformas digitais inteligentes capazes de operar em ambientes energéticos híbridos, descarbonizados e altamente conectadosintegrando combustíveis fósseis, renováveis e moléculas energéticas de baixo carbono dentro de uma nova arquitetura industrial sustentável.

Eneva recebe a 2a turbina para Azulão (2024)

PETROBRAS. LÍDER NA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA JUSTA.

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A Petrobras é a empresa que mais investe em transição energética do Brasil. Considerando todas as iniciativas de baixo carbono no Plano de Negócios 2026-2030, nosso investimento em transição energética alcança US$ 13 bilhões, englobando projeto em energia de baixo carbono, bioprodutos, ações para descarbonização das operações, além de pesquisa, desenvolvimento e inovação presentes em todos os segmentos.

Sistemas motrizes –tecnologias e evolução

por: Jonathan Muñoz Tabora

Jonhathan Muñoz Tabora é um Pesquisador do Centro de Excelência em Eficiência Energética da Amazônia – UFPA, Belém do Pará, Brasil, além de, Professor — Departamento de Engenharia Elétrica - Universidad Nacional Autónoma de Honduras — UNAH e Pesquisador colaborador — CEAMAZON/UFPA

Os sistemas motrizes têm um peso extremamente relevante no consumo elétrico mundial. Estimase que os motores elétricos representem aproximadamente 53% do consumo final de eletricidade no mundo. No Brasil, esse impacto também é expressivo: a indústria consome cerca de 36% da eletricidade nacional, e os sistemas motrizes representam aproximadamente 68% desse consumo industrial, o que equivale a cerca de 35% de toda a eletricidade

consumida no país associada a motores elétricos. Em setores como refino, petroquímica, óleo e gás e plataformas offshore, os motores estão presentes em praticamente todos os processos críticos: bombeamento, compressão, ventilação, refrigeração, utilidades, circulação de fluidos e sistemas auxiliares. Como muitos desses equipamentos operam em regime contínuo, pequenas diferenças de rendimento podem gerar impactos expressivos em OPEX, emissões indiretas e

confiabilidade operacional. No entanto, a modernização motriz não deve ser tratada apenas como a troca de um motor antigo por um motor de maior classe de eficiência. A seleção da tecnologia deve considerar a aplicação, o perfil de carga e, principalmente, a qualidade da energia disponível. Motores de tecnologias mais avançadas podem apresentar excelente desempenho em condições ideais, mas podem ser mais sensíveis a distúrbios como harmônicos, desequilíbrio de tensão e variações de tensão.

Ganhos reais de eficiência em aplicações típicas de óleo e gás

A migração de motores antigos para motores IE3, IE4 e, futuramente, IE5 pode gerar ganhos relevantes, especialmente em aplicações de operação contínua e elevado fator de carga. Em condições adequadas de alimentação elétrica, motores IE4, como os baseados em ímãs permanentes ou outras arquiteturas síncronas de

alta eficiência, tendem a apresentar menor consumo, menor corrente de operação, menor temperatura e melhor desempenho energético em comparação com motores de classes inferiores.

Entretanto, é fundamental destacar que o ganho real não depende apenas da classe de eficiência nominal. Em condições de baixa qualidade de energiapor exemplo, presença de harmônicos, desequilíbrio de tensão ou variações de

tensão - algumas tecnologias de maior eficiência podem apresentar desempenho ligeiramente inferior ao esperado, inclusive com aumento de distorção de corrente, aquecimento ou redução da vantagem energética em relação a motores de indução convencionais.

Por isso, em aplicações críticas de óleo e gás, a seleção da tecnologia é determinante. Os motores de indução de gaiola de esquilo

ROI em projetos de retrofit motriz

O tempo de retorno depende da potência do motor, horas anuais de operação, tarifa de energia, custo do equipamento, regime de carga, criticidade da aplicação e condições reais de alimentação elétrica. Em operações contínuas, como refinarias, FPSOs e plantas petroquímicas, o retorno tende a ser mais atrativo porque os motores operam durante muitas horas por ano.

No entanto, o ROI deve ser avaliado com base no custo total de propriedade,

e não apenas no preço de compra do motor. A economia energética pode ser significativa, mas ela só se concretiza plenamente quando o motor selecionado opera em uma condição compatível com sua tecnologia. Se a instalação apresenta distorção harmônica elevada, desequilíbrio de tensão ou variações de tensão frequentes, o desempenho esperado pode ser reduzido.

Assim, em projetos de retrofit motriz, recomendo que a análise econômica

Substituição de motores antigos impacta metas ESG

A substituição de motores antigos por motores de

continuam sendo uma das tecnologias mais robustas e consolidadas para ambientes industriais severos. Novas tecnologias, como motores de ímãs permanentes, motores síncronos de relutância e arquiteturas híbridas, são promissoras, mas sua aplicação em campo deve ser precedida por estudos de qualidade de energia, regime de carga e criticidade operacional.

inclua não apenas a substituição do motor, mas também medições de qualidade de energia, avaliação do sistema acionado, necessidade de inversores de frequência, filtros, proteções, manutenção preditiva e impacto de paradas não programadas. Em aplicações críticas, confiabilidade e disponibilidade operacional podem ser tão importantes quanto a economia direta de energia.

maior eficiência contribui diretamente para a redução do consumo de eletricidade e, consequentemente, para

a redução das emissões indiretas de carbono associadas à energia elétrica consumida. Em setores intensivos em energia, esse efeito é particularmente relevante, pois os sistemas motrizes representam uma parcela significativa da demanda elétrica da planta. Do ponto de vista ESG, projetos de modernização motriz são atrativos porque

A importância da integração

A eficiência operacional moderna depende da integração entre motor, carga acionada, inversor de frequência, automação, sensores e manutenção preditiva. O motor premium é apenas uma parte do sistema. O maior ganho ocorre quando o acionamento é ajustado à demanda real do processo, especialmente em bombas, ventiladores e compressores, nos quais o controle por velocidade pode reduzir perdas associadas a válvulas,

combinam redução de custos, eficiência energética, descarbonização e aumento da confiabilidade. Contudo, é importante que esses projetos sejam tecnicamente bem especificados. A simples adoção de um motor de maior classe de eficiência não garante, por si só, o melhor resultado ambiental ou operacional.

Se o motor opera em

ambiente com baixa qualidade de energia, o aumento de perdas, aquecimento e distorção de corrente pode comprometer parte dos ganhos esperados. Portanto, uma estratégia ESG robusta deve integrar eficiência energética, qualidade de energia, monitoramento contínuo e manutenção preditiva.

dampers ou operação fora do ponto ótimo.

Ao mesmo tempo, inversores de frequência e eletrônica de potência exigem atenção técnica, pois podem introduzir harmônicos e outros efeitos sobre a qualidade da energia. Por isso, sua aplicação deve ser acompanhada de estudos de compatibilidade elétrica, filtros quando necessários, análise térmica do motor e monitoramento das condições de operação.

Sensores inteligentes e sistemas de manutenção preditiva permitem acompanhar corrente, tensão, temperatura, vibração, fator de potência, distorção harmônica e assinaturas elétricas do motor. Esse tipo de monitoramento é essencial para antecipar falhas, reduzir paradas não programadas e verificar se o motor está realmente operando com o desempenho esperado.

Riscos para confiabilidade operacional, perdas energéticas e segurança

O Brasil possui um parque instalado muito amplo, com milhões de motores trifásicos em operação. Muitos desses equipamentos são antigos, sobredimensionados, operam além da vida útil

recomendada ou passaram por sucessivas rebobinagens. Quando a rebobinagem não é realizada com controle técnico adequado, podem ocorrer perdas significativas de eficiência, aumento de

aquecimento e redução da vida útil do motor.

Em aplicações críticas de óleo e gás, isso representa riscos importantes: maior consumo energético, maior temperatura de operação,

degradação acelerada do isolamento, maior probabilidade de falhas e maior risco de paradas não programadas. Em sistemas de bombeamento, compressão e utilidades críticas, uma falha motriz pode comprometer a continuidade operacional da planta.

Ao mesmo tempo, é importante reconhecer que os motores de indução de gaiola de esquilo continuam sendo uma tecnologia extremamente robusta e confiável. O problema não está na tecnologia em si, mas no envelhecimento

As próximas gerações de sistemas motrizes

do parque instalado, na manutenção inadequada, no sobredimensionamento e na operação em condições elétricas desfavoráveis. Por isso, a modernização deve combinar substituição seletiva, manutenção adequada e diagnóstico da qualidade de energia.

A próxima geração de sistemas motrizes deverá ser definida pela combinação de motores de alta eficiência, eletrônica de potência avançada, digitalização e manutenção baseada em dados. Entre as tecnologias mais promissoras estão motores de ímãs permanentes, motores síncronos de relutância, arquiteturas com gaiola auxiliar, inversores de frequência de alta eficiência, sensores inteligentes, sistemas de diagnóstico por

assinatura elétrica, digital twins e inteligência artificial aplicada à manutenção preditiva.

No entanto, a principal tendência não será a substituição indiscriminada de uma tecnologia por outra. A escolha deverá ser feita de forma técnica, considerando a aplicação, a robustez requerida, o perfil de carga, o ambiente industrial e a qualidade da energia. Motores de indução de gaiola de esquilo ainda terão papel importante em aplicações

severas e críticas, justamente pela robustez e maturidade tecnológica.

As novas tecnologias têm grande potencial, mas precisam ser validadas em campo sob diferentes condições operacionais. Em ambientes com harmônicos, desequilíbrio ou variações de tensão, o desempenho real pode se afastar do desempenho nominal de catálogo. Por isso, a engenharia de aplicação será cada vez mais importante.

Considerações finais

A modernização dos sistemas motrizes deve ser compreendida como uma estratégia industrial ampla, e não apenas como uma política de substituição de motores. Motores de maior eficiência podem reduzir consumo, OPEX e emissões, mas a eficiência real depende da interação entre motor, carga, qualidade da energia, acionamento, automação e manutenção.

Em condições ideais, tecnologias como motores

IE4 de ímãs permanentes podem apresentar menor consumo e melhor desempenho térmico. Porém, em condições de baixa qualidade de energia, como harmônicos, desequilíbrio e variações de tensão, esses motores podem apresentar desempenho inferior ao esperado quando comparados a tecnologias convencionais mais robustas. Portanto, a melhor solução não é necessariamente o motor mais moderno, mas

o motor mais adequado à aplicação. Em setores como óleo, gás e petroquímica, a decisão deve ser baseada em diagnóstico técnico, medições de campo, análise de qualidade de energia, avaliação do regime de carga e estratégia de manutenção. Essa abordagem permite alcançar simultaneamente eficiência energética, confiabilidade operacional, segurança e competitividade industrial.

Comparação entre tecnologias

Estudo baseado em experimentos realizados no CEAMAZON, sob a orientação da Profa. Dra. Maria Emília de Lima Tostes e do Prof. Dr. Ubiratan Holanda Bezerra. As contribuições estão fundamentadas em estudos experimentais sobre eficiência energética, qualidade da energia, motores elétricos das classes IE2, IE3 e IE4, motores de ímãs permanentes, variação de tensão, desequilíbrio de tensão, harmônicos e desempenho térmico de máquinas elétricas.

Para analisar as melhorias operacionais em motores de alta eficiência e visando futuras substituições entre tecnologias, os motores das classes IE2, IE3 e IE4 foram comparados sob as mesmas condições de operação. Os resultados são apresentados a seguir.

O LSPMM da classe IE4 apresenta menor corrente total em comparação com os motores de indução gaiola de esquilo das classes IE2 e IE3, conforme apresentado na Figura 1(a). A corrente total em motores de indução é composta por duas parcelas: a corrente associada à carga conectada e a corrente de magnetização, necessária

para criar os campos magnéticos no entreferro.

A presença de ímãs permanentes contribui para a redução da corrente de magnetização, que em alguns casos pode representar até 50% da corrente nominal do motor, reduzindo assim as perdas nos enrolamentos do estator. Outra característica

do LSPMM da classe IE4 é sua operação em velocidade síncrona, na qual, teoricamente, não há circulação de corrente nas barras do rotor. Isso reduz as perdas ôhmicas e, consequentemente, a temperatura de operação, conforme observado na Figura 1(b).

(a) (b)

FIGURA 1. Comparação entre motores das classes IE2, IE3 e IE4: (a) corrente total e (b) temperatura de operação.

Variação de Tensão

A presença de ímãs permanentes resulta em uma curva de corrente versus carga diferente para o motor analisado de 0,75 kW da classe IE4 (Figura 2, à esquerda), quando comparado ao motor de indução gaiola de esquilo — SCIM (Figura 2, à direita). O LSPMM possui uma gaiola de esquilo que proporciona a capacidade de partida direta e permite a operação síncrona.

Nessa condição, não haverá circulação de corrente nas barras do rotor, uma vez que o escorregamento será nulo, considerando também a ausência de componentes harmônicas da força magnetomotriz no entreferro. O LSPMM é uma máquina síncrona; entretanto, não possui corrente de campo externa,

A condição de variação de tensão (VV) para o motor analisado resulta em uma corrente de entrada que varia com a magnitude da tensão, principalmente abaixo da condição nominal, como pode ser observado na Figura 3. É importante destacar que, para cada condição de tensão, foi configurada a mesma carga

pois os campos magnéticos são produzidos pelos ímãs localizados no rotor. Assim, sua operação em vazio se assemelha à de uma máquina síncrona operando subexcitada.

Observa-se que a curva apresenta um formato em “V”, principalmente em condições de baixa

carga, nas quais se verifica uma pequena redução da corrente de linha à medida que a carga aumenta. A partir de aproximadamente 40% de carga, a corrente passa a acompanhar o aumento da carga no motor, de forma semelhante ao observado no motor de indução gaiola de esquilo da classe IE3.

Experimental input current as a function of load at different voltage magnitudes

Figure 2. Experimental input current as a function of load for a 0.75 kW IE4 Class (left) and an IE3 Class (right) motors at nominal voltage and frequency conditions.

Figure 3

no eixo do motor. Observa-se que, em relação à condição nominal, a subtensão resulta em menores correntes de entrada para o motor LSPM em cargas abaixo da nominal. Em seguida, para cargas acima da nominal, as quatro condições de magnitude de tensão analisadas resultam

Avaliação térmica

A carga térmica é um importante indicador da condição de saúde dos motores elétricos. Para verificar os impactos da variação de tensão sobre a temperatura, foram capturadas imagens termográficas a cada dois

em correntes superiores à condição nominal, sendo as condições de 0,90 p.u. e 1,10 p.u. aquelas que apresentam as maiores correntes de entrada.

O desvio nas tensões produz uma variação proporcional no consumo reativo do motor,

principalmente devido à variação da tensão induzida na impedância paralela do LSPMM. Isso faz com que as perdas reativas associadas à reatância de dispersão sejam maiores do que as observadas na condição nominal.

minutos, até que o equilíbrio térmico fosse atingido para cada condição de magnitude de tensão. Os ensaios foram realizados considerando carga plena, com captura das vistas lateral — estator — e frontais — rotor — do motor. As imagens apresentadas

nas Figuras 4 e 5 correspondem aos registros do LSPMM após atingir o equilíbrio térmico nas condições de tensão de 0,90 p.u., 1,00 p.u. e 1,10 p.u., tanto na vista frontal quanto na vista lateral.

Figure 4. Frame temperature variation in the LSPMM in VV conditions: Frontal temperature with (a) 0.90 p.u.; (b) 1.00 p.u. and (c) 1.10 p.u.

Figure 5. Frame temperature variation in the LSPMM in VV conditions: lateral temperature with (a) 0.90 p.u.; (b) 1.00 p.u. and (c) 1.10 p.u.

Observa-se que cada condição resulta em variações de temperatura para a mesma carga conectada, o que impactará a vida útil e o período de

Análise Econômica

Foi possível observar as diferenças produzidas pela variação de tensão (VV) no LSPMM. Para quantificar esses impactos, foi realizada uma análise econômica considerando usuários em regiões com tensões diferentes das tensões nominais do motor e nas quais existe a possibilidade de selecionar a conexão secundária de seus transformadores para alimentar as cargas instaladas.

Neste caso, foi utilizado como referência Honduras, localizada na América Central, onde há tensões nominais trifásicas de 208 V para a conexão em estrela e tensões trifásicas de 240 V para a conexão em triângulo. Para quantificar

Em seguida, a partir dos diferentes consumos estimados, foi considerado um custo de energia de tarifa única de USD 0,08/kWh. Embora muitas empresas

manutenção dos motores elétricos submetidos a essas condições. A vista lateral do estator e a vista frontal do rotor revelam uma diferença de temperatura que varia de

5,5 °C a 8 °C. Essa variação de temperatura ocorre para as magnitudes de tensão de 0,90 p.u. e 1,10 p.u.

a economia em cada nível de tensão, o consumo anual para cada condição de carga foi estimado com base nas medições experimentais de potência, considerando 6000 horas de operação por ano.

A Figura 6 apresenta o

consumo aproximado do LSPMM em cada condição de tensão em função das magnitudes de tensão e da carga. Observa-se claramente que o consumo de potência aumenta de acordo com a magnitude da tensão.

utilizem um esquema tarifário por horário de uso (time-of-use — TOU), nesse caso não há diferença, uma vez que as horas de operação serão as mesmas em ambas

as tensões.

A partir dos custos operacionais do motor nas diferentes condições de tensão, obteve-se a diferença entre os custos considerando

Figure 6. Consumption as a function of voltage magnitude for different load conditions.

que a alimentação do motor passa da conexão em triângulo, com 240 V, para a conexão em estrela, com 208 V, em um motor com tensão nominal de 220 V. Isso corresponde à alteração da tensão de alimentação do motor de 1,10 p.u. para 0,95 p.u.

A economia foi comparada com o custo inicial de um motor da classe IE3 de mesma potência, com o objetivo de verificar a contribuição dessa alteração nas tensões de alimentação do motor para cada condição de carga. Os resultados são apresentados na Figura 7.

As estimativas indicam que, para carregamentos abaixo de 60%, a redução da magnitude de tensão de 1,10 p.u. para 0,95 p.u.

Desequilíbrio de Tensões

pode resultar em benefícios suficientes para permitir a aquisição de um novo motor com a economia gerada ao longo de sua vida útil. Esse resultado destaca os benefícios dessa análise.

No entanto, o percentual de carga e a potência de saída também devem ser verificados, uma vez que este estudo foi limitado a um motor com potência de saída de 0,75 kW.

As melhorias implementadas no LSPMM resultam em temperaturas operacionais mais baixas em relação aos motores IE2 e IE3 sob condições ideais de alimentação. Entretanto, em condições de desequilíbrio de tensão (VU), surgem elevados desequilíbrios de corrente, aumentando as perdas e, consequentemente, as temperaturas internas e externas do motor. Para avaliar o impacto do VU com subtensão e sobretensão, foram capturadas imagens termográficas da tampa do motor, cujos resultados são apresentados nas Figuras 8 e 9.

As imagens indicam que 1% de VU, tanto com subtensão quanto com sobretensão, não provoca aumentos visíveis de temperatura no

LSPMM, justificando a não necessidade de redução da potência de saída nessa condição, conforme a NEMA. Os cenários mais críticos correspondem aos desequilíbrios de 3% e 4% com sobretensão (Figura 9, c–f), que se mostraram mais prejudiciais à temperatura do motor do que o VU com subtensão.

Figure 7. Payback for the initial cost of a new motor by changing the IM voltage supply level.

8. Temperatura da carcaça com: 1% de subtensão (a & b); 3% subtensão (c & d); 4% de subtensão.

da carcaça com: 1%

(a & b); 3% sobretensão (c & d); 4% sobretensão (e & f).

1. TABORA, Jonathan Muñoz. Experimental evaluation, diagnosis, and prediction of the impacts of power quality disturbances in IE2, IE3, and IE4 class efficiency motors. 2024. Tese (Doutorado em Engenharia Elétrica) — Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Instituto de Tecnologia, Universidade Federal do Pará, Belém, 2024.

2. MUÑOZ TABORA, J.; TOSTES, M. E. de L.; MATOS, E. O. de; SOARES, T. M.; BEZERRA, U. H. Voltage harmonic impacts on electric motors: a comparison between IE2, IE3 and IE4 induction motor classes. Energies, v. 13, n. 13, art. 3333, 2020. DOI: 10.3390/en13133333.

3. TABORA, J. M.; TOSTES, M. E. de L.; MATOS, E. O. de; BEZERRA, U. H.; SOARES, T. M.; ALBUQUERQUE, B. S. de. Assessing voltage unbalance conditions in IE2, IE3 and IE4 classes induction motors. IEEE Access, v. 8, p. 186725–186739, 2020. DOI: 10.1109/ACCESS.2020.3029794.

4. TABORA, J. M. et al. Assessing energy efficiency and power quality impacts due to high-efficiency motors operating under nonideal energy supply. IEEE Access, v. 9, p. 121871–121882, 2021. DOI: 10.1109/ACCESS.2021.3109622.

5. TABORA, J. M.; TSHOOMBE, B. K.; FONSECA, W. S. da; TOSTES, M. E. de L.; MATOS, E. O. de; BEZERRA, U. H.; SILVA, M. O. e. Virtual modeling and experimental validation of the line-start permanent magnet motor in the presence of harmonics. Energies, v. 15, art. 8603, 2022. DOI: 10.3390/en15228603.

6. TABORA, J. M.; CORREA DOS SANTOS JÚNIOR, L.; MATOS, E. O. de; SOARES, T. M.; MANITO, A. R. A.; TOSTES, M. E. de L.; BEZERRA, U. H. Exploring the effects of voltage variation and load on the electrical and thermal performance of permanent-magnet synchronous motors. Energies, v. 17, art. 8, 2024. DOI: 10.3390/en17010008.

7. ROZAL FILHO, E. O.; TABORA, J. M.; TOSTES, M. E. de L.; MATOS, E. O. de; SOARES, T. M.; BEZERRA, U. H.; MANITO, A. R. Harmonic classifier for efficiency induction motors using ANN. Revista Contemporânea, v. 3, n. 10, p. 17660–17678, 2023. DOI: 10.56083/RCV3N10-054.

8. TABORA, Jonathan M.; SOARES, Thiago M.; MATOS, Edson Ortiz de; TOSTES, Maria Emília de Lima; HUAQUISACA, Juan C. Efeitos de harmônicos em motores de indução de alto rendimento. Revista Eletricidade Moderna, Brasil, ISSN 0100-2104.

FIGURA

FIGURA 9. Temperatura

sobretensão

Eficiência em Águas Profundas:

Como a Inteligência de Dados está Redefinindo a Engenharia de Óleo e Gás

por: Engenharia da Ubivis Smart Machine

O setor de Óleo e Gás sempre foi o epicentro de desafios complexos. Operar em ambientes de alta criticidade exige não apenas robustez física, mas uma precisão absoluta nos processos de manutenção e integridade de ativos.

No entanto, mesmo nas operações mais avançadas, um gargalo persistente costumava drenar o potencial das equipes: o peso excessivo de tarefas operacionais manuais na validação de sistemas e equipamentos. Para liderar a transição

rumo à Indústria 4.0, o foco das grandes operadoras mudou. O objetivo central agora é a drástica redução do tempo desperdiçado em processos burocráticos de engenharia, permitindo que o capital humano se concentre na análise preditiva e na

segurança operacional.

O Case Shell Brasil: Transformação na Prática

A busca por essa excelência levou à implementação de projetos pioneiros de Software Defined

Manufacturing (SDM) e automação de testes em parceria com a Shell Brasil. O desafio era claro: otimizar a validação de processos críticos, onde cada minuto de atraso ou erro de execução pode representar riscos operacionais e custos

elevados.

Ao aplicar uma camada de inteligência e padronização sobre os procedimentos de teste, foi possível

converter processos antes lentos e manuais em fluxos de trabalho ágeis e digitais. Os resultados obtidos nesse projeto de otimização servem como um novo benchmark para o setor:

• 92% de redução no tempo de validação de testes: Aceleração crítica que permite uma resposta muito

A Tecnologia como Pilar de Integridade

No contexto de refinarias e plataformas, a validação de sistemas de controle e sensores é vital. A integração de dados provenientes de CLPs e sistemas IoT diretamente em plataformas de análise permite a criação de um ecossistema de “Gêmeos Digitais” (Digital Twins) muito mais dinâmico.

Com a redução de 92% no tempo de validação, a engenharia da Shell Brasil ganha uma agilidade sem precedentes. O que antes era um processo de conferência exaustivo tornase uma verificação instantânea e precisa. Isso

não apenas otimiza o uso das horas dos engenheiros — com uma

melhoria direta de 2% na eficiência individual de validação — mas também eleva o nível de segurança, já que o erro humano na transcrição e análise manual de dados é virtualmente eliminado.

O Futuro: Escalabilidade e Inteligência Preditiva

O sucesso deste projeto demonstra que a digitalização no setor de Óleo e Gás não é apenas sobre coletar dados, mas sobre o que fazemos com eles. Ao liberar os engenheiros de tarefas repetitivas, a

mais rápida à integridade dos ativos.

• 83% de redução no tempo de execução de testes: Automatização de rotinas que antes consumiam dias de trabalho de campo e escritório.

• Padronização global de procedimentos: Eliminação de inconsistências, garantindo que cada teste siga rigorosamente os mesmos parâmetros de segurança e qualidade.

Shell Brasil posiciona sua equipe na vanguarda da inovação, focando em análise de risco dinâmica e manutenção preditiva baseada em Machine Learning.

O tempo recuperado através dessa transformação digital é o recurso mais valioso para a exploração e produção do futuro. Padronizar processos não é apenas uma busca por economia; é o alicerce para uma operação mais segura, inteligente e sustentável em um dos setores mais exigentes do planeta

Evitando Custos de

DescomissionamentoOffshore por Meio de Análise Multicritério: O Caso dos Aerogeradores

na

Economia do Mar

por: Tadeu Santana Cordeiro, Especialista em Projetos Sustentáveis, Mudanças Climáticas & Mercado de Carbono — UFPR

Como a metodologia MCDM com Hard Gates regulatórios pode transformar passivos dedescomissionamento em ativos de descarbonização — gerando créditos de carbono eimpulsionando a eólica offshore no Brasil

Resumo: O descomissionamento de plataformas offshore no Brasil projeta custos entre USD 20 e300 milhões por estrutura, configurando um passivo ambiental e financeiro crescente. Este artigopropõe a aplicação de metodologias de Tomada de Decisão Multicritério (MCDM) — incluindoAHP, TOPSIS, ELECTRE-III, PROMETHEE-II e VIKOR — integradas a um sistema de Hard Gatesregulatórios identificados a partir da análise de 62 Planos de Desativação de Instalações (PDIs)públicos da ANP. A avaliação foca no repropósito de plataformas como hubs de geração eólicaoffshore, demonstrando que a conversão pode reduzir custos líquidos em até 70%, evitar mais de300.000 tCO₂e em 25 anos e gerar créditos de carbono sob o nascente Sistema Brasileiro deComércio de Emissões (SBCE). O arcabouço é posicionado no contexto da Economia do Mar e datransição energética brasileira, com análise comparativa entre o litoral Sudeste e Nordeste.

Palavras-chave: descomissionamento offshore; análise multicritério; MCDM; aerogeradoresoffshore; créditos de carbono; economia do mar; repropósito de plataformas.

Nota sobre o fator de emissão: O fator de 0,10 tCO₂/MWh adotado neste estudo refere-se à margem combinada (combined margin) definida pela metodologia ACM0002 do UNFCCC [12],que pondera a Margem de Operação (OM — despacho das usinas marginais da rede) e a Margem deConstrução (BM — perfil da capacidade adicionada ao sistema). Segundo o MCTI/SIRENE [19], ofator de emissão da margem combinada do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o período2020-2024 situa-se entre 0,08 e 0,12 tCO₂/MWh, refletindo o fato de que, embora a matrizbrasileira seja predominantemente renovável (~83%, segundo a EPE/BEN 2024 [20]), a expansãoda demanda é frequentemente atendida por termelétricas a gás natural (fator ~0,45 tCO₂/MWh). Ovalor de 0,10 tCO₂/MWh é, portanto, conservador e adequado para projetos de crédito de carbono,estando alinhado com as diretrizes do Article 6 do Acordo de Paris e do SBCE (Lei 15.042/2024).

1. Introdução: O Passivo do Descomissionamento

O Brasil caminha para uma onda sem precedentes de descomissionamento offshore. A Bacia deCampos, que respondeu por mais de

80% da produção nacional de petróleo nas décadas de 1980 e1990, abriga hoje dezenas de plataformas fixas e flutuantes em fase madura ou de encerramentooperacional. Somente o portfólio de descomissionamento da Petrobras para o período 2025-2029 contempla mais

de 30 estruturas, com custos estimados entre USD 20 milhões (plataformas fixas em águas rasas) e USD 300 milhões (FPSOs em águas profundas), conforme dados do Plano Estratégico 20252029 e do Anuário Estatístico da ANP [1, 2].

Paralelamente, o Brasil consolidou seu arcabouço legal para a energia eólica offshore com a Lei15.097/2025 (Marco Legal da Eólica Offshore) e instituiu o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões(SBCE)

pela Lei 15.042/2024, com negociações previstas para iniciar em 2026-2027. Esses dois marcoscriam uma conjuntura inédita: a possibilidade de converter um passivo — o custo de descomissionamento— em um ativo de descarbonização por meio do repropósito de plataformas para geração eólica offshore.

O presente artigo argumenta que uma decisão tão complexa não pode ser tomada por intuição ou análisede custo isolada.

2. Por Que Análise Multicritério?

A Tomada de Decisão Multicritério (Multi-Criteria Decision Making — MCDM) é um campo consolidadoda pesquisa operacional que oferece métodos sistemáticos para avaliar

alternativas complexas sobmúltiplos critérios, frequentemente conflitantes. No contexto de descomissionamento offshore, asdecisões envolvem variáveis de

Propõe-se um arcabouço de decisão multicritério (MCDM) que avalia simultaneamentemérito técnico e viabilidade regulatória, por meio de cinco métodos matemáticos complementares e umsistema de Hard Gates — identificados a partir da análise detalhada de 62 PDIs públicos da ANP em 10 bacias sedimentares, conduzida pelo autor — que funcionam como filtro de exequibilidade antes darecomendação final.

custo, segurança, impacto ambiental, conformidade regulatória e aceitaçãosocial — nenhum dos quais pode ser isolado sem comprometer a qualidade da decisão.

A abordagem proposta utiliza cinco métodos complementares, cada qual capturando uma dimensãodiferente do problema:

A diversidade metodológica é intencional: quando quatro ou cinco métodos convergem para a mesmaalternativa, a

confiança na decisão é significativamente maior do que qualquer método isolado poderiagarantir. A convergência de 4 entre 5

3. Os 7 Critérios e os Hard Gates Regulatórios

3.1 Hierarquia de Critérios Calibrada para o Brasil

A análise conduzida pelo autor de 62 Planos de Desativação de Instalações (PDIs) públicos da ANP,distribuídos em 10 bacias sedimentares

brasileiras, revelou uma hierarquia de critérios que se distancia substancialmente das normas internacionais. Enquanto modelos do

métodos (80%) constitui o que denominamos “consensometodológico robusto”.

Mar do Norte e Golfo do Méxicoprivilegiam o custo como fator dominante [5, 6], no Brasil o Impacto Ambiental emergiu como critério primário:

Essa hierarquia reflete o peso institucional do sistema de licenciamento IBAMA/ EIA-RIMA e asensibilidade ecológica dos biomas

marinhos tropicais brasileiros — particularmente quanto à bio invasãopelo coral-sol (Tubastraea spp.), que constitui um

3.2 Hard Gates: O Filtro de Viabilidade

Um achado crítico da análise dos 62 PDIs é que a alternativa tecnicamente superior nem sempre é

Hard Gate ambiental específico sem equivalente internacional.

executável no cenário regulatório atual. Para

resolver essa discrepância, o framework introduz o conceito de Hard Gates

— filtros de viabilidade regulatória identificados a partir da análise empírica

dos PDIs, que classificam cada alternativa em três categorias:

VIÁVEL: Pode ser executada no arcabouço regulatório atual (ex.: Remoção Completa — score95/100).

CONDICIONAL: Depende de articulação regulatória prévia (ex.: Repropósito Eólico — score35/100).

INVIÁVEL: Bloqueada por impedimento legal ou técnico insuperável.

Os Hard Gates identificados no contexto brasileiro incluem fatores sem paralelo internacional, como o regime aduaneiro REPETRO-SPED, que cria obrigações fiscais

que restringem o cronograma dedescomissionamento, e conflitos fundiários envolvendo MST/INCRA em instalações onshore. Essesfatores não são

capturados por modelos internacionais de decisão e foram identificados exclusivamentepor meio da análise sistemática dos PDIs brasileiros.

4. Repropósito para Aerogeradores: Estudo Conceitual com 3 Turbinas

4.1 Configuração Técnica — Exemplo Ilustrativo

O repropósito propõe a conversão de uma plataforma offshore descomissionada em um hub de geraçãoeólica, utilizando a infraestrutura existente — jaqueta estrutural, heliporto,

alojamentos e cabossubmarinos — como base para a instalação de aerogeradores offshore. É fundamental ressaltar que cadaplataforma requer uma avaliação estrutural específica (inspeção

O exemplo abaixo é ilustrativo:

- 3 aerogeradores de 10 MW(30 MW de capacidade instalada)

- Fator de capacidade: 45% (Sudeste) a 55% (Nordeste) [8]

subaquática, análise de fadiga erecertificação conforme API RP 2SIM) para determinar a capacidade de suportar as cargas dinâmicas de aerogeradores.

- Produção anual estimada: 118.260 MWh (SE) a 144.540 MWh (NE)

- Conexão ao SIN via cabos submarinos existentes ou novos

O CAPEX estimado para a conversão com três aerogeradores de 10 MW situa-se na faixa de USD 97-141milhões (ponto médio USD 119 milhões), incluindo turbinas, reforço estrutural, cabos submarinos eengenharia. Esse valor é comparável ao custo de descomissionamento convencional de FPSOs (USD 100-300 milhões), criando economia líquida desde o início para essas estruturas. Para plataformas fixas emáguas rasas (cujo descomissionamento custa USD 20-60 milhões), a viabilidade econômica depende dareceita de energia e créditos de carbono ao longo da vida útil.

4.2 O Efeito do Nordeste: Ventos Mais Favoráveis

O litoral Nordeste brasileiro possui um dos melhores regimes de ventos offshore do planeta. Enquanto oSudeste apresenta fator de capacidade (CF) médio de 40-45%, o Nordeste alcança 50-55% consistentemente — e em áreas como a Bacia de Sergipe-Alagoas e o litoral do Ceará e Rio Grande doNorte, pode ultrapassar 55% [8]. O impacto no repropósito é direto:

Isso significa que plataformas localizadas no Nordeste — como as das bacias de SergipeAlagoas, Potiguare Ceará —

teriam retorno econômico significativamente melhor, tornando o repropósito ainda maisatrativo. É relevante notar que diversas

4.3 Repropósito vs. Descomissionamento

plataformas maduras nessas bacias já estão em fase de descomissionamento, criando uma oportunidade imediata.

Para o caso específico de FPSOs, onde o custo de descomissionamento pode atingir USD 300 milhões, o repropósito gera economia líquida imediata — o custo evitado excede o

investimento de conversão antesmesmo de qualquer receita de energia. Mesmo para plataformas fixas, o custo de conversão (USD 97-141M) é comparável ou inferior ao

5. Resultados do MCDM: Repropósito Domina

A aplicação dos cinco métodos MCDM ao problema de descomissionamento, considerando as trêsalternativas clássicas (Remoção Completa, Remoção Parcial e Repropósito), produziu resultadosconvergentes e robustos:

descomissionamento convencional de estruturas maiores (USD 100-300M), com a diferença fundamental de que o repropósito gera receita recorrente por 25 anos.

A divergência do ELECTRE-III é explicada pelo mecanismo de veto: como o repropósito possui pontuaçãomais baixa em Aspectos Legais (score 6/10 vs.

9/10 da Remoção Completa), o limiar de veto penaliza essa alternativa. Isso não invalida o resultado — pelo contrário, identifica precisamente onde o esforço regulatório deve

ser concentrado.

A validação por simulação Monte Carlo (1.000 iterações com ruído proporcional à incerteza de cadacritério) confirma robustez de 79,7%:

6. Créditos de Carbono e a Economia do Mar

6.1 O Balanço de Carbono

O argumento ambiental do repropósito é ancorado em uma assimetria substancial. Odescomissionamento convencional emite entre

o repropósito vence em aproximadamente 800 de cada 1.000 simulações, mesmo sob perturbação estocástica dos dados de entrada.

15.200 e 24.900 tCO₂ por plataforma (P&A de poços, remoção de topsides, corte de jaqueta, transporte e reciclagem onshore) [14]. O repropósito, ao contrário, evita emissões ao deslocar geração fóssil conectada à rede elétrica. Para a configuração de 3 × 10 MW:

Com a configuração de 3 × 10 MW, o repropósito evita mais de 300.000 toneladas de CO₂ equivalente ao longo

de 25 anos no Sudeste — e mais de 366.000 tCO₂e no Nordeste —, um volume significativo no contexto das metas brasileiras de redução de emissões.

6.2 Receita de Créditos de Carbono

Com o SBCE iniciando negociações em 2026-2027 [10], e os preços projetados de carbono seguindo atrajetória da IEA [7], a receita acumulada de créditos de carbono sob metodologia ACM0002/ UNFCCC,elegível para registro sob Verra VCS ou Gold Standard, pode ser projetada por região:

A receita de créditos de carbono constitui um fluxo de receita complementar que melhorasignificativamente a atratividade econômica do

projeto. Com a configuração de 3 × 10 MW, o total acumulado em 20 anos pode atingir USD 1418 milhões — um valor

6.3 Economia do Mar (Blue Economy)

O repropósito de plataformas para aerogeradores insere-se diretamente no conceito de Economia do Mar,que a

Descarbonização:

Comissão Europeia define como “o crescimento sustentável dos setores marítimos, respeitando oslimites ecológicos”.

considerável que cresce à medida queos preços de carbono sobem ao longo do horizonte de análise.

No contexto brasileiro, isso ganha contornos particulares:

O Brasil possui mais de 150 plataformas offshore. Reaproveitar 10% delas (15plataformas, cada uma com 3 × 10 MW) geraria 450 MW de capacidade eólica e evitaria ~177.390 a216.810 tCO₂e/ano, dependendo da localização — uma contribuição significativa para as metas da NDCbrasileira.

Créditos de carbono offshore:

A combinação de energia limpa gerada em ambiente marinho com apreservação de recifes artificiais (as jaquetas das plataformas funcionam como habitats marinhos com 20-50x mais biomassa que o fundo circundante [4]) cria um ativo de carbono de alta integridade para omercado voluntário.

Retenção de emprego:

O descomissionamento destrói empregos offshore. O repropósito mantém 25-40 posições permanentes por plataforma, retendo a força de trabalho qualificada em municípios costeirosdependentes de O&G como Macaé e Aracaju.

7. A Recomendação em Duas Camadas

A integração do MCDM com os Hard Gates — derivados da análise empírica de 62 PDIs

— produz umaarquitetura de recomendação em duas camadas que constitui a principal contribuição prática deste artigo:

Camada 1 — Recomendação Primária (executável hoje): A melhor alternativa classificadacomo VIÁVEL pelo Feasibility Gate. Atualmente, isso seria a Remoção Parcial (score regulatório75/100), que está prevista na ANP 817/2020 como exceção justificável [1].

Camada 2 — Recomendação Condicional (melhor mérito técnico): O Repropósito paraAerogeradores, que vence em 80% dos métodos MCDM com robustez de 79,7% em Monte Carlo,mas possui status CONDICIONAL (score regulatório 35/100) pela ausência de precedentes eframework regulatório específico no Brasil.

A estratégia recomendada é iniciar o PDI com a alternativa primária (viável)

e, em paralelo, articular aviabilidade regulatória da alternativa condicional. Se a aprovação for obtida junto a ANP, IBAMA eEPE/MME dentro de 12-24 meses, o PDI

migra para repropósito. Se não, a alternativa primária já está emandamento — eliminando o risco de atraso.

Essa abordagem em duas

camadas é uma resposta direta à lição aprendida com os 62 PDIs analisados: amelhor opção técnica pode não ser executável

8. Panorama Regulatório Favorável

imediatamente, e o decisor precisa de um plano que contemple tanto o ideal quanto o viável.

Três marcos regulatórios convergem para criar uma janela de oportunidade:

Lei 15.097/2025 (Marco da Eólica Offshore) [11]:

Define competências para outorga de áreas,prazos de concessão de até 35 anos e procedimentos de licenciamento que acomodam integração comconcessões petrolíferas existentes.

Lei 15.042/2024 (SBCE) [10]:

Cria mecanismo de precificação de carbono que valorizaeconomicamente as emissões evitadas pelo repropósito.

Resolução ANP 817/2020 [1]:

Permite explicitamente alternativas à remoção total no âmbito do PDI— a base regulatória para propor repropósito.

Internacionalmente, precedentes reforçam a viabilidade do conceito. O projeto Hywind Tampen (Equinor,88 MW de eólica flutuante alimentando plataformas de O&G no Mar do Norte) demonstra a integração operacional de infraestrutura eólicapetrolífera [9]. O BEIS/NSTA

9. Limitações do Estudo

É importante reconhecer as limitações inerentes a este estudo conceitual. Primeiro, os valores de CAPEXapresentados (USD 97-141 milhões para 3 × 10 MW) são estimativas de ordem de grandeza

do Reino Unido publicou diretrizes para repropósito de infraestrutura offshore em 2023. A Noruega prevê repropósito sob sua Lei doPetróleo.

A pontuação atual do Repropósito Eólico no Feasibility Gate é CONDICIONAL (35/100).

As dimensõ estécnica e econômica são favoráveis; a barreira é regulatória. Não existe precedente de repropósito no Brasil — mas também não existe proibição.

A articulação coordenada entre ANP, IBAMA e EPE/MME constituiria o próximo passo necessário.

baseadas embenchmarks da indústria, não em projetos EPC detalhados. O custo real de conversão dependerácriticamente das condições estruturais de cada plataforma, da distância à costa e da disponibilidade

decabos submarinos com capacidade excedente.

Segundo, o fator de emissão da rede elétrica (0,10 tCO₂/MWh) reflete a margem combinada atual. À medida que a matriz brasileira se descarboniza — com a

expansão de solar e eólica onshore — esse fatortende a diminuir, reduzindo o volume de créditos de carbono gerados por MWh produzido. A projeção dereceita de carbono deve, portanto, ser vista como conservadora nos anos iniciais e sujeita a revisãoconforme a evolução da matriz.

Terceiro, a análise MCDM foi aplicada a um caso genérico de repropósito eólico. Cada plataforma possui características únicas

9. Limitações do Estudo

O descomissionamento offshore no Brasil não precisa ser apenas um passivo. Este artigo demonstrou quea análise multicritério — quando integrada a filtros de viabilidade regulatória (Hard Gates) derivados daanálise empírica de 62 PDIs públicos da ANP — fornece uma base científica robusta para transformarobrigações de custo em oportunidades de investimento sustentável.

O repropósito de plataformas para aerogeradores é tecnicamente viável, economicamente

de idade, tipo estrutural (jaqueta, semi-submersível, TLP), profundidade, estado deconservação e localização — fatores que podem alterar significativamente os scores de cada critério e,consequentemente, o ranking final. O framework é um instrumento de apoio à decisão, não um substitutopara a engenharia conceitual específica.

Por fim, a análise regulatória reflete o arcabouço vigente em

abril de 2026. O Marco da Eólica Offshore(Lei 15.097/2025) ainda depende de regulamentação complementar, e o SBCE está em fase deimplementação. Mudanças regulatórias podem tanto facilitar quanto dificultar o repropósito — o quereforça a importância da abordagem em duas camadas aqui proposta.

competitivo e ambientalmente superior ao descomissionamento convencional. Os números são eloquentes: mais de 300.000 tCO₂e evitados em 25 anos com 3 aerogeradores de 10 MW, até 22% mais retorno no Nordestepela superioridade dos ventos, e uma economia de USD 20300 milhões por estrutura em custos dedescomissionamento evitados.

A principal barreira não é tecnológica nem econômica — é regulatória. E é exatamente por isso que oframework de Hard Gates é

essencial: ele separa o mérito técnico da viabilidade de execução, permitindoque o decisor tenha clareza sobre o que é possível hoje e o que requer articulação para ser possívelamanhã.

Para o Brasil, que combina a maior frota offshore da América do Sul com um dos maiores potenciaiseólicos offshore do planeta — particularmente no litoral Nordeste —, o repropósito de plataformas é maisdo que uma opção: é uma necessidade estratégica na transição para a Economia do Mar.

confira aqui as referências.

INPI: 822 617 897 - 16

Campo de Eirin entra em produçãomais gás para a Europa

O campo de Eirin entrou em operação e já está exportando gás para a Europa através das plataformas Gina Krog e Sleipner A, no Mar do Norte. O desenvolvimento submarino foi concluído em tempo recorde.

Os recursos recuperáveis esperados de Eirin são de cerca de 27,6 milhões de barris de óleo equivalente, principalmente gás.

A exploração do campo de Eirin foi comprovada já em 1978, mas abandonada

devido à falta de rentabilidade. Após a invasão em larga escala da Ucrânia pela Rússia, o gás norueguês ganhou maior importância e a descoberta foi reavaliada em 2023.

“A parceria viu uma oportunidade de contribuir para a segurança energética da Europa em um momento desafiador. Elaboramos um plano ambicioso para um desenvolvimento rápido, econômico e seguro, que agora foi concretizado. Eirin estenderá a produção da plataforma Gina Krog por sete anos. Isso significa gás para a Europa e a continuidade da geração de valor por meio dos empregos associados à plataforma.

Linda Kåda Høiland, vice-presidente sênior para campos em fase final de vida útil da Equinor.

Eirin foi desenvolvida como uma instalação submarina conectada à plataforma Gina Krog. O gás é exportado através de Sleipner A. A área de Sleipner é um importante centro para as exportações de gás norueguês para a Europa. O investimento total é estimado em 4,5 bilhões de coroas norueguesas (NOK). O projeto permitirá estender a vida útil econômica de Gina Krog de 2029 para 2036.

“O projeto nos proporcionou aprendizados importantes sobre como desenvolver descobertas marginais de forma rápida e rentável. Esses desenvolvimentos submarinos serão importantes para manter a produção e a geração de valor na plataforma continental norueguesa no futuro. A colaboração precoce, os processos de tomada de decisão eficientes e as soluções padronizadas foram cruciais para a concretização do projeto Eirin em tão pouco tempo. Desde a concepção do projeto até o início da produção, decorreram apenas três anos”, afirma Høiland.

O desenvolvimento de Eirin apresenta excelentes resultados em termos de segurança e tem aproveitado amplamente tecnologias já consolidadas. A eletrificação de Gina Krog em 2023 significa baixas emissões de CO₂ também para o campo de Eirin, em torno de 3 kg de CO₂ por barril produzido.

Plataforma Gina Krog no Mar do Norte

Saipem assina MoU com a Petrobras para descomissionamento

A Saipem e a Petrobras assinaram um Memorando de Entendimento (MoU) para iniciar um diálogo técnico com o objetivo de avaliar e potencialmente desenvolver soluções integradas para atividades de descomissionamento no Brasil, com referência a campos de petróleo e gás, sistemas submarinos e infraestrutura associada.

Em particular, o MoU abrange atividades de

tamponamento e abandono – relacionadas ao fechamento permanente e seguro de poços de petróleo e gás – bem como o descomissionamento submarino, e define uma estrutura para a colaboração técnica e operacional entre as duas empresas. O objetivo é contribuir para a melhoria da eficiência, sustentabilidade e nível de inovação das atividades de infraestrutura em fim de vida útil .

No âmbito do acordo, a Saipem e a Petrobras colaborarão na avaliação de potenciais parcerias com empresas e instituições especializadas em atividades de descomissionamento, bem como no desenvolvimento e implementação de novas tecnologias, metodologias e soluções integradas para esse tipo específico de atividade.

A cooperação incluirá também a avaliação de alternativas logísticas e operacionais, como a utilização de unidades e embarcações de perfuração, bem como o aprimoramento das práticas existentes para

enfrentar os principais desafios técnicos e operacionais relacionados às atividades de descomissionamento.

O acordo, com duração de um ano, reflete o compromisso mútuo da Petrobras e da Saipem com a inovação, em conformidade com a legislação aplicável, a conduta ética e o desenvolvimento sustentável do setor de petróleo e gás no Brasil.

O memorando de entendimento não implica quaisquer compromissos vinculativos: portanto, quaisquer desenvolvimentos futuros estarão sujeitos a acordos separados entre as partes.

TotalEnergies e EGAS assinam Acordo de Cooperação para exploração offshore

A TotalEnergies e a Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) assinaram hoje um Memorando de Entendimento (MoU) sobre atividades de exploração. O MoU abrange uma vasta área localizada na costa noroeste do Egito.

O memorando de entendimento estabelece uma estrutura para a cooperação técnica, incluindo atividades preliminares de exploração e avaliação do subsolo.

“Temos o prazer de lançar esta cooperação com a EGAS, que reflete nossa ambição compartilhada de fortalecer ainda mais nossa parceria com a República Árabe do Egito. Este acordo apoiará a avaliação do potencial de exploração em águas profundas do Egito”, disse Nicola Mavilla, Vice-Presidente Sênior de Exploração da TotalEnergies.

Espanha propõe participação mínima crescente do biometano nas vendas de gás natural para 6% até 2035

O Ministério da Transição Ecológica e do Desafio Demográfico da Espanha (MITECO) apresentou um projeto de decreto real para promover o biometano no sistema energético espanhol, estabelecendo uma participação mínima crescente nas vendas de gás natural. A medida, que está sujeita a audiência pública e recebeu alegações até 11 de junho, estabelece o objetivo de alcançar uma penetração de 6% em 2035, começando de 0,5% em 2028, no mercado nacional de gás natural e gás natural liquefeito para usos que não sejam o transporte.

Na Espanha, a produção de biometano aumentou substancialmente nos últimos anos: enquanto em 2021 havia apenas uma planta de biometano em operação, no início de 2026 já existiam 23, sendo que 21 delas injetavam biometano em gasodutos existentes, totalizando uma capacidade de

produção de quase 1,4 TWh por ano. O Plano Nacional de Energia e Clima (PNIEC) 2023-2030 estabelece a meta de atingir uma produção de biogás de 20 TWh até 2030. De acordo com a demanda prevista na PNIEC 2021-2030 e as estimativas da CNMC, esses 6% equivaleriam a aproximadamente 10 TWh de

Isenções e escopo

biometano.

O texto regulatório faz parte da estratégia do Governo para avançar a autonomia energética, a descarbonização da economia, a recuperação de resíduos e a criação de empregos, especialmente em áreas rurais, além de reduzir a dependência de combustíveis fósseis importados.

O projeto estabelece que o consumo para geração de eletricidade, realizado em territórios insulares, bem como o uso em transporte rodoviário, marítimo e aéreo, este último sujeito às suas próprias regulamentações de energia renovável em andamento, estão isentos do cálculo da cota mínima.

Para cumprir a obrigação, o biometano deve possuir a correspondente Garantia de Origem, enquanto o descumprimento será considerado uma infração muito grave. A MITECO também definirá um sistema de controle e relatórios para verificar o cumprimento das obrigações.

Medidas de suporte e integração na rede

O projeto também inclui medidas técnicas para facilitar a integração de biometano e outros gases renováveis no sistema de gás, otimizando o uso das infraestruturas existentes. Essas incluem a incorporação de equipamentos de fluxo reverso como ativos do sistema, a definição de instalações de

conexão para injeção e o desenvolvimento de linhas diretas para novas plantas de produção de gás combustível.

Da mesma forma, mecanismos de prevenção à fraude são introduzidos, como a possível desqualificação de agentes que não cumpram as regulamentações setoriais.

Selo de sustentabilidade e crescimento do setor

A implantação do biometano será acompanhada por um selo de sistema de excelência social, territorial e ambiental, que deverá ser obtido por projetos que contribuam para os objetivos da cota. O Governo enfatiza que a expansão do setor deve ser baseada em critérios de adequação territorial, ambiental e social.

O impulso regulatório ocorre em um contexto de forte crescimento do biometano na Espanha: se em 2021 havia apenas uma usina em operação, no início de 2026 já havia 23 usinas, das quais 21 injetam gás na rede, com uma capacidade total de 1,4 TWh por ano. A PNIEC 2023-2030 também estabelece uma meta de 20 TWh de biogás até 2030.

BRAVA encerra 2025 com EBTIDA de R$ 4,5 bilhões, recorde de produção e redução da alavancagem

A BRAVA Energia, uma das principais companhias independentes de óleo e gás do país, encerrou o ano de 2025 com recordes em todos os indicadores financeiros reportados e redução da alavancagem. A empresa registrou receita líquida de R$ 11,623 bilhões no ano e EBTIDA Ajustado de R$ 4,508 bilhões no período. Os resultados são os melhores desde a criação da companhia, que consolidou o aumento da produção, com eficiência operacional e redução de custos.

A receita líquida teve um incremento de

15% em um ano, enquanto o EBTIDA cresceu 29% no mesmo período. Em 2025, a BRAVA também renovou seu recorde de produção média diária. Foram mais de 81 mil barris por dia de óleo equivalente no ano, um aumento de 46% em relação a 2024, com destaque para Papa-Terra e Atlanta, que registraram os seus melhores resultados anuais históricos de produção e eficiência operacional.

Em 2025, a empresa também registrou o menor nível histórico de custo de produção, que chegou a US$14,9 dólares por barril, com destaque para o segmento offshore - US$

“

Tivemos um ano transformacional. A Brava apresentou forte evolução em todas as métricas do negócio durante o período. Dos aspectos operacionais, como segurança e eficiência, até um avanço expressivo em todos os indicadores financeiros, que registraram cifras recordes.

Richard Kovacs, CEO BRAVA Energia.

13,4 dólares ano, redução de 17% quando comparado com 2024.

“Encerramos, em 2025, um ciclo exitoso de implementação de projetos de grande porte, como o Sistema Definitivo de Atlanta. Nossa meta é gerar valor para os nossos acionistas e reafirmo o nosso compromisso de buscar de forma incansável uma companhia que opere de forma segura e eficiente, para atingir os nossos principais objetivos de curto e médio prazo”, ressalta o

Novo ciclo

Após um ano de transição, 2026 marca o início de um novo ciclo para a BRAVA, com ênfase no fortalecimento da cultura de eficiência, segurança operacional e sentimento de dono do time. O objetivo é tornar a companhia ainda mais eficiente e garantir que ela esteja preparada para operar de forma rentável em ciclos de baixa do valor de referência do óleo e entregar resultados sólidos em ciclos de alta da commodity. O volume de investimentos somou R$ 2,829 bilhões em 2025, uma redução de 47% na comparação anual, em linha com o planejado. A variação anual corresponde à redução nos investimentos do offshore, com destaque para

CEO da Brava.

Esses marcos, além de impulsionaram a expansão de margem e do EBTIDA, também foram fundamentais para a forte redução no índice de alavancagem, que apresentou a quarta queda consecutiva, atingindo 2,13x em reais. A melhora do indicador reflete o fortalecimento das linhas de negócios, impulsionado por geração de caixa recorrente, melhor desempenho operacional e estratégia de liability management bem-sucedida.

a conclusão da implementação do projeto de Atlanta e a normalização dos investimentos atrelados à integridade de Papa-Terra.

No âmbito estratégico, a companhia divulgou em meados de fevereiro a decisão arbitral que suportará a consolidação do resultado integral do campo de Papa-Terra, que se junta a outras iniciativas focadas na gestão de portfólio da Companhia.

A BRAVA também iniciou investimentos em uma nova campanha de perfuração entre 2026 e 2027, focando na expansão da produção por meio da perfuração de novos quatro poços, dois no campo de Atlanta (Bacia de Santos) e dois em Papa-Terra (Bacia de Campos).

“

A eficiência operacional somada a uma forte busca por redução de custos e o avanço no aproveitamento de sinergias, propiciaram uma consistente evolução em todos os nossos indicadores financeiros. Além disso, seguimos perseguindo sempre a melhor alocação de capital e resultados consistentes, com um foco importante da nossa gestão em manter nossa trajetória de desalavancagem.

Luiz Carvalho, CFO da Brava.

A BRAVA também destaca a relevância do projeto de Atlanta e a conquista do OTC Distinguished Achievement Award for Companies, a premiação mais prestigiada da indústria de energia offshore mundial, que, pela primeira vez, foi concedida a uma empresa independente do Brasil. O prêmio ressaltou a capacidade da companhia em desenvolver, de forma pioneira para uma empresa independente brasileira, um sistema de produção em águas profundas, desde a sua fase inicial (greenfield), o Sistema Definitivo (SD) de Atlanta, na Bacia de Santos.

“Esse resultado reforça a elevada capacidade técnica e de execução de projetos de alta complexidade pelo nosso time. Esse é um feito histórico para uma empresa independente brasileira, confirmando que a BRAVA conta com o corpo técnico mais qualificado da indústria de óleo e gás nacional.

Carlos Travassos, diretor de offshore BRAVA Energia.

Chevron apresenta a nova geração da gasolina Techron nos EUA, tanto para a Chevron quanto para a Texaco

A Chevron USA Inc., subsidiária da Chevron Corp., lançou o Techron® de última geração, versão reformulada de seu aditivo de gasolina patenteado, projetada para proporcionar maior proteção aos motores contra depósitos nocivos causados por combustíveis de baixa qualidade, contribuindo para o desempenho do motor a longo prazo. Há décadas, o Techron é um aditivo de confiança para motoristas, presente nas gasolinas das marcas Chevron e Texaco.

A reformulação mais recente reflete o investimento contínuo da Chevron na qualidade do combustível e em testes científicos para garantir que seus combustíveis atendam às necessidades dos motores e das condições de direção atuais.

“A tecnologia de combustíveis nunca para”, disse Andy Walz, presidente da Chevron Downstream, Midstream e Produtos Químicos. “Esta nova fórmula do Techron se baseia no que os motoristas já esperam

de nossos combustíveis de marca – motores limpos, desempenho confiável e segurança no posto de gasolina – ao mesmo tempo que

Desempenho testado e validado

reforça nosso foco contínuo em inovação baseada na ciência.”

Todas as alegações sobre a próxima geração do Techron são respaldadas por testes rigorosos conduzidos por cientistas, químicos e engenheiros da Chevron. A formulação foi avaliada por meio de um processo de validação abrangente que inclui testes em laboratório, estudos em motores e comparação com combustíveis concorrentes.

Quando usados de forma consistente, os combustíveis com Techron de última geração são formulados para eliminar até 100% dos depósitos nocivos deixados por combustíveis de qualidade inferior. Essa eliminação de depósitos ajuda a melhorar a eficiência e o desempenho do motor.

Repsol inicia operação comercial de sua usina solar de 825 MW

A Repsol iniciou as operações comerciais de seu projeto solar Pinnington de 825 MW, localizado no Texas (EUA), marcando a estratégia de crescimento de energias renováveis da empresa nos EUA. O projeto Pinnington Solar estabeleceu um marco histórico no Conselho de Confiabilidade Elétrica do Texas (ERCOT), tornando-se o maior projeto individual de energia renovável a atingir a Operação Comercial (COD).

Além disso, o projeto entrou em operação comercial 2,5 vezes mais rápido do que outros megaprojetos comparáveis.

Desenvolvido pela Repsol, projetado e construído pela Black & Veatch e sua subsidiária de construção Overland Contracting Inc. (OCI), o projeto foi concluído em ritmo acelerado. Esse nível de execução coloca Pinnington não apenas na vanguarda do portfólio de geração da ERCOT, mas

também entre os maiores projetos de energia renovável de injeção única já comissionados nos Estados Unidos, destacando tanto a escala do projeto quanto o rigor e a segurança excepcionais com que foi executado.

A construção da usina solar de Pinnington

gerou um forte impacto positivo na economia local, sustentando aproximadamente 700 empregos na construção civil e proporcionando uma atividade econômica significativa durante a fase de desenvolvimento. Ao longo de sua vida útil,

Pinnington estabelece um novo padrão para o fornecimento de energia renovável nos EUA, combinando uma escala sem precedentes com um ritmo excepcional. A obtenção de operações comerciais reflete uma execução sólida, uma forte cultura de segurança e o comprometimento das equipes e parceiros por trás deste projeto.

Federico Toro, CEO da Repsol Renewables América do Norte.

o projeto proporcionará uma receita tributária substancial para as comunidades vizinhas, apoiando diretamente escolas locais, serviços de emergência e infraestrutura essencial.

Do ponto de vista ambiental, Pinnington inclui 1,5 milhão de painéis solares e gerará energia suficiente anualmente para evitar aproximadamente 1 milhão de toneladas de emissões de CO₂. Além disso,

o projeto aumenta a confiabilidade da rede elétrica, fornecendo uma nova capacidade significativa à rede do Texas e apoiando uma matriz energética mais resiliente e diversificada.

Com a adição deste projeto, e juntamente com outros ativos de energia solar já em operação no estado, a capacidade total de energia renovável da Repsol nos EUA agora ultrapassa 2 GW.

“

Concluir o projeto solar de Pinnington em um cronograma acelerado — gerenciando sua escala, complexidade e o exigente ambiente de execução — é uma prova da força da nossa colaboração com a Repsol e da dedicação de todos os envolvidos.

Narsingh Chaudhary, presidente do setor de Combustíveis e Recursos Naturais da Black & Veatch.

“Mais importante ainda, o projeto foi entregue com um foco incansável na segurança, com cada hora trabalhada refletindo nosso compromisso compartilhado com o bem-estar das nossas pessoas e da comunidade local. A liderança da Repsol e sua mentalidade de priorizar a comunidade definiram o tom para um projeto que trará benefícios energéticos e econômicos de longo prazo para a região.” completou Narsingh Chaudhary

A Repsol entrou no mercado de energia renovável da América do Norte em 2021. A empresa prioriza projetos que oferecem maior retorno e condições regulatórias

favoráveis. Ao mesmo tempo, mantém um amplo portfólio de iniciativas para capitalizar oportunidades futuras decorrentes do aumento da demanda por energia e de potenciais mudanças regulatórias.

No Texas, o portfólio de energia renovável da Repsol inclui Frye (632 MW), Outpost (629 MW) e Pinnington (825 MW) — todas em operação — além de Pecan Prairie (595 MW), que está em construção, consolidando a posição da empresa como um ator fundamental na transição energética do estado. Além disso, no Novo México, a empresa opera o complexo de energia solar e armazenamento em baterias Jicarilla I e II.

Eni reforça estratégia global de GNL com fornecimento de longo prazo na Indonésia

A Eni assinou três contratos de longo prazo com os vendedores de GNL dos projetos de gás South Hub e North Hub, ambos operados pela Eni com participação material média superior a 80% nos dois polos, para a compra de gás natural liquefeito na Indonésia. Esses contratos fortalecem ainda mais o portfólio

global de GNL da Eni e reforçam o papel da Indonésia como fornecedora estratégica para os mercados regionais e internacionais.

Os contratos de longo prazo referem-se a volumes de GNL provenientes de projetos de desenvolvimento de gás operados pela Eni na Bacia de Kutei e têm volumes cumulativos

de aproximadamente 2 milhões de toneladas por ano (MTPA). O GNL será fornecido através das instalações existentes de Bontang LNG em Kalimantan Oriental, incluindo a reativação de uma unidade que estava inativa há vários anos, maximizando assim a utilização da infraestrutura energética existente na Indonésia.

Esses volumes adicionais de GNL irão diversificar e fortalecer ainda mais o portfólio global integrado da Eni, apoiando o objetivo da empresa de atingir mais de 20 milhões de toneladas por ano (MTPA) de fornecimento contratado de GNL até 2030.

Os acordos confirmam a estratégia de crescimento integrado da Eni, que combina

o desenvolvimento de gás natural na exploração e produção, a utilização eficiente da infraestrutura de GNL e o acesso ao mercado global, ao mesmo tempo que apoia as crescentes necessidades energéticas da região e a transição energética através de um fornecimento de energia confiável e com menor emissão de carbono.

A Eni está presente na Indonésia desde 2001 e possui um portfólio diversificado de atividades upstream, abrangendo exploração, desenvolvimento e produção. A produção líquida é de aproximadamente 90.000 barris de óleo equivalente por dia, provenientes principalmente dos campos de Jangkrik e Merakes, na costa de Kalimantan Oriental.

@ENI

Indonésia inicia leilões para 13 novos blocos de petróleo e gás

O Ministério de Energia e Recursos Minerais da Indonésia (ESDM) colocou para leilão 13 novos blocos de petróleo e gás na Convenção e Exposição da Associação Indonésia de Petróleo (IPA Convex).

“Para os interessados em participar, o leilão está aberto”, comentou o diretorgeral de petróleo e gás do ministério, Laode Sulaeman. O governo está oferecendo às

entidades privadas e estatais a flexibilidade de escolher o modelo de Contrato de Partilha de Produção (CPP) de sua preferência, optando por um modelo de divisão bruta ou de recuperação de custos.

Em termos simples, o modelo de divisão bruta permite que as empresas retenham uma parcela maior da receita da produção, mas sem o reembolso do governo pelos

custos de produção. Por outro lado, o modelo de recuperação de custos permite que as empresas recebam reembolso do governo pelas despesas de produção, embora a participação do governo nos lucros seja geralmente maior para compensar esses custos cobertos.

Outros incentivos oferecidos pelo governo incluem isenções fiscais e compensação pelas entregas de petróleo e gás sob a Obrigação do Mercado Interno (DMO), comumente conhecida como Taxa DMO.

Para a modalidade de licitação direta, o acesso aos documentos de licitação estará aberto de 20 de maio de 2026 a 3 de julho de 2026, com prazo final para submissão em 6 de julho de 2026.

Além disso, o governo está abrindo uma

licitação regular para a área de estudo ABT 2025, que inclui as áreas de trabalho de Rupat, Puri, Pesut Mahakam, Bengara II, Maratua II, Rombebai e Jayapura. Nessa categoria, os documentos de licitação estarão acessíveis de 20 de maio de 2026 a 17 de julho de 2026, com prazo final para submissão em 20 de julho de 2026.

Enquanto isso, para os canais de licitação regular padrão, o governo está oferecendo as áreas de trabalho de Namori, South Tanimbar, Cerera e Areca Bruni. O acesso aos documentos de licitação para esses blocos estará aberto de 20 de maio de 2026 a 15 de setembro de 2026, com o prazo final para envio de propostas em 17 de setembro de 2026.

Os 13 blocos de petróleo e gás atualmente em leilão:

A. Licitação por oferta direta:

1. Área de Trabalho Natuna D Alpha

Localização: Offshore Natuna

Área: 10.211,85 km²

Estimativa de recursos: ± 2.865 mm²

Formato do contrato: recuperação de custos com divisão de 50:50 (petróleo e gás)

2. Área de Trabalho Sapukala

Localização: Offshore Estreito de Makassar

Área: 8.474,5 km²

Estimativa de recursos: ± 2.309 bilhões de pés cúbicos de gás

Formato do contrato: divisão bruta (PSC base de 53:47 petróleo e 51:49 gás)

B. Lista de Áreas de Trabalho - Leilão Regular:

1. Área de Trabalho Rupat

Localização: Offshore e onshore Riau e offshore Área do Norte de Sumatra: 7.843,66 km²

Estimativa de recursos: ± 1.110 mm²

Compromisso: 200 km de sísmica 2D

2. Área de Trabalho de Puri

Localização: Terrestre, Província de Riau

Área: 4.190,32 km²

Estimativa de recursos: ± 1.110 mm²

Compromisso: 200 km de sísmica 2D

3. Área de Trabalho de Pesut Mahakam

Localização: Terrestre, Kalimantan Oriental

Área: 1.530,15 km²

Estimativa de recursos: ± 1.336 mm²

Compromisso: 100 km² de sísmica 3D

4. Área de Trabalho de Bengara II

Localização: Terrestre e marítima, Kalimantan do Norte

Área: 3.289,67 km²

Estimativa de recursos: ± 1.057 mm²

Compromisso: 100 km² de sísmica 3D

5. Área de Trabalho de Maratua II

Localização: Terrestre e marítima, Kalimantan do Norte

Área: 4.350,36 km²

Estimativa de recursos: ± 3.279 mm²

Compromisso: 200 km de Sísmica 2D

6. Área de Trabalho de Namori

Localização: Offshore de Nusa Tenggara Oriental (NTT)

Área: 9.769,82 km²

Estimativa de recursos: ± 17.475 mm² ou 38,5 tcf de gás

Compromisso: 200 km² de sísmica 3D

7. Área de Trabalho de South Tanimbar

Localização: Offshore do Mar de Arafura

Área: 8.492,49 km²

Estimativa de recursos: ± 5,6 tcf de gás

Compromisso: 500 km² de sísmica 3D

8. Área de Trabalho de Cerera

Localização: Offshore de Papua

Área: 7.171,22 km²

Estimativa de recursos: ± 1.487 mmboe e 1,3 tcf de gás

Compromisso: 250 km² de sísmica 3D ou 1.000 km de sísmica 2D

9. Área de Trabalho de Areca Bruni

Localização: Offshore e Área de exploração em terra, sudoeste de Papua: 8.480,52 km²

Estimativa de recursos: ± 2.985 milhões de barris de óleo equivalente (mmboe)

Forma de contrato: Recuperação de custos (PSC dividido em 60:40 petróleo e 55:45 gás) ou divisão bruta

10. Área de exploração de Rombebai

Localização: Offshore e onshore em Papua

Área: 7.367,48 km²

Estimativa de recursos: ± 14,75 trilhões de pés cúbicos (tcf) de gás Tipo de contrato: Recuperação de custos (PSC dividido em 55:45 petróleo e 50:50 gás) ou divisão bruta

11. Área de exploração de Jayapura

Localização: Offshore e onshore em Papua

Área: 7.299,41 km²

Estimativa de recursos: ± 19,4 trilhões de pés cúbicos (tcf) de gás

Tipo de contrato: Recuperação de custos (PSC dividido em 55:45 petróleo e 50:50 gás) ou divisão bruta.

Resultados do primeiro levantamento aerogeofísico retomado no país após mais de uma década

O Serviço Geológico do Brasil (SGB) apresentou, durante o 12º Simpósio Brasileiro de Exploração Mineral (Simexmin), os resultados do primeiro levantamento aerogeofísico retomados no país após mais de dez anos. Os novos dados fazem parte do Projeto Aerogeofísico Sudeste do Tocantins e marcam uma nova etapa na aquisição

de dados geofísicos sistemáticos e de alta resolução no Brasil.

O levantamento cobriu uma área de mais de 20 mil km² no sudeste do Tocantins e contou com investimento de cerca de R$ 10 milhões, do Novo PAC. O projeto reúne, de forma integrada, dados de magnetometria, gamaespectrometria e

gravimetria strapdown, combinação inédita nos levantamentos aerogeofísicos realizados no país. Os produtos incluem mapas e dados de anomalias geofísicas que permitem ampliar a compreensão sobre a estrutura geológica da região e identificar áreas com potencial para recursos minerais, de modo a orientar investimentos, estimular novas pesquisas e fortalecer o desenvolvimento sustentável da mineração no país. Além disso, contribuem para estudos relacionados à segurança hídrica e ao planejamento territorial.

“Esse é um marco e representa o compromisso do governo brasileiro com o investimento em pesquisa de ponta para atender ao setor mineral, por meio do Novo PAC. A geofísica é uma ferramenta da exploração que traz resultados imediatos para o investidor, possibilitando identificar alvos geológicos para que sejam feitos investimentos na busca de depósitos minerais”, explicou o diretor de Geologia e Recursos Minerais do SGB, Valdir Silveira (primeiro à direita na foto)

Durante a abertura do Simexmin, o diretorpresidente do SGB, Vilmar Simões, destacou que o SGB está comprometido em realizar novas parcerias e investir em tecnologias e pesquisas para a identificação de áreas com potencial mineral. “Ampliaremos os investimentos em técnicas prospectivas, especialmente geofísica e geoquímica, pois são elas, que em última análise, ampliam nossa capacidade de identificar novos alvos e gerar novas descobertas”, disse Simões

Novos levantamentos aerogeofísicos

O SGB, com recursos do Governo Federal, mostrou o andamento do Levantamento Aerogeofísico Leste de Goiás - Fase I e assinou, nesta quarta-feira (20/05), o contrato para iniciar a Fase II. O novo projeto contemplará uma região que ainda não dispõe de dados aerogeofísicos em alta resolução, abrangendo os municípios de Cidade Ocidental, Cristalina, Ipameri, Luziânia, Orizona, Santo Antônio do

Descoberto, Silvânia e Valparaíso de Goiás, totalizando 9,6 mil km².

O trabalho tem caráter técnico-científico e busca ampliar o conhecimento geológico do território brasileiro. Os dados obtidos contribuem para diversas aplicações, além de apoiar ações de preservação ao ampliar o conhecimento sobre as características do subsolo e da dinâmica natural da região.

Estudos em profundidade apoiam novas descobertas

A retomada desses levantamentos é parte do Programa de Exploração Geofísica Profunda do Brasil (DEEP Brazil), iniciativa voltada à ampliação da cobertura geofísica do território nacional. De acordo com o pesquisador Iago Costa, chefe da Divisão de Sensoriamento Remoto e Geofísica, os depósitos minerais mais evidentes já foram amplamente identificados nas últimas décadas, o que torna essencial o uso de

tecnologias mais avançadas para localizar novos alvos.

“Dados de ultra resolução são fundamentais para detectar alvos mais sutis, permitindo compreender melhor a complexidade geológica. Isso evidencia que o futuro das descobertas minerais no país está diretamente associado à ampliação da variedade, qualidade e resolução dos dados geocientíficos”, destacou Costa.

@SGB/IgoEstrela

IMO avança nos trabalhos sobre emissões de navios, poluição e proteção dos oceanos

O Comitê de Proteção do Meio Ambiente Marinho está “de volta aos trilhos” rumo a um consenso sobre as emissões globais do transporte marítimo.

A 84ª sessão do Comitê de Proteção do Meio Ambiente Marinho foi realizada na sede da IMO em Londres, de 27 de abril a 1º de maio de 2026, sob a presidência do Dr. Harry Conway, da Libéria. O Comitê de Proteção do Meio Ambiente Marinho da Organização Marítima Internacional (IMO) concluiu sua 84ª

sessão com o compromisso de reconstruir o consenso sobre as emissões globais do transporte marítimo, ao mesmo tempo em que alertou para os riscos ambientais no Estreito de Ormuz e adotou novas medidas para conter a poluição atmosférica no Atlântico Nordeste.

Ao encerrar a reunião, realizada de 27 de abril a 1º de maio de 2026 em Londres, o Secretário-Geral da IMO, Arsenio Dominguez, disse: “Estamos de volta aos trilhos, mas precisamos reconstruir a confiança. Encorajo vocês a manterem esse ímpeto por meio do trabalho entre as sessões e a prepararem

Quadro de Emissões Zero da IMO

propostas que possam unir os membros.”

O Comitê retomará sua Segunda Sessão Extraordinária na sexta-feira, 4 de dezembro de 2026, sujeita à confirmação pela 85ª sessão (MEPC 85), agendada para ocorrer de 30 de novembro a 3 de dezembro.

Quase 100 delegações se manifestaram esta semana para expressar seus pontos de vista sobre a adoção de “medidas de médio prazo” para lidar com as emissões de gases de efeito estufa (GEE) provenientes de navios - conhecidas como Estrutura Net-Zero da IMO - com várias propostas apresentadas sobre como prosseguir com as negociações.

O Comitê concordou em estabelecer um Grupo de Trabalho intersessional para resolver diversas preocupações e impulsionar uma convergência mais ampla em uma medida global antes da MEPC 85, daqui a seis meses. Os Estados-Membros poderão apresentar novas emendas e ajustes às propostas de

emendas previamente aprovadas.

Serão agendadas duas reuniões intersessionais (de 1 a 4 de setembro e de 23 a 27 de novembro) antes da MEPC 85 (de 30 de novembro a 3 de dezembro), bem como um workshop de um dia com especialistas sobre modelos de “cadeia de custódia”, que rastreiam a origem e a movimentação dos combustíveis ao longo da cadeia de suprimentos, garantindo que as emissões sejam devidamente rastreadas e verificadas.

A segunda sessão extraordinária do MEPC (adiada em outubro passado) está prevista para ser retomada em 4 de dezembro, sujeita às discussões na MEPC 85.

Estreito de Ormuz e o ambiente marinho

O Comitê adotou uma resolução condenando os ataques à navegação comercial na região do Estreito de Ormuz e os riscos associados de poluição marinha.

O Comitê reconheceu a vulnerabilidade do Golfo Pérsico e das águas adjacentes, alertando que esses ataques poderiam causar poluição marinha em larga escala, como

petróleo, substâncias perigosas e nocivas e resíduos perigosos provenientes de mísseis, drones, incêndios e explosões.

O Comitê solicitou ao Secretário-Geral que monitorasse os impactos ambientais e apresentasse um relatório na próxima sessão do Conselho da IMO.

Nova Área de Controle de Emissões para o Atlântico Nordeste

O Comité adotou uma nova Área de Controlo de Emissões (ECA) no Atlântico Nordeste, introduzindo limites de emissão mais rigorosos para óxidos de azoto (NOx), óxidos de enxofre (SOx) e partículas em suspensão (PM). A data de entrada em vigor está marcada para 1 de setembro de 2027, com a ECA a entrar em vigor 12 meses depois, em 2028.

A ECA abrange as zonas económicas exclusivas e os mares territoriais, estendendose até 200 milhas náuticas a partir das suas

linhas de base na Gronelândia, Islândia, Ilhas Faroé, Irlanda, território continental do Reino Unido, França, Espanha e Portugal.

Dentro das ECAs (Áreas de Controle de Emissões), os navios devem usar combustível com teor de enxofre não superior a 0,10%. A redução das emissões de SOx e NOx diminui os riscos de câncer de pulmão, doenças cardiovasculares, AVC e asma infantil. Também melhora a visibilidade no mar e reduz a acidificação, ajudando a proteger plantações e florestas.

Estratégia e Plano de Ação para 2026 sobre lixo plástico marinho

O Comitê adotou a Estratégia 2026 e o Plano de Ação para Combater o Lixo Plástico Marinho Proveniente de Navios, reafirmando a meta da OMI de zero descargas de resíduos plásticos no mar por navios até 2030.

A Estratégia e o Plano de Ação visam aprimorar as instalações portuárias de recepção e o processamento de resíduos, fortalecer

a conformidade regulatória e ampliar a conscientização pública, o treinamento de marítimos e a cooperação internacional, incluindo assistência técnica direcionada e capacitação. Atualizam e substituem a Estratégia de 2021 e o Plano de Ação de 2025 para o combate ao lixo marinho.

Desenvolvimento de um código para o transporte de grânulos de plástico

O Comitê concordou em desenvolver um código obrigatório que regule o transporte marítimo de grânulos de plástico em contêineres de carga, de acordo com o Anexo III da MARPOL e/ou a Convenção SOLAS.

O Subcomitê de Prevenção e Resposta à Poluição (PPR 14) foi incumbido de elaborar o código e apresentar um relatório ao MEPC. Estão previstas também ações relativas à marcação de equipamentos de pesca: o Comitê aprovou uma circular que promove a implementação de sistemas de marcação de artes de pesca, em conformidade com as Diretrizes Voluntárias da FAO sobre a Marcação de Artes de Pesca (VGMFG).

O Comitê aprovou um pacote de emendas à Convenção sobre Gestão de Água de Lastro (BWM), após uma revisão do tratado e seus instrumentos associados durante uma fase de aquisição de experiência (EBP).

A revisão foi realizada para aprimorar a implementação, sanar lacunas regulatórias e

garantir que a Convenção continue sendo uma ferramenta eficaz e prática para a proteção dos ecossistemas marinhos. As emendas abrangem diversas disposições obrigatórias da Convenção (regulamentos e apêndices no Anexo da Convenção). O Comitê adotou diretrizes revisadas para o gerenciamento de água de lastro e o desenvolvimento de Planos de Gerenciamento de Água de Lastro (G4).

O Comitê avançou em seus trabalhos sobre ruído subaquático irradiado (URN), concordando em princípio em estender a fase de aquisição de experiência (EBP) por dois anos, até o final de 2028. A EBP visa abordar as barreiras que os EstadosMembros enfrentam na aplicação das Diretrizes Revisadas da OMI sobre URN (Diretrizes revisadas para a redução do ruído subaquático irradiado pelo

Novos produtos

transporte marítimo para abordar os impactos adversos na vida marinha - MEPC.1/Circ.906/ Rev.1).

O Comitê concordou, em princípio, em encomendar um estudo da OMI sobre emissões de URN, como base de evidências para possíveis medidas futuras. Os EstadosMembros também foram convidados a apresentar propostas para um roteiro político sobre URN ao MEPC 85.

O Comitê concordou com novos produtos a serem desenvolvidos nos próximos dois anos como alterações ao regulamento 12 do Anexo VI da MARPOL para proibir a reintrodução de substâncias que destroem a camada de ozono nos navios; e medidas para abordar os navios de superfície autônomos marítimos (MASS) nos instrumentos sob a alçada do Comitê de Proteção do Meio

Ambiente Marinho. Um novo documento sobre “Apoio à implementação do Acordo BBNJ no âmbito do quadro regulamentar da OMI para a proteção dos mares e oceanos e da biodiversidade marinha” foi acordado em princípio, sujeito a consideração adicional pelo MEPC 85.

O Comitê também aprovou os Termos de Referência para o Quinto Estudo da OMI sobre GEE e solicitou à Secretaria da OMI que iniciasse o processo de aquisição para o estudo; diretrizes adotadas para 2026 para medições em bancada de testes e a bordo de emissões de CH4 e/ou N2O de motores a diesel marítimos; aprovou as propostas de emendas ao Código Técnico de NOx de 2008 relativas a combustíveis que não contêm carbono, com vistas à sua posterior adoção; e concordou que um instrumento independente e juridicamente vinculativo deve ser desenvolvido para o controle e gerenciamento da bioincrustação em navios, a fim de minimizar a transferência de espécies aquáticas invasoras.

Petrobras anuncia investimento de R$ 37 bilhões em São Paulo até 2030

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva visitou a Replan - Refinaria de Paulínia e anunciou investimentos de R$37 bilhões no estado de São Paulo até 2030, gerando cerca de 38 mil postos de trabalho diretos e indiretos. O valor fortalece a posição da Petrobras no estado, com destaque para projetos inovadores em refino, biorrefino, E&P, descarbonização e geração de energia sustentável.

R$ 6 bilhões desse total serão aplicados na Replan, a maior refinaria da Petrobras, responsável pelo abastecimento de mais de 30% do território brasileiro. Por seu faturamento anual, a refinaria representa, aproximadamente, 1% do PIB do Brasil.

Visita do presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, à Refinaria de Paulínia (Replan)

presidente da Petrobras,

com

“As refinarias de São Paulo são responsáveis por 50% da produção de derivados da Petrobras, e quatro cidades paulistas estão entre as dez maiores recebedoras de tributos da Petrobras, justamente aquelas que abrigam nossas refinarias. Tudo isso gera emprego e renda direta e indiretamente”, afirmou a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

No evento, foi assinado o patrocínio da

Petrobras ao Museu do Futebol, em São Paulo: a companhia patrocina o Museu por meio da Lei Federal de Incentivo à Cultura –Lei Rouanet, possibilitando a ampliação das ações culturais e educativas. Como parte dos preparativos para a Copa do Mundo de Futebol Feminino, que ocorrerá no Brasil em 2027, será realizada uma exposição itinerante, que percorrerá quatro cidades do Brasil no primeiro semestre do ano que vem.

Aumento em produção e oferta de diesel

Com previsão de conclusão em 2027, o projeto de ampliação da capacidade de processamento da Replan vai possibilitar o incremento da produção dos atuais 434 mil barris/dia para 459 mil barris/dia, um aumento de 5%.

Além do aumento da capacidade de processamento previsto para o próximo ano, a

Petrobras já concluiu, na Replan, a construção de uma Unidade de Hidrotratamento de Diesel, que iniciou sua operação em 2025 e recebeu um investimento de R$ 2,1 bilhões.

A planta aumentou em 10% a produção nacional de Diesel S-10, contribuindo de forma significativa para reduzir a dependência do mercado internacional desse produto.

A

Magda Chambriard, assinou patrocínio ao Museu do Futebol, em São Paulo, durante evento na Replan,

presença do presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva

@Ricardo Stuckert / PR

Investimentos em transição energética

Somando-se aos investimentos na produção de diesel S-10, uma outra Unidade de Hidrotratamento será adaptada para produzir o SAF, combustível sustentável de aviação, desenvolvido através de coprocessamento de resíduos e óleos de origem animal e vegetal, com forte redução de emissões ao longo da cadeia. A unidade deve entrar em operação até o fim deste ano.

Com previsão de partida após 2030, a construção de uma planta dedicada de ATJ (Alcohol to Jet) vai permitir a utilização de uma tecnologia inovadora para a produção de SAF tendo etanol como matéria-prima. Outra iniciativa, que visa gerar energia limpa para o consumo da refinaria, é a instalação de uma usina fotovoltaica, com previsão de entrada em operação em dezembro de 2026.

Mais investimentos para o estado de São Paulo

Além da Replan, outras refinarias, E&P e logística terão investimentos relevantes,

contribuindo para o desenvolvimento de várias regiões do estado de São Paulo:

• Implantação de Unidade de SAF e Diesel Renovável na RPBC (Cubatão), com previsão de partida até 2030;

• Ampliação de unidade de Hidrotratamento de Diesel da Revap (São José dos Campos), com impacto no aumento da produção de Diesel S-10. A unidade já está operando e contribui com a redução da dependência de diesel importado;

• Aumento da capacidade da Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido de Resíduos na Recap (Mauá), permitindo o uso mais eficiente de óleos do Pré-Sal. Projeto previsto para conclusão em 2028;

• Implantação do oleoduto OBAPI (Barueri-Pilões), que passará por 13 municípios de São Paulo e irá fortalecer a logística de transporte de derivados, reduzindo riscos socioambientais;

• Construção de novo píer no Terminal Aquaviário de Santos e instalação de tancagem para bunker B24, aprimorando a logística portuária, gerando maior capacidade para movimentação de derivados e aumentando a eficiência no abastecimento nacional;

• Investimentos na Bacia de Santos em poços complementares e exploratórios, além de manutenções operacionais. Os principais campos a receberem recursos são Sapinhoá, Mexilhão e Aram.

@Ricardo Stuckert / PR

Petrobras assina contrato para construção e operação de 4 embarcações de apoio offshore

A Petrobras assinou oito contratos no valor de R$ 11 bilhões para construção, afretamento e serviços de quatro embarcações de apoio submarino destinadas às operações em águas profundas e ultra profundas. A iniciativa integra o Programa Mar Aberto, dedicado à renovação e ampliação da frota do Sistema Petrobras. O acordo foi firmado com a DOF Subsea Serviços LTDA e prevê a construção das unidades no estaleiro Navship, em Navegantes, Santa Catarina.

As embarcações serão do tipo RSV (ROV Support Vessel), especializadas em

atividades de inspeção, manutenção e reparo submarino, consideradas estratégicas para a continuidade das operações offshore da companhia. A expectativa é que a iniciativa gere cerca de 7 mil empregos diretos e indiretos ao longo das fases de construção e operação, sendo aproximadamente 1,5 mil diretos e 5,6 mil indiretos.

Os contratos também reforçam a política de fortalecimento da indústria naval brasileira. A previsão é alcançar até 80% de conteúdo local na etapa de construção das embarcações e cerca de 90% durante a operação dos navios.

@EduardoGaspar

“

A gestão atual da Petrobras ampliou o número de fornecedores por meio da simplificação de especificações, aumentando a competitividade e aquecendo o mercado naval, com maior volume de propostas qualificadas. Esse movimento faz parte de uma nova postura da companhia, de maior aproximação e escuta ativa do mercado fornecedor. Essa abordagem tem contribuído para projetos mais competitivos, eficientes e alinhados à realidade do setor.

Flavio Bretanha, gerente executivo de Sistemas Submarinos da Petrobras.

Gerente executivo de Sistemas Submarinos da Petrobras, Flavio Bretanha, e o CEO da DOF, Mario Fuzetti, durante a assinatura dos contratos

Propulsão híbrida reduz emissões

As novas unidades serão equipadas com sistemas de propulsão híbrida, combinando baterias, motores elétricos e combustíveis de menor impacto ambiental. São embarcações modernas, adequadas à redução das emissões. A tecnologia permitirá maior eficiência energética, redução no consumo de combustível e menor emissão de gases de efeito estufa, em linha com as metas de descarbonização da companhia.

“Estamos investindo em embarcações tecnológicas, com redução de emissões de carbono, construindo novos barcos no Brasil,

o que beneficia a criação de empregos diretos e indiretos. Com essa parceria estamos mantendo, ao lado da Petrobras, a indústria naval cada vez mais aquecida”, disse o CEO da DOF, Mario Fuzetti.

A contratação está alinhada ao Plano Estratégico 2026-2030 da companhia, que prevê ampliação da capacidade operacional, fortalecimento da cadeia de fornecedores no país e investimentos em soluções de menor impacto ambiental para as operações em alto-mar.

Considero essa licitação exitosa, em linha com as demandas do plano de negócios da companhia. Essa parceria demonstra mais uma vez a união entre Petrobras e mercado fornecedor local. A Petrobras acredita e fortalece o mercado local, mostrando que estamos no caminho certo. A construção de quatro embarcações no Brasil se traduz em geração de emprego e menor dependência do mercado internacional.

Alexandre Gomes Alves, gerente executivo de Suprimentos da Petrobras.

P-79 começa a operar no Dia do Trabalho

Começou a operar no Dia do Trabalho a P79, oitava plataforma gigante no Campo de Buzios, na Bacia de Santos, litoral do Sudeste – três meses antes do previsto.

A P-79 tem capacidade para produzir 180.000 bpd e 7,2 milhões m³/d e está conectada ao poço Buz-90 - que está em rampup, produzindo 40.000 bpd com potencial para produzir 50.000 bpd.

Com a P-79, a produção no campo subirá para cerca de 1,33 milhão de barris de óleo por dia.

Assim como com a P-78, a P-79 veio da Coreia do Sul com uma equipe da Petrobras

a bordo para adiantar o comissionamento e ganhar tempo para o início da produção.

Além da P-79, operam no Campo de Búzios os FPSO P-74, P-75, P-76, P-77, P-78, Almirante Barroso e Almirante Tamandaré. A Petrobras planeja acrescentar quatro plataformas ao campo nos próximos anos; três delas já estão em construção (P-80, P-82 e P-83) e a quarta, em licitação.

A produção de óleo e gás em Búzios é por meio de um consórcio, no qual a Petrobras é a operadora e as demais empresas são as chinesas CNOOC, CNODC e a PPSA Pré-Sal Petróleo S/A.

Retomada da produção de fertilizantes na Bahia

A Petrobras celebrou a retomada da produção de fertilizantes na Bahia durante visita do presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, à Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia (Fafen-BA), em

Camaçari. Com investimento de R$ 100 milhões, a unidade já opera com 90% de sua capacidade total e atende 5% da demanda nacional.

A Fafen-BA é capaz de produzir 1.300

toneladas diárias (t/d) de ureia, 1.300 t/d de amônia, além de 178 t/d de Agente Redutor Líquido Automotivo (ARLA 32). A fábrica, que voltou a operar em janeiro, reforça a importância da produção nacional de fertilizantes para o fortalecimento do agronegócio, a segurança alimentar e a redução da dependência brasileira do mercado externo.

Para a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, a retomada da Fafen-BA representa mais um passo da companhia na ampliação dos investimentos no estado, anunciados em 2025. “A Petrobras jamais saiu da Bahia. A Bahia é importante para a companhia. Por meio de nossas operações no estado, estamos entregando mais fertilizantes e retomando uma exploração e produção mais intensa para entregar o que prometemos: mais petróleo, mais gás, mais

Propulsão híbrida reduz emissões

A seleção pública será destinada ao fortalecimento de cooperativas e associações de catadores de materiais recicláveis e reutilizáveis, com foco na estruturação dessas organizações e na capacitação para coleta e comercialização de OGRs, como óleo de cozinha usado. A iniciativa está alinhada

fertilizantes e mais biocombustíveis”, reforça.

A Petrobras investe em outras áreas na Bahia: o Plano Estratégico da companhia prevê investimentos de US$ 3,5 bilhões em exploração e produção no estado, que vão mais que dobrar a produção estadual, chegando a 30 mil boed e gerando mais de 6.500 empregos diretos. Estão previstos, ainda, R$ 115 milhões para a Usina de Biodiesel de Candeias, dentre outros projetos em diferentes áreas.

Durante o evento foi anunciada uma seleção pública socioambiental com foco na coleta e comercialização de Óleos e Gorduras Residuais (OGRs) e foram celebrados contratos dos projetos culturais “Bando de Teatro Olodum – 35 anos de Arte Negra” e “Plano Anual de Atividades da Associação Cultural Bloco Carnavalesco Ilê Aiyê”.

aos investimentos da Petrobras em transição energética e produção de combustíveis renováveis a partir de matérias-primas de origem vegetal e animal. Serão atendidos municípios da área de abrangência da Usina de Biodiesel de Candeias, da Petrobras Biocombustíveis, com investimento estimado

em R$ 5 milhões ao longo de três anos.

O “Bando de Teatro Olodum – 35 anos de Arte Negra”, é um dos 140 selecionados em edital público lançado pela Petrobras em 2024. Nele, serão investidos R$ 2,5 milhões, para execução em dois anos, além de dezenas de contrapartidas sociais e ambientais. O grupo promove a valorização da arte negra, inclusão social, formação de artistas e fortalecimento da cultura afro-brasileira por meio de produções teatrais.

Também foi celebrado o “Plano Anual de Atividades da Associação Cultural Bloco Carnavalesco Ilê Aiyê”, com investimento de R$ 4,5 milhões para realização de ações culturais como Ensaios de Verão, Noite da Beleza Negra, Desfile do Carnaval e Festival de Música Negra. As atividades terão transmissão

em redes sociais e previsão de exibição em TV. Reconhecido como o primeiro bloco afro do Brasil, o Ilê Aiyê é referência na valorização da cultura afro-brasileira, na educação e na luta antirracista, tendo revolucionado o Carnaval ao incorporar temas ligados à matriz africana e à identidade negra.

No estado, a Petrobras mantém 20 projetos socioambientais, que somam mais de R$ 105 milhões em investimentos até 2030. Com foco em educação, qualificação profissional, desenvolvimento econômico sustentável e conservação marinha, as iniciativas apoiadas pela companhia abrangem cerca de 35 municípios.

O Ministro André de Paula destaca que produção nacional de fertilizantes fortalece o agro e reduz dependência externa.

O ministro da Agricultura e Pecuária, André de Paula, visitou a Fafen-BA, em Camaçari (BA) com o presidente Lula: a retomada das operações da unidade integra a estratégia do Governo Federal de ampliar a produção nacional de fertilizantes, reduzir a dependência externa e fortalecer a segurança alimentar.

Petrobras anuncia aportes de mais de R$70 bilhões em Sergipe

O presidente da República, Luiz Inácio

Lula da Silva, visitou a Fafen-SE Fábrica de Fertilizantes e Nitrogenados de Sergipe - da Petrobras -, em Laranjeiras (SE). A retomada das operações da fábrica, em dezembro de 2025, marcou o retorno dos investimentos da companhia no estado.

No evento, foi anunciado o aporte pela Petrobras de mais R$70 bilhões em Sergipe, com geração de 28 mil postos de trabalho diretos e indiretos. Além da fábrica de fertilizantes, o valor abrange a exploração e produção de óleo e gás em águas profundas e o descomissionamento de plataformas de águas rasas. Do total anunciado, mais de R$60 bilhões serão investidos para o desenvolvimento do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), conforme previsto no Plano Estratégico da companhia.

Durante o evento, foram assinados com a SBM Offshore os contratos de construção das plataformas de SEAP P-81 e P-87, que, juntas, terão capacidade instalada para produzir diariamente até 240 mil barris de óleo e processar 22 milhões de m³ de gás natural.

A Petrobras será a proprietária das unidades, enquanto a SBM Offshore será responsável pelo projeto, construção e montagem, além da operação e manutenção das duas plataformas por um período de 6 anos e meio.

“SEAP transforma Sergipe no maior estado produtor do Nordeste. Vamos pôr o gás em terra aqui. Essas duas plataformas que nós estamos construindo são também uma prova da tecnologia e da capacidade criativa do sistema Petrobras. Vamos ter uma unidade de processamento de gás natural em cada

uma dessas duas plataformas. O que abaixa o preço do gás natural não é trocar de mãos, mas investir com seriedade, aumentar o esforço de produção, para que ele realmente siga a lei da oferta e da procura”, disse a presidente Magda Chambriard, durante o evento.

O início da produção de óleo está previsto para 2030, com exportação de gás a partir de 2031. Além dos dois FPSOs, o empreendimento prevê a construção e interligação de 32 poços e a implantação de um gasoduto de escoamento com cerca de 134 km de extensão.

O desenvolvimento de SEAP, incluindo a construção do gasoduto, deve gerar mais de 25 mil postos de trabalho diretos e indiretos. A expectativa é que a participação do Nordeste na oferta nacional de gás natural quase dobre, saindo dos atuais 16% para cerca de 31% até 2035.

A licitação para o fornecimento de Árvores de Natal Molhadas (ANMs) e equipamentos submarinos para os dois projetos já está em andamento. Até o final do ano terão início as licitações para as demais infraestruturas.

Descomissionamento de plataformas marítimas de águas rasas

Até 2035, a Petrobras aportará recursos de cerca de R$12,5 bilhões no descomissionamento de 26 plataformas de petróleo em águas rasas de Sergipe. O processo, iniciado no final de 2025, abrange o tamponamento de 169 poços e remoção de estruturas, gerando cerca de 950 empregos diretos e demandas na cadeia de suprimentos local.

Retomada da produção de fertilizantes em Sergipe

A Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Sergipe voltou a produzir amônia em dezembro de 2025 e iniciou a produção de ureia em janeiro de 2026.

Com R$ 60 milhões investidos, a planta da Fafen-SE produz amônia, ureia perolada e granulada e tem capacidade de produção de 1.800 toneladas diária de ureia, o que representa aproximadamente 7% da demanda nacional.

A retomada da Fafen-SE já está gerando 530 empregos diretos e cerca de 1.500 empregos indiretos. Com a retomada da produção e comercialização de fertilizantes, a Petrobras reafirma seu compromisso com o agronegócio nacional e o país.

O CEO da SBM Offshore, Øivind Tangen, a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, e a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, assinam contratos de fornecimento, operação e manutenção de plataforma do Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP).

Petrobras e Transpetro anunciam investimentos no Amazonas

A Petrobras e a Transpetro, subsidiária de transporte, farão investimentos que ultrapassam a marca de R$ 2,8 bilhões no estado do Amazonas até 2030. O montante foi anunciado com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, ao lado de Magda Chambriard, presidente da Petrobras, e Sérgio Bacci, presidente da Transpetro. O evento foi realizado no Estaleiro Bertolini Construção Naval da Amazônia, responsável pela construção de 18 barcaças encomendadas pela Transpetro, no valor de R$ 303,5 milhões, que vão garantir maior eficiência logística no fornecimento de combustível marítimo nos portos do país. Na ocasião foi anunciado que a Petrobras vai retomar os investimentos na produção de Urucu, destinando cerca de R$ 2,5 bilhões para perfuração de novos poços e lançamento de aproximadamente 40 km de linhas para conexão dos novos poços em Urucu.

@Ricardo Botelho/MME

Programa Mar Aberto

A construção das 18 barcaças é mais um investimento do Programa Mar Aberto, iniciativa do Sistema Petrobras para ampliar e renovar sua frota própria de navios, que visa redução de custos logísticos e geração de novos negócios. O Programa prevê a construção de 96 embarcações até 2030, com investimentos de R$ 34,8 bilhões.

Atualmente, a Petrobras tem o custo de cerca de R$ 300 milhões por ano para efetuar, por meio de contratos com empresas terceirizadas, o transporte e abastecimento de bunker (combustível marítimo) nos principais portos do país. Com a verticalização dessa logística, concentrando o armazenamento e a distribuição do bunker pela Transpetro, o Sistema Petrobras reduz os custos logísticos.

Além das 18 barcaças, a Transpetro também contratou 18 empurradores, que vão atuar no fornecimento e na logística do combustível marítimo no Rio de Janeiro (RJ), Santos (SP), Belém (PA), Paranaguá (PR) e Rio Grande (RS). Juntos, esses investimentos somam R$ 628 milhões (R$ 303,5 milhões para a construção das 18 barcaças e R$325,3 milhões para os 18

Polo Urucu

Localizado no coração da floresta amazônica, no município de Coari (AM), o Polo Urucu é a maior província petrolífera em

empurradores, a serem construídos em Santa Catarina). Somente a construção das barcaças deve gerar cerca de 3,3 mil empregos diretos e indiretos no Amazonas.

“Quando fazemos esse tipo de investimento, sempre priorizamos os ganhos para o Sistema Petrobras e o impacto positivo no desenvolvimento econômico e social do Brasil”, diz a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

Para o presidente da Transpetro, o ingresso da companhia nesse modal atende a objetivos múltiplos. “Esses investimentos são essenciais para missão da Transpetro de oferecer cada dia melhores serviços logísticos para os brasileiros. Além disso, abrem novas possibilidades de negócios na navegação de águas interiores para a companhia. E ainda impulsionam a retomada da indústria naval em todo país. A Transpetro já encomendou 52 embarcações, dentro do Programa Mar Aberto, desde o início da nossa gestão. São investimentos de aproximadamente R$ 11,6 bilhões até 2030”, explica o presidente da Transpetro, Sérgio Bacci.

terra firme (onshore) do Brasil e completa 40 anos de operação neste ano.

O polo é responsável por uma produção

Base da Petrobras na Província Petrolífera de Urucu, em Coari (AM)

média de 105 mil barris de óleo equivalente por dia. Após 10 anos sem investimentos em construção de novos poços, a Petrobras vai investir cerca de R$ 2,5 bilhões em perfurações e lançamento de aproximadamente 40 quilômetros de linhas em Urucu, responsáveis por um incremento médio de produção de 4.400 bbl/dia.

“Esse investimento evidencia o compromisso da Petrobras com o desenvolvimento econômico e social do país. O gás natural de Urucu viabiliza a geração de 65% da energia elétrica consumida em Manaus e em outros cinco municípios. O gás de cozinha (GLP) produzido, em média 80 mil botijões/dia, abastece todos os estados da Região Norte e parte do Nordeste do País. Ou seja, sem a Petrobras os brasileiros dessas duas regiões ficariam sem o suprimento básico de energia”, explica a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

Dados técnicos das barcaças

As barcaças, sem propulsão própria, serão movimentadas pelos empurradores, com operação sincronizada a até 6 nós.

Das 18 barcaças, dez terão capacidade de 3 mil toneladas de porte bruto (TPB) e oito, de 2 mil TPB. As unidades terão até 70 metros de comprimento, 16 metros de boca e 4,5 metros de calado, com possibilidade de transportar diferentes combustíveis em tanques dedicados ou segregados. Também poderão operar com energia elétrica em terra e utilizar energia solar. Os empurradores, responsáveis pela manobra do conjunto, terão até

O objetivo é levar gás natural a localidades da Região Norte que enfrentam restrições logísticas de acesso ao insumo, criando soluções de distribuição voltadas à ampliação da oferta deste combustível em áreas remotas da Amazônia brasileira, contribuindo assim para a redução de emissões e o uso mais eficiente dos recursos energéticos da região.

A partir de 2028, a parceria entre a Petrobras e a Amazônica Energy, firmada em novembro do ano passado, entra em operação e vai ampliar a segurança energética no Norte do país em pelo menos 100 mil m³/dia.

A atuação da Petrobras no Amazonas é responsável pela geração de cerca de 14 mil empregos diretos e indiretos. A arrecadação de tributos e participações governamentais destinadas ao estado do Amazonas em 2025 foi R$ 1,5 bilhão, sendo a Petrobras a maior contribuinte de ICMS do estado.

18,7 metros de comprimento, 9,2 metros de boca, 3,7 metros de calado e potência de 450 kW, com tração de até 13 toneladas e autonomia de cinco dias de navegação contínua. As embarcações contam com tecnologias que ampliam a precisão das operações, sobretudo em áreas restritas.

Petrobras divulga avanços em iniciativas para a Transição Energética

A Petrobras lançou seu Relatório de Sustentabilidade, trazendo um retrato dos avanços da empresa em sua trajetória na Transição Energética Justa em 2024. O investimento de US$ 16,3 bilhões para projetos de baixo carbono nos próximos 5 anos, a geração de 315 mil empregos no mesmo período e a redução em 40% as emissões absolutas de CO2e desde 2015.

Além disso, o Relatório destaca distribuição de R$ 379,4 bilhões em valor para a sociedade no último ano e o investimento de R$ 350 milhões no Programa Autonomia e Renda ao longo de quatro anos, iniciativa que materializa o compromisso com a inclusão social e que iniciou qualificação de mais de mil alunos em sete estados.

Além da gasolina Petrobras Podium Carbono Neutro, para veículos leves, e do Diesel R5, para veículos pesados, ambos lançados em 2023, a Petrobras está investindo

na construção de plantas dedicadas de biorefino para a produção de querosene de aviação sustentável (SAF) e de diesel renovável na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, com capacidade de 15 mil barris por dia (bpd) e no Complexo de Energias Boaventura com capacidade de 19 mil bpd, ambas com previsão de início de operação após 2029. Também está em estudo a implantação de uma planta na Refinaria de Paulínia (Replan), com capacidade de 10 mil bpd para produção de SAF via rota Alcoholto-jet (ATJ), que utiliza o etanol como matériaprima.

Outro avanço foram os três testes de campo de combustíveis marítimos com menor intensidade de carbono. Nos testes com 24% de biodiesel, foi constatada a redução potencial de emissão de gases de efeito estufa (GEE), variaram entre 17 e 20% em comparação ao bunker 100% mineral.

O produto foi certificado pela International Sustentability & Carbon Cerfification, o que credenciou a Petrobras a comercializar o produto certificado VLS B24 em 2025. A empresa também está comercializando gasóleo marítimo com teor máximo de enxofre de 1,0 mil mg/kg (LSMGO – sigla de Low Sulfur Marine GasOil), no porto de Santos. Esse teor é significativamente menor que o limite regulado de 5,0 mil mg/kg.

Além das iniciativas próprias de descarbonização, a Petrobras trabalha em parcerias nacionais e internacionais com outras empresas com ações voltadas para a melhoria da qualidade do ar e dos combustíveis. Uma dessas parcerias é com a Oil and Gas Climate Initiative (OGCI), composta por 12 das principais empresas de energia do mundo: BP, Chevron, CNPC, ENI, Equinor, Exxon Mobil, OXY, REPSOL, Saudi Aramco, Shell e Total, além da Petrobras. O compromisso da Petrobras com a OGCI é reduzir suas emissões operacionais líquidas a zero nos prazos do Acordo de Paris. Os membros da OGCI já reduziram coletivamente suas emissões de metano em 55% e a intensidade de carbono em 21% desde 2017.

As compensações de emissões (offsets) a partir de créditos de carbono poderão ser utilizadas como ferramenta complementar

para a descarbonização. Em 2024, a Petrobras investiu no mercado voluntário de créditos de carbono, adquirindo um novo lote de 270 mil créditos do projeto de REDD+ Envira Amazônia. Os créditos são das safras 2020 e 2021 e certificados segundo o padrão VCS (Verified Carbon Standard) da Verra, a maior certificadora do mercado voluntário de carbono no mundo, com certificação nível ouro para os quesitos de Adaptação às Mudanças Climáticas, Biodiversidade e Comunidade segundo o padrão Climate, Community & Biodiversity (CCB). Os créditos adquiridos nessa iniciativa foram utilizados para a compensação das emissões da nova gasolina Podium Carbono Neutro.

O resultado de descarbonização nas operações da empresa é outro destaque no Relatório de Sustentabilidade. Quando comparado aos dados de 2015, constatou-se a redução de 40% das emissões absolutas de CO2e e em 69% as emissões diretas de metano no upstream, avanço reforçam as ambições da Petrobras de alcançar Net Zero até 2050, Near Zero Methane até 2030 e manter um crescimento líquido neutro até 2030.

Os 25 projetos com foco em Florestas do Programa Petrobras Socioambiental, vigentes em 2024, atuaram na recuperação ou conservação direta de mais de 535 mil

@André Ribeiro / Agência Petrobras

hectares de florestas e áreas naturais da Mata Atlântica, Amazônia, Caatinga, Pampa e Cerrado contribuindo para a mitigação das emissões de GEE. O benefício incremental líquido estimado deste trabalho é de cerca de 3 milhões de tCO2 e, e considera a remoção líquida e as emissões evitadas por ações que previnem o desmatamento. Outra frente de investimento voluntário em florestas é a iniciativa Floresta Viva, nos quais foram investidos R$ 49,1 milhões no referido ano. O desempenho econômico trouxe impactos positivos para a sociedade com

a distribuição de R$ 379,4 bilhões por meio de tributos, royalties e participações especiais, remuneração direta e a acionistas e pagamentos a instituições financeiras e fornecedores. Para os próximos anos, as iniciativas previstas no PN 2025-29 devem gerar cerca de 315 mil empregos. A Petrobras estima que em 2024, os investimentos do segmento E&P, que totalizaram de 13,91 bilhões de dólares, sustentaram 145 mil empregos no país por meio das aquisições locais e de seus efeitos na cadeia de suprimento.

Como resultado do investimento em capacitação de mão de obra e inclusão social do Programa Petrobras Autonomia e Renda, o último ano foi marcado pelo início de turmas de qualificação profissional para 1.065 alunos nos sete estados. Cerca de 72% dos estudantes são pessoas pretas e pardas, 60% são mulheres e 4% são pessoas com deficiência. Os alunos formados são orientados a se inscreverem

no Sistema Nacional de Emprego (SINE) ou Postos de Atendimento ao Trabalhador (PAT) dos municípios abrangidos pelo programa. Já as empresas que compõem a cadeia de fornecedores da Petrobras são incentivadas a disponibilizarem suas vagas de emprego nesses órgãos com a intenção de ampliar as oportunidades para essa mão de obra local qualificada.

Petrobras defende homologação imediata do LRCAP 2026

A Petrobras é favorável à homologação imediata do resultado do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) 2026, realizado em março pela Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica e pela CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. A companhia defende que o certame é fundamental para assegurar a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN) e garantir previsibilidade ao setor elétrico brasileiro.

A discussão ocorre em um contexto de transformação estrutural do sistema elétrico

brasileiro, marcado pela expansão acelerada de fontes renováveis intermitentes, aumento da demanda por energia e intensificação de eventos climáticos extremos. Esse cenário exige recursos capazes de entregar energia de forma firme e disponível nos momentos críticos.

De acordo com alertas técnicos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), sem nova contratação de capacidade, a probabilidade de falha de suprimento de potência atinge próximo de 30% já em 2026, chegando a mais de 90% em 2029.

Esse novo contexto exige capacidade firme, confiável e disponível 24 horas por dia para garantir o suprimento nos momentos críticos.

O LRCAP é essencial para a segurança elétrica do Brasil e para a previsibilidade necessária ao desenvolvimento do setor energético nacional, evitando que o país passe por apagões.

William

França,

Diretor

Executivo em exercício de Transição

Energética e Sustentabilidade da Petrobras.

Dados operacionais comprovam a necessidade de homologação do leilão. Em 6 de maio deste ano, as usinas da Petrobras foram acionadas em tempo real para atendimento ao pico de demanda, gerando acima de 680 MW. Em 15 de maio, a geração do parque termelétrico da Petrobras ultrapassou 2.000 MW, logo após as 18h, um incremento de 1.400 MW em pouco mais de uma hora.

A não concretização do LRCAP 2026 pode comprometer a permanência de usinas termelétricas existentes no sistema, cuja viabilidade depende da previsibilidade regulatória e da remuneração proporcionadas pelo leilão. A eventual desmobilização desses ativos agravaria o risco de falhas de

suprimento justamente no horizonte em que o ONS identifica maior vulnerabilidade.

A Petrobras ressalta que a contratação de potência firme é complementar, e não contrária, à expansão das fontes renováveis. Sistemas elétricos modernos combinam renováveis com fontes despacháveis, capazes de assegurar estabilidade, flexibilidade e confiabilidade à operação.

A Petrobras permanece comprometida com a transição energética justa, com a segurança energética nacional e com a oferta contínua de energia para a sociedade brasileira, e por isso defende a homologação e a assinatura dos contratos das usinas vencedoras do LRCAP 2026.

Usina Termelétrica de Canoas, no Rio Grande do Sul

Investidores globais migram para energia limpa em meio à nova crise do petróleo

As discussões entre investidores mostram mudança estrutural importante: a energia limpa deixou de ser percebida apenas como “ESG” e passou a ser associada à segurança energética, expansão de IA, crescimento de data centers e resiliência geopolítica.

A nova escalada geopolítica no Oriente Médio e a intensificação do conflito envolvendo o Irã estão produzindo uma inflexão importante nos mercados globais de energia, acelerando simultaneamente uma nova crise do petróleo e uma reconfiguração estrutural dos fluxos globais de capital para tecnologias de energia limpa, eletrificação,

armazenamento e infraestrutura energética resiliente.

Cinco anos após os choques energéticos provocados pela pandemia, pela guerra da Ucrânia e pelas rupturas nas cadeias globais de suprimentos, o sistema energético internacional volta a enfrentar forte volatilidade logística, riscos ao transporte marítimo e pressão sobre preços de combustíveis fósseis. Entretanto,

diferentemente das crises anteriores, os sinais atuais dos mercados financeiros e das políticas públicas indicam que parte relevante dos investidores globais passou a enxergar as energias renováveis não apenas como agenda climática, mas como instrumento estratégico de segurança energética, estabilidade macroeconômica e redução de vulnerabilidades geopolíticas.

Diferentemente dos choques energéticos anteriores, o conflito envolvendo o Irã está produzindo um comportamento incomum nos mercados financeiros: ações e fundos ligados à energia limpa passaram a superar ativos fósseis mesmo em um ambiente de petróleo elevado. Analistas internacionais observam

que investidores passaram a interpretar renováveis, armazenamento e eletrificação não apenas como agendas climáticas, mas como instrumentos de independência energética, proteção geopolítica e resiliência econômica. ETFs vinculados a hidrogênio, solar, cleantech e modernização de redes

vêm registrando fortes valorizações em 2026, refletindo a migração parcial de capital

institucional para ativos ligados à transição energética.

O movimento ocorre em paralelo ao aumento da volatilidade nos mercados globais de petróleo, especialmente após as tensões no Estreito de Ormuz e o encarecimento dos fretes marítimos. Fundos ligados ao transporte de petróleo e ao Brent dispararam em 2026 em função das rupturas logísticas, mas ao mesmo tempo investidores passaram a ampliar exposição em ativos relacionados à eletrificação e infraestrutura elétrica, considerados mais resilientes diante da instabilidade geopolítica. Discussões em fóruns financeiros e comunidades globais de investimento mostram crescente percepção de que redes elétricas inteligentes, baterias,

renováveis e sistemas de flexibilidade energética tendem a se tornar componentes estruturais da próxima fase do ciclo energético mundial.

O fenômeno começou a ser descrito por analistas financeiros europeus como uma “energy security trade”, na qual investidores reprecificam ativos energéticos considerando vulnerabilidade logística, risco geopolítico e dependência de combustíveis importados. Nesse novo contexto, renováveis, armazenamento e redes elétricas passam a ser percebidos como instrumentos de estabilidade econômica e soberania nacional, e não apenas como segmentos associados à agenda ESG.

A nova pesquisa global da Climate Opinion Research Exchange (CORE), citada no briefing

da Zero Carbon Analytics, reforça essa mudança de percepção ao mostrar aumento

significativo da parcela de investidores que passaram a considerar renováveis como o principal setor para retornos financeiros no horizonte de um ano. O crescimento foi especialmente forte na Europa e na Ásia, regiões mais expostas à volatilidade energética internacional e às pressões por segurança de abastecimento. O dado de que 82% dos investidores pretendem ampliar investimentos em renováveis nos próximos três anos sugere que a atual crise energética pode estar funcionando como catalisador adicional da transição energética global.

O painel “Global Energy Crisis Policy Monitor 2026” mostra que diversos governos passaram a responder simultaneamente à crise energética e à pressão geopolítica com políticas híbridas que combinam medidas emergenciais fósseis de curto prazo com estratégias estruturais de descarbonização e eletrificação. O documento evidencia uma convergência crescente entre segurança energética, soberania industrial, digitalização da infraestrutura elétrica e expansão de energias renováveis.

Na Argentina, por exemplo, o governo autorizou aumento da mistura de etanol na gasolina para reduzir impactos sobre preços de combustíveis e ampliar flexibilidade do mercado, ao mesmo tempo em que avançou em movimentos de reorganização do setor elétrico e possíveis privatizações de infraestrutura de transmissão. Já a Austrália, pressionada por baixos níveis de reservas energéticas e dependência de importações, criou forças-tarefa para segurança de combustíveis, reduziu impostos sobre gasolina e diesel e acelerou programas ligados a hidrogênio verde, biocombustíveis sustentáveis de aviação (SAF), solar, eólica e armazenamento. A

Áustria, por sua vez, reforçou investimentos em grandes sistemas de baterias para estabilização da rede elétrica e integração de renováveis.

O painel revela uma tendência particularmente importante: o armazenamento de energia passou a ocupar posição central nas estratégias nacionais de resiliência energética. Baterias em larga escala deixaram de ser tratadas apenas como instrumentos de descarbonização e passaram a ser classificadas como infraestrutura crítica para estabilidade tarifária, integração de fontes intermitentes, proteção de redes e segurança nacional. A mesma lógica começa a se aplicar a smart grids, digitalização energética, inteligência artificial aplicada à operação elétrica e eletrificação industrial.

Em diversos mercados, a expansão de renováveis já começa a funcionar como mecanismo concreto de amortecimento macroeconômico. Estudos recentes no Reino Unido indicam que a geração adicional de energia solar e eólica desde o início da crise reduziu significativamente a necessidade de importações adicionais de gás natural, ajudando a conter custos energéticos e exposição à volatilidade internacional dos combustíveis fósseis.

Ao mesmo tempo, a crise está acelerando uma reconfiguração do papel do Estado no setor energético. Diversos países passaram a adotar forças-tarefa de segurança energética, mecanismos de estabilização tarifária, subsídios temporários, flexibilizações regulatórias e programas industriais estratégicos. O movimento sugere uma retomada do planejamento energético estatal em escala global, após décadas de liberalização parcial dos mercados de energia.

Hidrogênio

Clean energy diversificada

Climate tech

Cleantech avançada

Green energy e EVs

Energia limpa e utilities

Plataformas de análise financeira mostram o domínio do hidrogênio e da infraestrutura elétrica como temas centrais da valorização dos ETFs clean-tech e o grande destaque global é o HYDR, focado em hidrogênio, que ultrapassou 250% de valorização anual, refletindo crescimento do hidrogênio verde, expansão industrial, demanda de siderurgia e fertilizantes, e interesse estratégico de governos e utilities. Já o PBW tornou-se um dos principais termômetros da nova infraestrutura energética americana, reunindo baterias, semicondutores energéticos, fuel cells, smart grid, lítio e e equipamentos elétricos. O QCLN aparece como um dos ETFs mais representativos da convergência entre energia limpa, veículos elétricos, semicondutores e infraestrutura elétrica digital. O movimento também começa a beneficiar diretamente fabricantes globais de infraestrutura elétrica e equipamentos energéticos. Empresas ligadas a turbinas eólicas, redes de transmissão, armazenamento e sistemas elétricos registraram forte valorização desde o agravamento da crise. Entre os destaques aparecem grupos como Nordex, Siemens Energy, Elia Group, GE Vernova, CATL, BYD e Sungrow, refletindo a crescente centralidade industrial de baterias, redes e eletrificação na nova geopolítica energética global.

Outro elemento importante é a crescente integração entre política energética e política industrial. A cadeia global de minerais críticos, baterias, hidrogênio, transmissão elétrica, equipamentos para renováveis e digitalização energética tornou-se tema central para governos e bancos multilaterais. Em abril de 2026, bancos multilaterais de desenvolvimento divulgaram declaração conjunta defendendo apoio coordenado às cadeias globais de minerais críticos e manufatura associada à transição energética, destacando a necessidade de construir cadeias resilientes e diversificadas para eletrificação e energia limpa.

O relatório internacional “Reforming Multilateral Development Banks: Perspectives from Client Countries”, elaborado pela ODI Global a partir de entrevistas e pesquisas com governos de 125 países, mostra que que a crise energética está provocando forte expansão da demanda global por empréstimos concessionais, grants, assistência técnica e mecanismos de cofinanciamento. O estudo indica que 57% dos entrevistados acreditam

que a demanda por empréstimos e doações dos bancos multilaterais aumentará nos próximos cinco a dez anos.

O levantamento mostra ainda que os governos passaram a considerar como prioritárias estruturas de financiamento altamente concessionais, flexíveis, de grande escala e capazes de mobilizar capital privado. Os dados revelam ainda uma transformação importante no sistema financeiro internacional: o modelo tradicional baseado apenas em empréstimos soberanos está sendo substituído por arquiteturas híbridas envolvendo blended finance, garantias multilaterais, climate finance, cofinanciamentos, seguros de risco e capital privado institucional. A pesquisa mostra que 64% dos entrevistados consideram essencial que os bancos multilaterais sejam capazes de catalisar financiamento privado, enquanto 75% defendem maior flexibilidade financeira e 73% priorizam financiamentos altamente concessionais.

Os setores considerados prioritários pelos governos também revelam mudança

estrutural nas preferências globais de investimento. Infraestrutura econômica e produtiva aparece como principal necessidade futura de financiamento, seguida por capital humano e resiliência climática. Na área energética, a preferência por renováveis é dominante:

• 79% priorizam solar fotovoltaica;

• 54% hidrelétricas;

• 47% energia eólica;

• apenas 13% gás fóssil;

• e somente 3% carvão e óleo combustível.

O relatório também mostra forte pressão internacional para acelerar desembolsos e reduzir burocracias nos financiamentos multilaterais. Quase metade dos governos considera excessivamente lento o intervalo entre estruturação, aprovação e desembolso dos projetos. Em resposta, os bancos multilaterais vêm sendo pressionados a harmonizar padrões, ampliar cofinanciamentos, acelerar aprovações e fortalecer capacidades locais de preparação de projetos. Ranking técnico*

2 3 4 5 BNDES

Banco do Nordeste Finep

Fundo Clima + Finem Energia

Banco da Amazônia Caixa

FNE Verde

Finep Inovação Verde

Solar, eólica, biogás, hidrogênio, transmissão, armazenamento

Maior capacidade financeira do país; juros favorecidos; prazos longos; forte presença em infraestrutura

Solar, biomassa, eficiência energética, GD Hidrogênio, armazenamento, inovação energética, IA energética

FNO Energia Verde

Financiamento Energia Solar

Renováveis e bioeconomia amazônica

Geração distribuída residencial e empresarial

Juros muito competitivos; forte capilaridade regional Excelente para inovação tecnológica e deep tech

Processo técnico complexo; exige estruturação robusta

Mais concentrado no Nordeste Mais voltado a inovação do que CAPEX pesado

Incentivos fortes para região Norte

Menor escala financeira

Forte presença nacional; acesso simplificado

Menor foco em grandes projetos

BBA Bradesco

BB Crédito

Energia Renovável

CDC Sustentável / ESG Finance

Green Finance / Project Finance ESG

Agroenergia, solar, irrigação energética

Solar corporativa, eficiência energética

Grandes projetos renováveis

Forte atuação no agro e cooperativas

Agilidade privada Forte estruturação financeira

Menos competitivo para utility-scale

Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial

Crédito ESG e Energia Solar Programas de Neoindustrialização Verde

PME e geração distribuída

Rede ampla

Custos mais altos

Exigências elevadas

Cadeias industriais limpas e transição energética

Outro dado estratégico do relatório é a estimativa de que reformas recentes nos bancos multilaterais possam liberar entre US$ 300 bilhões e US$ 400 bilhões adicionais em capacidade de financiamento até meados da década de 2030 por meio de mecanismos como capital híbrido e transferência de risco. O documento cita explicitamente as discussões conduzidas no âmbito do G20 sob presidência brasileira em 2024 sobre ampliação da escala,

Integração industrial e tecnológica

Menor competitividade de taxas

Ainda em expansão operacional

eficiência e impacto operacional dos MDBs. As tendências identificadas pelos dois documentos convergem para uma mesma direção: a emergência de uma nova geoeconomia da energia baseada simultaneamente em segurança energética, eletrificação, infraestrutura digital, armazenamento, minerais críticos, coordenação financeira internacional e resiliência industrial.

Estados Unidos

União Europeia

Índia

Brasil

Alemanha

Austrália

Japão

Arábia Saudita

Coreia do Sul

Superpotência clean-tech global

Centro financeiro e tecnológico

Reindustrialização energética

Crescimento acelerado

Potência renovável emergente

Hub industrial europeu

Hidrogênio e minerais críticos

Resiliência energética

Diversificação pós-petróleo

Tecnologias avançadas

Nesse contexto, países capazes de oferecer estabilidade regulatória, capacidade renovável, infraestrutura elétrica e recursos minerais estratégicos tendem a se tornar polos prioritários de atração de capital. E em meio ao aumento da fragmentação geopolítica, redução de ajuda internacional e crescimento do endividamento global, os países emergentes passaram a enxergar a expansão de renováveis como mecanismo simultâneo de desenvolvimento econômico, estabilidade energética e redução de dependência externa.

O Brasil aparece bem-posicionado nesse novo cenário global por reunir vantagens competitivas estruturais em biocombustíveis, etanol, SAF, hidrogênio verde, mineração crítica, transmissão elétrica, geração renovável e produção de equipamentos para redes e eletrificação. Além disso, o país pode se beneficiar da reorganização global das cadeias industriais e energéticas diante da busca crescente por fornecedores localizados fora de zonas de conflito geopolítico.

A crise energética de 2026 revela, portanto,

Lidera solar, baterias, EVs, hidrogênio, minerais críticos e manufatura

Liderança em ETFs, IA energética, grids, capital privado e data centers

Forte expansão de redes, EVs, offshore wind e baterias

Expansão maciça de solar e infraestrutura elétrica

Biocombustíveis, transmissão, hidrogênio verde e mineração crítica

Eletrificação industrial e cadeia de baterias

Exportação energética limpa e armazenamento

Hidrogênio, eficiência e smart grids

Megaprojetos de hidrogênio e energia solar

Baterias, semicondutores energéticos e hidrogênio

uma mudança estrutural na lógica do sistema energético internacional. Energia limpa deixou de ser percebida apenas como agenda ambiental e passou a ocupar posição estratégica no centro da arquitetura financeira, industrial e geopolítica global. Armazenamento, digitalização das redes, eletrificação e infraestrutura resiliente começam a ser tratados pelo mercado internacional como ativos tão estratégicos quanto petróleo, gás e logística marítima tradicional.

O conflito de 2026 pode acabar sendo lembrado como o momento em que os mercados financeiros começaram a migrar estruturalmente sua percepção de segurança energética do petróleo para a eletricidade. Nesse novo paradigma, capacidade de geração renovável, armazenamento, redes inteligentes, minerais críticos e infraestrutura elétrica resiliente passam a ocupar papel estratégico equivalente ao que o petróleo desempenhou nas grandes crises energéticas do século XX.

MME impõe novas exigências ambientais a Candiota III

A permanência da Usina Termelétrica Candiota III, no Rio Grande do Sul, no sistema elétrico brasileiro até 2040 passou a depender de novas obrigações ambientais. O Ministério de Minas e Energia (MME) acatou parte dos argumentos apresentados pelo Instituto Internacional Arayara e incluiu exigências relacionadas ao licenciamento, à reparação de danos e ao descomissionamento da usina na minuta do Contrato de Energia de Reserva (CER) do empreendimento.

A decisão foi tomada no âmbito da Consulta Pública MME nº 216/2026, que discutiu as

condições de contratação da termelétrica a carvão pelos próximos anos. A mudança ocorre em meio a uma vitória judicial obtida pela Arayara, que levou à suspensão da licença de operação de Candiota III e obrigou o Ibama a considerar, no processo de renovação, os impactos climáticos da usina, seu histórico de multas ambientais e a apresentação de um plano de encerramento das atividades.

Na prática, o contrato passou a prever que o vendedor deverá cumprir as condicionantes das licenças ambientais, as demais exigências legais aplicáveis

e boas práticas ambientais, sociais e de governança. O texto também estabelece que custos relacionados à reparação de danos ambientais, ao cumprimento de condicionantes e a obrigações legais, técnicas, administrativas ou judiciais, incluindo o Plano de Descomissionamento, ficarão sob responsabilidade do próprio vendedor.

Para a Arayara, a mudança sinaliza que a saída do carvão não pode ser tratada como um tema distante ou sem prazo definido. Em contribuição enviada ao MME, a organização havia apontado falhas na minuta contratual, especialmente a ausência de obrigações ambientais mais claras.

A inclusão de exigências ambientais e de descomissionamento no contrato é um passo relevante, mas insuficiente. O ministério destinou uma receita fixa anual de R$ 859 milhões, com subsídios até 2040. Precisamos de uma análise mais transparente do contrato, que coloque em destaque os impactos tarifários e a compatibilidade com os compromissos climáticos assumidos pelo Brasil.

Juliano Bueno, diretor-presidente do Instituto Internacional Arayara.

A decisão da Justiça Federal reforçou os alertas apresentados pela organização. Entre os pontos que deverão ser considerados em eventual renovação da licença estão a análise do impacto climático das operações, a inclusão formal das emissões de gases de efeito estufa no licenciamento, a avaliação do histórico de infrações ambientais e a comprovação de que a usina tem condições técnicas de cumprir os limites legais de emissão de poluentes atmosféricos.

O histórico de multas também entrou no centro da discussão. A Justiça determinou que o Ibama apresente o levantamento completo das infrações e penalidades recebidas pela

empresa durante a vigência da licença. Em abril, a Arayara apontou que Candiota III acumulava mais de R$ 125 milhões em multas por ao menos 12 infrações ambientais, sem registro de pagamento. A licença de operação da usina venceu em 5 de abril de 2026. Com a decisão judicial, o Ibama deverá apresentar uma decisão final sobre a renovação até 5 de novembro de 2026, sob pena de multa diária de R$ 10 mil.

Além das questões ambientais, a Arayara questiona o custo da contratação da usina. Segundo a organização, há uma diferença relevante entre os cálculos apresentados pela entidade e os parâmetros adotados pelo

MME. Enquanto a receita fixa anual proposta pelo ministério é de R$ 859,79 milhões, a estimativa da Arayara é de R$ 602,37 milhões - uma diferença de aproximadamente 43%.

A divergência está ligada, principalmente, à metodologia usada para calcular a energia mínima contratada e o preço de contratação. O MME considerou uma energia mínima de 1.591.420 MWh por ano. A projeção da Arayara, baseada na compra mínima de carvão, no consumo específico e nas perdas, chegou a 1.161.804 MWh anuais. Para a organização, a conta oficial pode remunerar a usina por uma energia acima daquela efetivamente associada à compra mínima de carvão.

No acumulado entre 2026 e 2040, a

diferença cresce. Considerando apenas a receita fixa com base na energia mínima, a Arayara projeta um custo de R$ 9,04 bilhões, enquanto os parâmetros do MME levariam a R$ 12,90 bilhões. Em um cenário de receita ajustada, a projeção baseada nos critérios do ministério chegaria a R$ 35,55 bilhões, ante R$ 14,13 bilhões estimados pela organização.

Com a inclusão das novas cláusulas no contrato e a decisão judicial que suspendeu a licença de operação, Candiota III passa a enfrentar dois tipos de pressão: a ambiental, relacionada às emissões, multas e ao futuro encerramento da usina; e a econômica, ligada ao peso da contratação para o sistema elétrico e para os consumidores.

Vast Infraestrutura e Petronas Brasil anunciam projeto para conservação de aves marinhas em terminais

Vast Infraestrutura e a Petronas Brasil anunciaram um projeto de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) para criar um modelo exclusivo de gestão e conservação de aves marinhas em terminais portuários. A parceria foi formalizada durante uma cerimônia realizada no Terminal de Petróleo da Vast (T-Oil), localizado no Porto do Açu,

em São João da Barra (RJ). O projeto será realizado com recursos provenientes dos compromissos de PD&I da Petronas Brasil, em conformidade com as exigências do regulador do setor de petróleo e gás, a ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

A iniciativa visa desenvolver e validar uma metodologia replicável de gestão e monitoramento que possibilite a

coexistência da reprodução de espécies ameaçadas com as operações portuárias. O modelo será baseado no Projeto Aves do Açu, uma iniciativa voluntária já realizada pela Vast Infraestrutura e executada pela consultoria Braço Social, que contou com o apoio da Petronas Brasil em 2024.

Este é o primeiro projeto de PD&I regulado da companhia.

Este projeto representa um passo adiante em como o setor de óleo e gás pode integrar suas operações com a conservação da biodiversidade. Com base na experiência bem-sucedida em nosso Terminal de Petróleo (T-Oil) no Porto do Açu, pretendemos consolidar uma metodologia replicável que permita às atividades portuárias coexistirem com a reprodução das aves marinhas.

Victor Bomfim, CEO da Vast Infraestrutura.

Desde 2022, a Vast Infraestrutura desenvolve soluções para permitir a coexistência entre suas operações e a reprodução do trinta-réis-de-bico-vermelho (Sterna hirundinacea) e do trinta-réis-de-bicoamarelo (Thalasseus acuflavidus), espécies ameaçadas que nidificam no T-Oil. Até o momento, aproximadamente 484 ninhos de trinta-réis-de-bico-vermelho foram identificados, monitorados e protegidos no terminal. Além disso, a partir de 2024, foi registrada a formação

de uma colônia de reprodução de trintaréis-de-bico-amarelo. Desde então, tem sido possível conciliar a reprodução de cerca de 6.500 indivíduos desta espécie com as atividades operacionais no T-Oil.

A nova fase do projeto inclui a integração de múltiplas frentes de pesquisa, tais como parâmetros reprodutivos e demográficos, dinâmica espacial e padrões de migração, ecologia trófica e o status sanitário das aves, uma abordagem inédita no Brasil.

Expandir o Projeto Aves do Açu com um escopo mais robusto reforça nosso compromisso com a sustentabilidade. Ao fortalecer os esforços de pesquisa e desenvolvimento no Porto do Açu, onde a Petronas Brasil opera, buscamos avançar na operação sustentável por meio do conhecimento e da conservação. Acreditamos que não apenas as pessoas e a natureza podem coexistir lado a lado, mas também prosperar por meio do cuidado e da harmonia.

Suhana Sidik, Country Chair da

Petronas Brasil.

Entre as inovações planejadas está o uso de dispositivos GPS miniaturizados para rastreamento remoto das aves, permitindo o mapeamento de rotas migratórias, áreas de alimentação e padrões de uso do espaço marinho. Isso possibilitará a identificação de sobreposições entre essas áreas e atividades humanas, como pesca, exploração de petróleo e gás, operações portuárias e futuros desenvolvimentos de eólica offshore.

O projeto também inclui análises de ecologia trófica (como estudos de presas e análises de isótopos estáveis), além de monitoramento sanitário das populações de aves e anilhamento científico. O investimento total ultrapassa R$ 3,8 milhões, em cumprimento aos requisitos de PD&I da ANP, e a previsão é que o projeto dure três anos. A expectativa é que o modelo desenvolvido possa ser aplicado em outros terminais.

Marquise Infraestrutura é responsável por novo terminal de GNL

A Marquise Infraestrutura venceu a concorrência para executar as obras do novo terminal de regaseificação de GNL - gás natural liquefeito- da Eneva no Complexo Industrial e Portuário do Pecém. O projeto prevê a implantação de estruturas portuárias e operacionais ligadas ao terminal, com prazo estimado de execução de 22 meses.

Segundo a empresa, a obra integra o atual ciclo de expansão do Porto do Pecém, que

concentra investimentos em infraestrutura ferroviária, portuária, industrial e energética. A expectativa é que o empreendimento mobilize uma ampla cadeia de fornecedores e empregue, em média, cerca de 500 trabalhadores ao longo da execução.

A Marquise já participou de outros projetos no complexo portuário, como a segunda ponte de acesso ao porto, as fases 1 e 2 do TMUT - Terminal de Múltiplas Utilidades e trechos da Ferrovia Transnordestina.

Renan Carvalho, diretor-presidente da Marquise, contou que os projetos no Pecém exigem elevada capacidade de engenharia, integração logística e coordenação operacional, especialmente diante da execução simultânea de diferentes estruturas estratégicas na região.

O terminal GNL Pecém de regaseificação representa um passo fundamental para a segurança e diversificação energética do país. Ao converter o gás natural liquefeito de volta ao seu estado gasoso, o terminal permitirá um suprimento mais flexível e robusto para indústrias e usinas termelétricas, contribuindo para a estabilidade da matriz energética nacional. A escolha do Complexo do Pecém para sediar esta estrutura sublinha sua crescente importância como hub logístico e industrial.

A localização do Pecém, com sua infraestrutura portuária consolidada e conexões com rotas marítimas internacionais, é ideal para projetos de grande porte como este. A integração do terminal de GNL com as demais estruturas do complexo, como as ferrovias e as áreas industriais, criará um ecossistema operacional eficiente, capaz de suportar as demandas futuras de energia e logística na região.

O projeto de construção do terminal de GNL prevê a implantação de um conjunto de estruturas portuárias e operacionais essenciais para o funcionamento da unidade. O prazo estimado para a conclusão das obras é de 22 meses.

@Governo do Ceará/Davi Pinheiro

Acelen Renováveis anuncia US$ 1,5 bilhão para biorrefinaria de SAF no Brasil

A Acelen Renováveis, empresa de energia do Mubadala Capital, anunciou US$ 1,5 bilhão para iniciar a construção de sua biorrefinaria de combustíveis renováveis na Bahia. Parte do valor é financiada por um consórcio, apoiado e liderado por HSBC e IFC, e reúne 10 instituições financeiras nacionais e internacionais: First Abu Dhabi Bank (FAB), Abu Dhabi Commercial Bank (ADCB), BID Invest, BNDES, Asian Infrastructure Investment Bank (AIIB), Development Finance Institute Canada (FinDev Canada), KfW IPEX-Bank, Bradesco, BBVA, Bank of China.

A biorrefinaria, com início de operação

previsto para 2029, terá capacidade para produzir 1 bilhão de litros anuais de SAF (Sustainable Aviation Fuel) e Diesel Renovável (HVO) e terá tecnologia HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids), uma das principais rotas tecnológicas globais para produção de combustíveis renováveis. O projeto posicionará o Brasil entre os principais polos globais de combustíveis sustentáveis para aviação e transporte pesado, ampliando a segurança energética do país e contribuindo para uma matriz mais resiliente diante de oscilações e crises no cenário internacional.

Essa etapa marca o avanço do projeto

e consolida a confiança do mercado internacional nas vantagens competitivas do país para desenvolver uma nova plataforma industrial de baixo carbono. Ao todo, a primeira unidade integrada da companhia terá investimento superior a US$ 3 bilhões e contempla o desenvolvimento agroindustrial com plantação, extração e beneficiamento dos coprodutos da macaúba.

“O Brasil reúne condições únicas para liderar a transição energética global, combinando escala agrícola, excelência industrial e uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo. Com presença consolidada no país, o Mubadala Capital acredita no potencial do Brasil para desenvolver combustíveis renováveis em larga escala — e está comprometido a fazer parte dessa jornada”, afirma Leonardo Yamamoto, Sócio do

Mubadala Capital.

A IFC - International Finance Corporation, instituição do Grupo Banco Mundial voltada ao desenvolvimento do setor privado, atuou como coordenadora geral e lead arranger em conjunto com o HSBC para garantir a estruturação financeira após ampla diligência técnica, ambiental e social. O projeto seguirá rigorosos padrões internacionais de sustentabilidade, governança e responsabilidade socioambiental definidos pela IFC, incluindo critérios ambientais, sociais e de gestão reconhecidos globalmente para projetos de infraestrutura e transição energética.

“Esse investimento reflete o compromisso da IFC em catalisar capital privado onde pode fazer uma diferença transformadora. Ao apoiar uma das primeiras instalações de SAF

Da esquerda para direita: Olaf, Guião, Mendonça e Yamamoto

da América Latina nessa escala, buscamos demonstrar a viabilidade comercial, reduzir riscos e lançar as bases para investimentos replicáveis na região. O projeto da Acelen Renováveis é um exemplo de como a inovação industrial e o desenvolvimento sustentável — incluindo, de forma relevante, no setor do agronegócio — podem se reforçar mutuamente, gerando empregos de qualidade, fortalecendo as cadeias de valor agrícolas e acelerando a transição do Brasil para uma economia mais resiliente”, comenta Olaf Schmidt, Diretor Regional da Indústria para Manufatura, Agronegócio e Serviços da IFC para América Latina e Europa.

A estrutura financeira reforça a maturidade técnica e comercial do empreendimento, que já possui engenharia integrada concluída, contratos estratégicos negociados e cerca de 90% da comercialização dos biocombustíveis (SAF e HVO) já estruturada e assinada. O projeto conta ainda com parceiros de relevância nacional e global como Honeywell UOP, Alfa Laval e Construcap, além de acordos comerciais com empresas como Trafigura, Moeve, Bunge e BGN.

“A estruturação deste financiamento confirma a robustez técnica, financeira e socioambiental do projeto. Entramos agora em uma nova etapa de execução industrial em larga escala”, afirma Luiz de Mendonça, CEO da Acelen Renováveis.

A biorrefinaria será construída em área industrial existente em São Francisco do Conde, na Bahia. No pico das obras, a expectativa é gerar cerca de 3,6 mil empregos diretos e indiretos.

O projeto integra produção agrícola, desenvolvimento industrial e tecnologia para produção de combustíveis renováveis avançados a partir de matérias-primas

tradicionais (óleo de soja e UCO) e de macaúba, cultura nativa brasileira com alto potencial para biocombustíveis avançados.

A Acelen Renováveis prevê o cultivo em 144 mil hectares em áreas degradadas, considerando ganhos de produtividade já incorporados ao projeto, sendo 20% destinados a parcerias com agricultura familiar e pequenos produtores. O modelo busca combinar regeneração produtiva, inclusão social e descarbonização, alinhado às melhores práticas globais de sustentabilidade e desenvolvimento de baixo carbono.

Segundo estudo da Fundação Getúlio Vargas (FGV), a cadeia integrada do projeto pode movimentar até US$ 40 bilhões na economia brasileira e gerar cerca de 85 mil empregos diretos e indiretos na próxima década.

O projeto faz parte da Plataforma Brasil de Investimentos Climáticos e para a Transformação Ecológica (BIP), que conecta projetos brasileiros a uma extensa rede de instituições financeiras na busca de mobilização de capital público e privado em escala, direcionado ao financiamento de projetos que contribuirão para transição climática do país, alinhados às metas nacionais de descarbonização.

“O HSBC tem orgulho de ter coordenado a estruturação de uma iniciativa que combina inovação industrial, desenvolvimento sustentável e mobilização de capital internacional para acelerar a produção de combustíveis renováveis. Esta operação reforça nosso compromisso em apoiar clientes e parceiros na transição energética, conectando financiamento global a projetos transformacionais com impacto econômico, social e ambiental de longo prazo, afirma o CEO do HSBC Brasil, Alexandre Guião.

Braskem amplia frota de navios de alta eficiência e acelera descarbonização logística

A Braskem avançou em sua estratégia de modernização logística e redução de emissões no transporte marítimo com a incorporação de novas embarcações à frota da Braskem Trading & Shipping (BT&S). Os navios Beautiful Future e Blooming Future representam uma nova geração de petroleiros de alta eficiência energética desenvolvidos para operar nas rotas internacionais de abastecimento de matérias-primas da petroquímica.

As embarcações, do tipo LR1 (Long Range 1), foram projetadas para o transporte de nafta entre a Costa do Golfo do México e o Brasil, em operações de longa distância superiores a 5,5 mil milhas náuticas. Segundo a companhia, os novos navios devem proporcionar uma redução aproximada de 30% nas emissões de CO₂ em comparação com a média da frota atualmente utilizada pela empresa, o equivalente a cerca de 6,5 mil toneladas de emissões evitadas por ano.

Os navios foram apresentados oficialmente durante cerimônia realizada na China no início de maio. Equipados com motores de última geração, sistemas avançados de controle ambiental e desenho hidrodinâmico otimizado, os modelos

foram concebidos para operar com menor consumo de combustível e maior eficiência operacional. Além disso, já estão preparados para utilização futura de biocombustíveis, alinhando-se às tendências globais de descarbonização do setor marítimo.

De acordo com Hardi Schuck, diretor da Braskem Trading & Shipping, a ampliação da frota integra a estratégia corporativa de elevar a competitividade logística da companhia por meio de ativos mais modernos e sustentáveis. A operação dos navios em velocidade otimizada também contribui para reduzir consumo energético e emissões associadas ao transporte internacional de matérias-primas petroquímicas.

A iniciativa acompanha um movimento mais amplo da indústria naval voltado à renovação de embarcações diante das metas internacionais de eficiência energética e redução de emissões de carbono impostas ao transporte marítimo global. Outros dois navios LR1 já estão em construção e devem ser incorporados à BT&S até o início de 2027.

Paralelamente, a Braskem também vem fortalecendo sua estrutura logística para transporte de gases liquefeitos. Nesse contexto, o Porto de Aratu, em Candeias, na região metropolitana de Salvador, recebeu recentemente o Brilliant Future, novo navio da companhia destinado ao transporte de etano para abastecimento das unidades industriais do Polo Petroquímico de Camaçari.

A embarcação chegou à Bahia proveniente do Texas transportando mais de 18 mil toneladas de etano. O produto é considerado atualmente uma das matérias-primas mais competitivas da indústria petroquímica mundial e amplia a flexibilidade operacional das plantas da companhia.

O Brilliant Future integra a estrutura internacional da Braskem Trading &

Shipping, unidade criada em 2024 para centralizar atividades de comercialização, logística e transporte marítimo de matériasprimas e produtos petroquímicos. Segundo a empresa, a verticalização das operações marítimas já vem proporcionando ganhos relevantes de competitividade, segurança operacional e redução de custos logísticos.

Construído no estaleiro Jiangsu YangziMitsui Co. Ltd., na China, o navio foi projetado especificamente para transporte de gases liquefeitos em baixíssimas temperaturas. A embarcação possui 188 metros de comprimento, 29 metros de largura e capacidade para aproximadamente 19 mil toneladas de carga.

Entre os diferenciais tecnológicos do Brilliant Future está o sistema de propulsão com motor flexível capaz de operar tanto com combustível convencional quanto com etano. Segundo a Braskem, quando utiliza etano como combustível, o navio pode reduzir em até 40% as emissões de CO₂ em comparação com embarcações convencionais do mercado.

A embarcação também incorpora soluções avançadas de engenharia naval, como tanques do tipo estrela-trilobado, que aumentam significativamente a eficiência

volumétrica da carga, além de sistemas de propulsão otimizados, incluindo leme Twist-Flow e hélices Kappel. Esses recursos permitem ganhos adicionais de eficiência energética e desempenho hidrodinâmico, reduzindo consumo de combustível sem comprometer estabilidade, segurança ou capacidade operacional.

O fortalecimento da logística marítima faz parte de um movimento mais amplo da Braskem para ampliar a integração entre eficiência operacional, competitividade industrial e metas de sustentabilidade. Em 2024, a companhia também iniciou operações próprias de cabotagem no Brasil após obter autorização como Empresa Brasileira de Navegação (EBN), iniciativa que já vem contribuindo para reduzir custos logísticos e ampliar a confiabilidade do abastecimento entre unidades industriais no país.

ADNOC implanta robô pesado pioneiro no setor para fortalecer segurança, confiabilidade e desempenho

A ADNOC implantou com sucesso o robô inspetor pesado da Taurob em sua Usina de Compressão de Gás Taweelah, onde realizará inspeções rotineiras em ambientes perigosos sem colocar as pessoas em risco.

O Taurob agora está realizando inspeções autônomas no local como o primeiro par de ‘olhos’ no solo, permitindo que os engenheiros da ADNOC identifiquem possíveis vazamentos de gás, pontos críticos incomuns e outros perigos para aumentar

a segurança. Construído para ambientes industriais extremos, o robô é equipado com uma ampla gama de sensores avançados, incluindo tecnologia LiDAR (Light Detection and Ranging) 3D e câmeras térmicas com visibilidade de 360 graus.

A ADNOC também anunciou planos para expandir ainda mais seu programa de robótica ao co-desenvolver o primeiro robô ‘operador’ pesado da indústria – um robô que não só ‘enxerga’ como o robô inspetor da Taurob,

mas também levanta e segura equipamentos industriais. Desenvolvido no âmbito do Projeto Conjunto da Indústria ARGOS, junto com a Equinor, o Centro de Tecnologia Net Zero, Petrobras, TotalEnergies, Saft e Taurob, o robô operador pesado poderá operar em temperaturas que variam de –20°C a 60°C. Será forte o suficiente para levantar equipamentos pesados e preciso o bastante

“para girar válvulas e operar medidores, tarefas que normalmente exigiriam que as pessoas entrassem em áreas de alto risco. O robô pode ser operado remotamente ou realizar tarefas de forma autônoma, permitindo que trabalhos de manutenção e intervenção sejam realizados com segurança. Está previsto que ele esteja operacional até o final de 2026.

Inteligência Artificial e Física são fundamentais para a estratégia energética de longo prazo da ADNOC, transformando a forma como operamos em toda a cadeia de valor. Na Taweelah, robôs autônomos avançados já estão implantados em operações ao vivo enquanto continuamos a desenvolver a próxima geração de robótica industrial. Trata-se de inovação com propósito, aprimorando a segurança, reduzindo emissões, aprimorando o desempenho e apoiando a Estratégia de IA 2031 dos Emirados Árabes Unidos e a agenda de Robótica & Automação.

Dena Almansoori, Diretora de Tecnologia e Inovação do Grupo ADNOC.

Esses marcos apoiam as estratégias mais amplas da ADNOC em Tecnologia Avançada, IA, Robótica e HSE, combinando supervisão habilitada por IA com robótica para reduzir a exposição a riscos e fortalecer operações seguras e confiáveis.

Ferramentas do ADNOC, como o HSE Cockpit.ai, que reduziu incidentes de segurança em 30%, oferecem visibilidade em tempo real para ajudar a prevenir incidentes antes que ocorram, enquanto robôs e drones realizam inspeções perigosas, monitoramento de emissões e resposta a incidentes em terra, mar e ar, incluindo casos de uso como operações em zonas vermelhas e espaços confinados. Juntas, essas capacidades incorporam a segurança na execução diária e continuam a expandir o valor que a ADNOC está entregando por meio de robótica avançada e IA em larga escala.

Valorizamos muito a contribuição da ADNOC para o Projeto Conjunto da Indústria ARGOS. Sua ampla experiência atuando em ambientes desafiadores, incluindo o calor extremo do Oriente Médio, trouxe uma dimensão regional essencial à iniciativa. O forte foco da ADNOC e dos Emirados Árabes Unidos em transformação digital e robótica nos permitiu aplicar tecnologias avançadas de maneiras que aumentam a segurança e a eficiência, ao mesmo tempo em que apoiamos nossa ambição comum de reduzir emissões por meio do uso ampliado da robótica.

Matthias Biegl, Diretor Executivo, Taurob, GmbH.

Eastman obtém a certificação ISO 59014

A Eastman anunciou que sua unidade em Kingsport, Tennessee, obteve a certificação ISO 59014 por meio da SCS Global Services. A certificação abrange a tecnologia de reciclagem por metanólise material-amaterial da Eastman na unidade de Kingsport.

A tecnologia de reciclagem da Eastman processa uma variedade de resíduos difíceis de reciclar, incluindo embalagens plásticas coletadas na coleta seletiva, que de outra forma seriam descartadas em aterros sanitários ou incineradas, e as converte em blocos de construção moleculares que podem ser usados para fabricar novos materiais com desempenho de qualidade semelhante ao do material virgem. Essa abordagem de material para material apoia uma economia

mais circular, mantendo materiais valiosos em uso por mais tempo e complementando a reciclagem mecânica ao expandir os tipos de materiais que podem ser reciclados.

A certificação ISO 59014 é válida até 1º de março de 2029 e abrange a tecnologia de reciclagem por metanólise material-amaterial da Eastman em Kingsport. A norma ISO 59014 estabelece princípios, requisitos e orientações globais para a sustentabilidade e rastreabilidade na recuperação de materiais secundários, enfatizando a circularidade responsável e baseada no ciclo de vida.

A certificação foi realizada pela SCS Global Services, empresa independente em auditoria e verificação de sustentabilidade com mais de 40 anos de experiência.

“

A obtenção da certificação ISO 59014 é um marco importante para a Eastman, pois reforça o que nossos clientes, comunidades e partes interessadas esperam em termos de transparência, rastreabilidade e práticas responsáveis na recuperação de materiais secundários.

Sandeep Bangaru, vice-presidente e gerente geral da plataforma de embalagens e economia circular da Eastman.

“Em nossa unidade de Kingsport, estamos ampliando tecnologias de reciclagem de material para material, como a metanólise, para decompor resíduos de poliéster de difícil reciclagem em seus componentes moleculares básicos, permitindo que sejam produzidos novamente, apoiando um futuro mais circular sem comprometer o desempenho. Essa certificação independente reconhece o rigor por trás de nossa abordagem e ajuda a construir confiança em soluções circulares verificadas e responsáveis.” completou Sandeep Bangaru.

A norma ISO 59014:2024 estabelece o padrão internacional para organizações envolvidas na recuperação responsável e rastreabilidade de materiais secundários — abrangendo coleta, triagem, classificação e outras atividades não destrutivas de reciclagem e recuperação. A norma enfatiza a rastreabilidade transparente, a gestão responsável de recursos e condições de trabalho seguras em todo o processo de reciclagem. Ela se aplica a organizações de

qualquer porte que implementem estruturas sistemáticas de economia circular e exclui a recuperação de energia e o descarte. Uma auditoria segundo essa norma pode fornecer a segurança de que a entidade auditada está garantindo que os controles adequados estejam em vigor para manter a segurança da comunidade ao seu redor, ao mesmo tempo em que adota medidas importantes para assegurar a circularidade dos materiais.

A Eastman está comprometida com o avanço de uma economia circular, ajudando a manter os resíduos plásticos de difícil reciclagem fora dos aterros sanitários e do meio ambiente, transformando-os em novos materiais por meio da reciclagem de material para material. A operação de metanólise da Eastman em sua unidade de Kingsport complementa a reciclagem mecânica, processando materiais de poliéster de difícil reciclagem mecânica e convertendo-os em monômeros que podem ser usados para fabricar novos produtos com desempenho de qualidade semelhante ao do material virgem.

Módulos EPX combinam a classificação de proteção IP67 com segurança intrínseca

Os módulos EtherCAT Box da série EPX combinam segurança intrínseca com classificação de proteção IP67 e são adequados para a implementação de conceitos de sistemas modulares e sem painéis de controle em áreas classificadas. Os robustos módulos EPX podem ser montados diretamente na máquina ou instalação e permitem a aquisição de sinais intrinsecamente seguros até a zona 0/20. Dessa forma, oferecem aquisição de dados confiável em áreas classificadas onde painéis de controle não podem – e não devem –ser instalados. Além disso, seu design modular extremamente compacto proporciona significativa economia de espaço, o que, por sua vez, contribui para a redução de custos. Outras vantagens incluem comissionamento simplificado, prevenção de erros de instalação devido à atribuição incorreta de contatos e redução do comprimento dos cabos, possibilitada pela aquisição de sinais no local.

Com os módulos EtherCAT Box da série EPX, protegidos com IP67, a Beckhoff oferece uma opção de aquisição compacta para sinais intrinsecamente seguros até a zona 0/20. Os módulos, totalmente encapsulados em uma caixa industrial, podem ser instalados de forma direta e descentralizada em máquinas e sistemas, mesmo em ambientes úmidos, sujos ou empoeirados, e podem acomodar a conexão de até oito dispositivos de campo. Isso facilita a aquisição confiável de dados em áreas classificadas como perigosas, onde painéis de controle e caixas de terminais não podem – e não devem – ser instalados.

Outras vantagens incluem a eliminação da necessidade de barreiras de segurança anteriormente exigidas, o que não só economiza espaço, como também reduz custos. A conexão de cabos pré-montados à caixa EtherCAT diminui o tempo de instalação e comissionamento e evita erros de fiação causados por atribuições incorretas de contatos. Além disso, o conceito de aquisição de sinal no local também simplifica a modularidade das instalações.

A inclusão dos módulos EPX em uma caixa com classificação IP67 oferece inúmeras vantagens para aplicações com requisitos de proteção contra explosão, tanto em plantas de processamento quanto em aplicações de construção de máquinas discretas. Como dispositivos EtherCAT, os módulos EPX se integram ao sistema geral de tecnologia de controle baseada em PC e permitem o uso completo de todos os recursos do EtherCAT, como registro de data e hora e redundância de cabos.

O poder da inteligência dos dispositivos

O AssetView é uma ferramenta de gerenciamento de ativos para praticamente qualquer dispositivo ou equipamento inteligente, como instrumentos de campo, posicionadores de válvula e controladores.

Esta poderosa ferramenta permite a seus usuários a obtenção de significativas melhorias de confiabilidade e de desempenho através do Monitoramento Online, do Armazenamento e da Análise de informações disponíveis em Dispositivos Inteligentes, com destaque para suas informações de diagnóstico. A ferramenta faz uso de tecnologias abertas de comunicação como o Fieldbus Foundation™, Profibus, HART e WirelessHART para isso.

O software inclui também um conjunto de funcionalidades de suporte a atividades de manutenção, visando a maior utilização de práticas de manutenções planejadas (preventivas, preditivas e proativas), ao mesmo tempo em que provê recursos para facilitar a execução de atividades de manutenção reativa.

Principais benefícios e características:

• Flexibilidade de visualização e utilização através do uso de Web browsers como interface para os usuários;

• Aumento de cobertura através da utilização de tecnologias abertas e a consequente possibilidade de incorporação de dispositivos de qualquer fabricante;

• Manutenção mais produtiva resultante do uso de poderosos recursos que facilitam e tornam os processos de trabalho das Equipes de Manutenção muito mais eficientes; O Asset View da Smar proporciona melhorias de resultados, tais como melhoria de confiabilidade e eficiência operacionais (produtividade, qualidade e disponibilidade); redução de paradas não programadas e de custos de manutenção; mais rápida resolução de problemas; redução do tempo de configuração e de comissionamento de dispositivos; redução de riscos de acidentes por falhas de equipamentos.

Conversor Analógico para Profibus-PA

O VAP10 da Vivace é um conversor analógico que permite que até 3 canais de entrada com sinais 4-20 mA (ou 0-20 mA) ou 0-5 V possam ser convertidos para Profibus-PA. O usuário pode configurar cada canal para funcionar com corrente ou tensão, o que garante grande versatilidade de aplicações ao VAP10.

Pode ser configurado através de ferramentas disponíveis no mercado, baseadas em EDDL e DTM ou localmente, usando uma chave magnética.

*A biblioteca DTM para os equipamentos Profibus-PA pode ser encontrada na descrição do produto VCI10-UP, no diretório Interfaces.

O VAP10 permite facilmente a integração de equipamentos HART/4-20 mA (ou 0-20 mA) em redes Profibus-PA; é de fácil configuração das entradas: corrente ou tensão; tem ajuste local e auto-diagnóstico; LCD de 5 dígitos, rotativo, multifuncional e com bargraph; e ajuste local intuitivo, configurável e com função de edição rápida.

Tipo 441 DN 250 a DN 400 em projeto fundido

A Leser oferece o modelo Tipo 441, com diâmetros nominais de 250 a 400 (DN 250 a DN 400), em versões fundidas em aço e aço inoxidável. O modelo anterior, soldado, não está mais disponível.

Vantagens:

- O prazo de entrega é reduzido para apenas oito semanas após a encomenda, para configurações padrão.

- A seleção de válvulas ficou mais fácil. As sobreposições dentro da série High Performance foram eliminadas.

- A vantagem de custo é repassada aos clientes na forma de um preço de tabela reduzido, e muitas opções agora estão disponíveis sem custo adicional.

- O gerenciamento do projeto é simplificado pela eliminação de testes relacionados à soldagem.

O projeto de fundição alterou alguns detalhes do projeto de soldagem, que podem ser encontrados na tabela. A Leser pode ainda discutir possíveis adaptações de flanges para compensar as diferenças nas dimensões entre os centros das faces, mediante solicitação.

Simulador para treinamento

A chinesa SUPCON Technology vem fortalecendo sua atuação global por meio de soluções integradas de automação, controle industrial e plataformas digitais baseadas em inteligência operacional e gêmeos digitais. Entre os destaques do portfólio está o Operator Training Simulator (OTS), plataforma desenvolvida para reproduzir virtualmente o comportamento dinâmico de plantas industriais e permitir o treinamento de operadores em ambientes altamente realistas. A solução integra tecnologias de simulação dinâmica, controle virtual e modelagem baseada em mecanismos rigorosos de processo, permitindo replicar com precisão condições reais de operação industrial.

O sistema foi desenvolvido para atender desde programas de treinamento operacional até aplicações de validação de lógica de controle, otimização de processos, previsão de condições operacionais e iniciativas de Digital Twin. A arquitetura utiliza modelos dinâmicos capazes de reproduzir partidas, paradas, mudanças de carga, condições anormais e cenários de emergência, criando um ambiente seguro para desenvolvimento de competências operacionais sem impacto sobre a produção real.

Um dos diferenciais da plataforma está na combinação entre dois núcleos tecnológicos.

O primeiro é baseado em simulação dinâmica fundamentada em modelos mecanísticos, permitindo representar o comportamento físico e operacional da planta. O segundo incorpora tecnologias tridimensionais, computação em nuvem e análise de dados para construção de ambientes virtuais imersivos capazes de representar digitalmente instalações industriais complexas. A empresa descreve essa arquitetura como uma das bases para futuras aplicações de Digital Twin e do chamado Industrial Metaverse.

A solução também utiliza tecnologias de Virtual DCS, permitindo que o ambiente de treinamento opere com a mesma configuração empregada nos sistemas reais de automação. Dessa forma, operadores podem interagir com interfaces equivalentes às utilizadas na planta, reduzindo o tempo de adaptação e ampliando a eficácia dos programas de capacitação. A plataforma possibilita ainda validação de estratégias de controle, testes précomissionamento e análise de desempenho operacional antes da entrada em operação das unidades industriais.

O OTS pode ser aplicado em diversos segmentos industriais, incluindo refino, petroquímica, química, geração de energia, metalurgia, materiais de construção, indústria farmacêutica e setores de manufatura de processos contínuos. A empresa destaca que a plataforma pode ser utilizada tanto para treinamento individual quanto para programas colaborativos remotos, por meio de arquiteturas CS e BS que permitem acesso distribuído e treinamento à distância.

Bomba Elétrica de Diafragma

Projetada pela ARO, a EVO Series 300 combina os benefícios comprovados da série líder da ARO na série de bombas de diafragma EXP com recursos de ponta encontrados nas tecnologias de bombas de deslocamento positivo mais eficientes. No cerne dessa inovação está um design único de três diafragmas, oferecendo pulsação significativamente reduzida, menor ruído e confiabilidade excepcional em aplicações contínuas 24 horas por dia, 7 dias por semana. Essa gama elétrica de bombas de diafragma oferece toda a versatilidade dos sistemas tradicionais de diafragma, ao mesmo tempo em que alcança economia de energia, controle de processo e valor no longo prazo. Reconhecida como “Produto do Ano” no Pump Industry Awards de 2023, a EVO Series 300 se destaca por um sistema de controle em malha fechada permite que a bomba elétrica tripla de diafragma pare instantaneamente e com segurança no fluxo zero, mantendo a pressão da linha. Isso garante máxima segurança do processo e consumo zero de energia durante condições de deadhead.

Seu sistema exclusivo sem vazamentos, incluindo contenção secundária de vazamentos e sensores de detecção de vazamento. Elimina vazamentos para o ambiente por meio de um sistema primário de contenção, aprimorado com contenção secundária integrada para fluidos e óleo. Cada bomba inclui detecção automática de vazamento como padrão, acionando um alarme de desligamento automático para proteger tanto o processo quanto os operadores. É adequada para ambientes perigosos (ATEX)

Projetada para o controle, com codificador embutido e variação de frequência incluídos. Monitora e controla o fluxo da bomba de acordo com os parâmetros do seu processo, incluindo fluxo, altura, torque e outros. Sem amortecedores de pulsação

Benefícios adicionais disponíveis apenas na EVO Series™ 300 da ARO

• Alta eficiência com economia de energia excepcional em comparação com outras bombas de deslocamento positivo

• Pulsação extremamente baixa devido ao design único de três câmaras, sem necessidade de amortecedor de pulsação

• Deadhead verdadeiro graças ao controle em loop fechado que automaticamente para a rotação da bomba e mantém a pressão

• Livre de vazamentos devido à contenção secundária para fluidos e óleo, e à detecção automática de vazamentos

• Pronto para IIoT - Integração total através de dispositivos PLC ou HMI

• Recursos de controle - mais controláveis do que qualquer outra bomba de deslocamento positivo em sua faixa

• Design tudo-em-um sem necessidade de comprar acessórios extras

• Bomba projetada para longa vida útil mesmo em condições de alta carga

• Diafragmas de alta resistência

• Baixo custo de manutenção

• Certificações de serviço perigoso que atendem aos padrões de segurança mais exigentes do mundo, abrangendo ambientes com presença de líquidos e gases perigosos

A Bomba Elétrica de Diafragma Triplo da Série™ EVO 300 foi projetada para resolver vários problemas típicos encontrados em aplicações de manuseio de fluidos mais agressivas.

Você pode escolher entre 5 materiais diferentes de construção para lidar com os fluidos mais agressivos e corrosivos. De aço inoxidável, ferro fundido, alumínio, polipropileno a polipropileno condutivo. O motor de engrenagem AC exclusivo da ARO está disponível na versão padrão (preta) para área de segurança ou na versão para serviço perigoso (vermelha). A Série™ EVO pode resolver problemas em embalagens, tintas e revestimentos, processos químicos, prensas filtrantes de águas residuais e outras aplicações.

Válvula de parada angular DN200 PN320 F316 UG

A válvula de ângulo DN200 PN320 F316 UG da DBV-Armaturen é uma válvula de alto desempenho projetada para aplicações industriais que exigem controle preciso de fluxo e operação confiável.

Com um design robusto de ângulo, é ideal para regular ou interromper completamente o fluxo de fluidos de alta pressão.

Construída em aço inoxidável F316 resistente à corrosão, garante excelente durabilidade, tornando-a ideal para ambientes agressivos e sistemas de alta pressão.

Sua característica UG (subterrânea) oferece proteção adicional, tornando-a adequada para instalações subterrâneas ou condições externas desafiadoras.

Seu design em ângulo permite um controle eficiente do fluxo de fluido com mínima perda de pressão, ideal para sistemas de alta pressão. Fabricação em aço inoxidável F316 oferece excelente resistência à corrosão e alta durabilidade, sendo adequado para ambientes agressivos e corrosivos. Projetada para instalações subterrâneas, oferece proteção contra elementos externos e garantindo confiabilidade a longo prazo. Suporta níveis de pressão de até PN320, sendo ideal para aplicações industriais exigentes.

Seu desempenho de vedação garante um fechamento hermético, evitando vazamentos e aumentando a eficiência do sistema.

O corpo da válvula é em aço inoxidável F316, que oferece resistência superior à corrosão e durabilidade; seu Disco/Plugue é em aço inoxidável F316, projetado para resistência ao desgaste e alta resistência. A haste é em aço inoxidável endurecido para maior durabilidade e operação confiável em ambientes de alta pressão. Os vedantes podem ser em PTFE ou grafite para um desempenho de vedação ideal, especialmente em aplicações de alta temperatura e alta pressão.

Seu Diâmetro Nominal (DN) é DN200; classificação de pressão: PN320 (Pressão máxima de 320 bar); possui opções flangeadas ou roscadas, compatíveis com normas internacionais como ANSI, DIN e JIS.

Dimensão face a face está em conformidade com as normas ISO, ASME B16.10 ou requisitos específicos do cliente; Projeto e fabricação estão em conformidade com API 602, ASME B16.34; os testes de pressão: API 598, ISO 5208; Normas para conexões de flanges: ANSI B16.5, DIN, JIS; e normas de materiais: ASTM A351 para aço inoxidável F316

Eletrolisadores

A Hyxxon apresenta uma nova geração de eletrolisadores compactos, desenvolvidos com tecnologia eletrolítica patenteada que rompe com os modelos convencionais baseados em membranas. Nosso sistema oferece eficiência, simplicidade estrutural e alto desempenho, posicionandose como uma solução estratégica para aplicações descentralizadas de hidrogênio verde.

Projetado para operação otimizada e confiável, o eletrolisador Hyxxon combina baixo consumo de água, operação em baixa tensão e um sistema inteligente de circulação por gravidade, eliminando a necessidade de componentes auxiliares complexos.

Válvula de estrangulamento

A válvula de estrangulamento da Douson controla o fluxo ou a pressão de um fluido alterando a área da seção transversal. Os tipos de válvulas de estrangulamento são: fixa, de agulha, de gaiola e de orifício, que ajustam o fluxo e a pressão alterando a área da seção transversal do canal. Normalmente, a vazão do fluido entre o disco de estrangulamento e a sede da válvula é muito alta, o que leva à cavitação na superfície do regulador de estrangulamento. Para minimizar os danos causados pela cavitação, os restritores da Douson são fabricados com materiais de excelente resistência à cavitação (liga resistente ao desgaste).

A Suzhou Douson Drilling & Production Equipment Co., Ltd., fundada em 2001, é uma fabricante de equipamentos para desenvolvimento de petróleo e gás que integra pesquisa e desenvolvimento, projeto, fabricação, vendas e serviços. A empresa está comprometida em fornecer aos clientes globais equipamentos e soluções de sistemas para desenvolvimento de petróleo e gás seguros, confiáveis e de alto desempenho.

Cabeça de tubulação API6Asolução para exploração de petróleo e gás

A cabeça de tubulação é o carretel superior em um conjunto de cabeça de poço. Ela fornece um meio de suportar e vedar uma coluna de tubos. A seção superior possui um encaixe reto e um ressalto de carga de 45 graus para suportar e vedar a coluna de tubos por meio de um cabide de tubos. Há um conjunto completo de parafusos de travamento para fixar com segurança o cabide de tubos na cabeça. A seção inferior abriga uma vedação secundária para isolar a coluna de revestimento de produção e fornecer um meio de testar as vedações da cabeça de poço. Cabeças de tubulação rosqueadas ou soldadas se conectam diretamente ao revestimento de produção. Permite suspender a tubulação de produção no poço; fornece um furo de vedação para o suporte de tubulação; incorpora parafusos de fixação para reter o suporte de tubulação e energizar suas vedações no furo de vedação; auxilia os preventores de erupção (“BOPs”) durante a perfuração; fornece saídas para o retorno de fluidos; fornece um meio de testar os dispositivos de prevenção de explosões durante a perfuração; possui flanges tanto na parte superior quanto na inferior da montagem; possui uma área de vedação no flange inferior para uma vedação secundária entre o espaço anular da carcaça e a conexão flangeada; utiliza uma porta de teste no flange inferior que permita testar a pressão da vedação secundária e da conexão flangeada.

Os cabeçotes de tubulação são adequados para uma variedade de aplicações de perfuração, incluindo poços em terra e no mar. São compatíveis com diversos tipos de equipamentos de cabeça de poço e podem ser facilmente integrados a plataformas de perfuração existentes, tornando-se uma solução versátil e econômica para operadores da indústria de petróleo e gás.

Os cabeçotes de tubulação são rigorosamente testados e certificados para garantir a conformidade com as normas e regulamentações do setor, proporcionando aos operadores a confiança de que nossos produtos terão um desempenho consistente e seguro em campo.

Válvula de comporta criogênica

A válvula gaveta criogênica é projetada especificamente para processos de tratamento de gases e para o armazenamento e transporte de gases liquefeitos, como GNL, GLP e nitrogênio líquido. Projetadas para operar de forma confiável em condições de baixíssima temperatura, essas válvulas garantem excelente vedação e segurança operacional. Com uma construção robusta e um design de tampa estendida, a válvula de gaveta criogênica impede eficazmente a transferência de frio para o atuador e os componentes de vedação, aumentando assim a vida útil e a funcionalidade.

Especificações Técnicas:

- Material do Corpo: Aço carbono para baixas temperaturas, aço inoxidável

- Faixa de Tamanhos: 1/2” – 32”

- Classificação de Pressão: Classe 150 – 2500

- Conexões Finais: RF, RTJ, BW

- Temperatura de Operação: -196°C a +120°C

- Modos de Operação: Volante, caixa de engrenagens, atuador elétrico, atuador pneumático, atuador hidráulico

Uma das características que definem a Válvula Gaveta Criogênica é sua tampa estendida. Esse design isola a vedação da haste e o atuador das temperaturas extremamente baixas, reduzindo o risco de congelamento e garantindo uma operação suave. Também minimiza os efeitos da contração térmica nos componentes de vedação, melhorando a durabilidade e a confiabilidade geral da válvula.

Para garantir uma operação sem vazamentos, a Válvula Gaveta Criogênica é equipada com uma superfície de vedação da sede totalmente revestida com estelite. Isso aumenta a resistência ao desgaste e prolonga a vida útil da válvula, mesmo em condições de alta pressão e baixa temperatura. Além disso, a válvula possui gaxeta de baixa emissão, que gera emissões fugitivas relativamente pequenas e garante a conformidade com os rigorosos padrões ambientais.

Uma característica de segurança fundamental é a inclusão de orifícios de descarga na extremidade de entrada. Esses orifícios impedem o acúmulo anormal de pressão nas cavidades do corpo e da tampa, aumentando assim a segurança operacional e reduzindo o risco de falha estrutural devido ao acúmulo excessivo de pressão.

A válvula está disponível com diversos tipos de conexão final, incluindo RF (face elevada), RTJ (junta tipo anel) e BW (solda de topo). Essa variedade permite a integração perfeita em diferentes sistemas de tubulação, tornando-a uma solução versátil para diversas aplicações criogênicas.

Expo Center Norte - Pavilhão Amarelo

São Paulo/SP

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