Revista Petro & Química n°406

Ano XLVI - nº 406 - 2026

PETRÓLEO - GÁS - PETROQUÍMICA - QUÍMICA - ENERGIAS

Dutos: integridade lida com novas moléculas Corrosão: entrevista com Dra.Zehbour Panossian

A nova Era da integridade de ativos

O desafio do hidrogênio • Integridade em CCUS Petrobras eleva exigências para fornecedores com API Spec Q1, ISO 9001 e atualização da NBR 15827 Do petróleo ao carbono negativo: primeiro poço injetor de BECCS do país

ANOS 5 2 PREPARADOS PARA OS PRÓXIMOS DESAFIOS DA INDÚSTRIA

Conhecimento técnico, mais de 60 mil itens em estoque e uma estrutura em expansão para atender com agilidade desde demandas de manutenção até grandes projetos industriais.

Há 25 anos, nós da Smart Control oferecemos válvulas industriais, atuadores, acessórios e soluções para automação de válvulas, combinando disponibilidade de produtos, agilidade e atendimento especializado.

Mais do que fornecer equipamentos, atuamos de forma consultiva. Nossa equipe técnica apoia os cliente na escolha das soluções mais adequadas para cada processo contribuindo para operações mais seguras, produtivas, confiáveis e eficientes.

S M A R T C O N T R O L . I N D . B R

“Nosso maior diferencial está na combinação entre pessoas, conhecimento técnico e disponibilidade de produtos.

Continuamos investindo em estrutura, tecnologia e expansão para oferecer soluções cada vez mais completas e complexas mantendo a Smart Control como referência em automação industrial no Brasil.”

Edison Sobral - CEO da Smart Control

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matéria de capa

Integridade de ativos: o invisível que sustenta a infraestrutura A indústria de energia vive um período desafiador: ao mesmo tempo em que amplia investimentos em petróleo e gás para garantir segurança energética, acelera projetos voltados ao hidrogênio de baixo carbono, captura e armazenamento de carbono (CCUS), biometano, combustíveis sustentáveis e novas redes de transporte de energia. Em comum, todas essas iniciativas dependem de um fator raramente visível ao público, mas absolutamente essencial para sua viabilidade: a integridade dos ativos.

Garantir que dutos, tanques, vasos de pressão, plataformas, refinarias, terminais e sistemas de transporte operem com segurança, confiabilidade e disponibilidade nunca foi apenas uma exigência regulatória. Tratase de um elemento estratégico: assegura competitividade, reduz emissões, preserva vidas, protege o meio ambiente e otimiza investimentos em um cenário de ativos cada vez mais longevos e processos cada vez mais complexos.

Nesse contexto, a corrosão continua sendo um dos maiores desafios da engenharia. Há dez anos já se estimava o custo global da corrosão em US$ 2,5 trilhões por ano. Ela permanece entre as principais causas de degradação estrutural, indisponibilidade operacional e falhas em sistemas críticos. Entretanto, a forma de enfrentá-la mudou profundamente. O monitoramento contínuo, os sensores inteligentes, a inspeção robotizada, os gêmeos digitais, a inteligência artificial e a análise avançada de dados inauguraram uma nova geração de programas de gestão de integridade de ativos (asset integrity management), capazes de transformar grandes volumes de informações em decisões preditivas e intervenções cada vez mais precisas.

A expansão das infraestruturas destinadas ao transporte de hidrogênio, dióxido de carbono, amônia e biometano ampliou ainda mais essa responsabilidade. Novos fluidos significam novos mecanismos de degradação, novas exigências metalúrgicas, novos critérios para revestimentos, proteção catódica, inspeção e avaliação de integridade. E a transição energética não elimina os desafios tradicionais da engenharia; ao contrário, adensa sua complexidade e exige conhecimento multidisciplinar para garantir operações seguras durante todo o ciclo de vida dos ativos.

Ao mesmo tempo, o setor enfrenta outro desafio silencioso: a renovação da força de trabalho. A transferência do conhecimento acumulado por décadas de experiência passa a ser tão importante quanto a incorporação de novas tecnologias e a combinação entre especialistas experientes, profissionais da nova geração e ferramentas digitais será decisiva para sustentar elevados padrões de confiabilidade operacional nas próximas décadas.

Esta edição reúne especialistas, pesquisadores, operadores e fornecedores para discutir as principais tendências em integridade de ativos, corrosão, inspeção industrial, revestimentos, materiais avançados e descomissionamento - o encerramento do ciclo de vida de equipamentos e estruturas que, para outros ativos e materiais, marca justamente um começo. Ao longo das próximas páginas, apresentamos soluções, experiências e análises que demonstram como inovação, engenharia e sustentabilidade caminham lado a lado na construção de uma infraestrutura energética mais resiliente. A Petro & Química é um dos espaços de interação desses profissionais, seja nesta edição, seja semanalmente nas newsletters ou diariamente nas mídias sociais.

Mais do que preservar equipamentos, proteger ativos significa preservar pessoas, investimentos, o meio ambiente e a própria continuidade dos sistemas que sustentam a sociedade moderna. Em um cenário de transformação acelerada da matriz energética, a integridade deixa de ser apenas uma disciplina da engenharia para consolidar-se como um dos pilares estratégicos do futuro da energia.

Ano XLVI - nº 406 - 2026

PETRÓLEO - GÁS - PETROQUÍMICA - QUÍMICA - ENERGIAS

Dutos: integridade lida com novas moléculas Corrosão: entrevista com Dra.Zehbour Panossian

A nova Era da integridade de ativos

O desafio do hidrogênio • Integridade em CCUS Petrobras eleva exigências para fornecedores com API Spec Q1, ISO 9001 e atualização da NBR 15827 Do petróleo ao carbono negativo: primeiro poço injetor de BECCS do país

data de fechamento editorial: 20 de julho

EDIÇÃO ESPECIAL

próxima edição:

ROG.E 2026

Boa leitura.

O editor Assessorias de imprensa colaboraram nesta edição com imagens e informações. Agradecimentos especiais a Patricia Castro de Santana Silva e Robson Leite, da Universidade Petrobras; à Delma Quintanilha (API) e à Telma Santos Araujo (FIPT).

ISSN: 0101-5397 Tel/Whatsapp: (11) 96925-7321

DIRETORIA editoravalete@editoravalete.com.br DEPTO. COMERCIAL/ANÚNCIOS publicidade@editoravalete.com.br

FINANCEIRO financeiro@editoravalete.com.br REDAÇÃO redacao@editoravalete.com.br

editoravalete.com.br

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matéria de capa

ÍNDICE

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A corrosão volta ao topo e o mercado não sabe quanto vale

A nova era da integridade de ativos

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Sergipe celebra o SEAP, mas o gasoduto entra na conta do risco regulatório

8. jornal 47. especial 74. matéria de capa 112. opinião do editor 118. artigo

118. Etapas do final de vida operacional

133. retrospectiva Petrobras eleva exigências para fornecedores com API Spec Q1, ISO 9001 e atualização da NBR 15827

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Do petróleo ao carbono negativo

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178. notícias da Petrobras 189. excelência sustentável 206. empresas e negócios 211. produtos e serviços

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@Divulgação

São José dos Campos apresenta a primeira turbina a etanol do país O presidente Lula esteve no Instituto de Aeronáutica e Espaço (IAE), em São José dos Campos (SP) para conhecer de perto um marco da engenharia nacional, a UGEE1000BR, a primeira turbina a gás para geração de energia elétrica movida a etanol desenvolvida inteiramente no Brasil.

A unidade é capaz de gerar 1 megawatt

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(MW) de potência, energia suficiente para abastecer aproximadamente 3.600 residências.

O projeto é fruto de um desafio lançado pelo próprio presidente há dois anos que se tornou realidade pelas mãos da AERO CONCEPTS, em parceria com o IAE, a FW Soluções Industriais e a GA Automation.

jornal

Como funciona a turbina O funcionamento da UGEE1000BR lembra o de um motor de avião; a diferença é que, em vez de produzir empuxo para impulsionar uma aeronave, a tecnologia foi adaptada para gerar gases quentes por meio da queima de etanol.

Esses gases acionam uma turbina de potência acoplada a um redutor e a um gerador elétrico, todos de fabricação nacional, convertendo a energia térmica em

eletricidade para aplicação em solo.

O ciclo começa com a captação do ar ambiente, que é filtrado e comprimido antes de seguir para a câmara de combustão. Lá, o ar é misturado ao etanol, cuja queima produz gases em alta temperatura e pressão. Esses gases movimentam a turbina geradora e, na sequência, são direcionados para a turbina de potência, onde a energia é usada para gerar eletricidade.

Tecnologia transportável e estratégica Todo o sistema foi integrado em dois contêineres, um com os componentes mecânicos e outro com os sistemas elétricos, facilitando o transporte, a instalação e a operação em diferentes localidades.

Essa mobilidade permite que a unidade seja levada para comunidades isoladas, regiões de fronteira, áreas atingidas por desastres

naturais e locais que necessitem de geração temporária de energia.

O equipamento também pode apoiar hospitais de campanha, operações da Força Aérea Brasileira e ações internacionais de assistência, garantindo o funcionamento de equipamentos médicos, sistemas de comunicação e iluminação.

Vantagens do etanol significativamente as emissões líquidas de dióxido de carbono ao longo do ciclo de vida do combustível, além de apresentar baixas emissões de poluentes.

@Divulgação

Além de ser amplamente produzido no Brasil, o etanol apresenta vantagens ambientais e estratégicas em relação aos combustíveis fósseis. Seu uso pode reduzir

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jornal

Aplicação em datacenters A UGEE1000BR chega em um momento em que se torna uma opção para datacenters.

Com a digitalização global e o avanço de tecnologias intensivas, como a Inteligência Artificial, essas infraestruturas demandam volumes crescentes de energia limpa, confiável e ininterrupta.

Segundo a AERO CONCEPTS, a tecnologia oferece um sistema de geração modular com alta capacidade de resposta e partidas

rápidas, posicionando-se como uma alternativa sustentável para substituir os tradicionais e poluentes motores geradores a diesel.

Para o engenheiro Alexandre Roma, diretor-geral do Grupo AERO CONCEPTS, o desenvolvimento da UGEE1000BR mostra que a engenharia de ponta encontra seu maior propósito quando gera benefícios concretos para a sociedade:

@Divulgação

“

Da esquerda para a direita: presidente Luiz Inácio Lula da Silva; Capitão Engenheiro Andrei Luswarghi Souza Costa, da Força Aérea Brasileira; e Alexandre Roma, engenheiro e diretor do Grupo AERO CONCEPTS.

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O Brasil possui dimensões continentais e ainda enfrenta desafios para garantir energia em comunidades isoladas, operações de emergência e regiões de fronteira.

Se uma tecnologia desenvolvida pela engenharia brasileira puder contribuir para manter um hospital de campanha funcionando, apoiar uma missão humanitária ou levar energia a locais onde ela ainda é escassa, entendemos que ela já cumpriu um propósito que vai muito além da inovação.

jornal

Smart Control celebra 25 anos com expansão, estrutura robusta e foco em inovação Há 25 anos, a Smart Control constrói uma trajetória marcada pela excelência, inovação e compromisso com a indústria brasileira.

Especializada em válvulas industriais, atuadores e soluções para automação de válvulas, a empresa consolidou sua atuação oferecendo ao mercado uma combinação estratégica de conhecimento técnico, disponibilidade de produtos, agilidade e atendimento especializado.

Ao longo de sua história, a Smart Control acompanhou a evolução e as novas exigências

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da indústria, investindo continuamente em estrutura, equipe, tecnologia e logística.

Hoje, está preparada para atender desde demandas de manutenção e há grandes projetos industriais, oferecendo soluções adequadas às necessidades de cada operação.

O portfólio contempla válvulas industriais, atuadores, soluções para automação de válvulas e acessórios, atendendo diferentes aplicações e segmentos. A empresa atua de forma consultiva, colocando sua equipe

jornal

técnica à disposição dos clientes para apoiar a escolha das soluções mais adequadas para cada processo.

A qualidade também está presente em toda a cadeia de fornecimento. Os produtos passam por rigorosos processos de testes e inspeções, seguindo normas nacionais e internacionais, como API 6D, API 600 e NBR 15827, garantindo qualidade, segurança e rastreabilidade.

Em 2026, a Smart Control inicia uma nova etapa de sua trajetória de crescimento. Com o objetivo de estar cada vez mais próxima de seus clientes, a empresa amplia sua presença nacional com a inauguração de uma nova unidade no Rio de Janeiro e com perspectivas de novas unidades: no Nordeste e Sul do Brasil A expansão fortalece especialmente a atuação nos mercados de óleo, gás, energia e indústria em geral, aproximando a estrutura da Smart Control de importantes polos industriais e ampliando sua capacidade de atendimento.

A empresa também conta com estoque

estratégico, fortalecendo sua operação logística e aumentando a disponibilidade de produtos para clientes de diferentes regiões do Brasil com mais de 60 mil itens, e novas unidades no Rio de Janeiro e em Ribeirão Preto, a Smart Control amplia sua presença nacional e reforça sua atuação como parceira estratégica da indústria brasileira.

Os investimentos refletem uma estratégia de crescimento baseada não apenas em ampliar a presença geográfica, mas também em proporcionar respostas cada vez mais rápidas às necessidades do mercado.

A proximidade com clientes, parceiros e profissionais do setor também faz parte da estratégia de crescimento da Smart Control.

Em 2026, a empresa marcou presença na Bahia Oil & Gas Energy (BOGe) e estará NA FENASUCRO & AGROCANA, referência mundial para o setor sucroenergético;na ROGe 2026, um dos principais encontros da cadeia de óleo, gás e energia da América Latina; e na FENASAN, importante evento nacional dedicado ao saneamento ambiental.

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@Divulgação

jornal

Nutec investe R$ 1,4 milhão em plataforma de biometano com IA, microalgas e nanotecnologia 14 nº406 Petro & Química

jornal O Núcleo de Tecnologia e Qualidade Industrial do Ceará (Nutec) iniciou um dos projetos mais abrangentes de pesquisa aplicada em biometano atualmente em desenvolvimento no Brasil. Com investimento de R$ 1.433.042,55, financiado pela Fundação Cearense de Apoio ao Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FUNCAP) e gestão da Fundepag, a iniciativa pretende desenvolver, ao longo de 24 meses, um sistema integrado capaz de transformar resíduos agroindustriais, lodos de estações de tratamento de esgoto e resíduos sólidos urbanos em biometano com pureza mínima de 90% de metano, compatível com o padrão exigido para substituição do gás natural comercial.

Denominado Pesquisa e Desenvolvimento de Novas Tecnologias para Produção e Purificação de Biometano, o projeto reúne pesquisadores do Nutec, da Universidade Federal do Ceará (UFC), da Universidade da Integração Internacional da Lusofonia AfroBrasileira (UNILAB), do Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA) e da Universidade Estadual do Ceará (UECE). O objetivo vai além da produção convencional de biogás: a proposta é desenvolver uma plataforma tecnológica nacional de purificação baseada em materiais adsorventes de baixo custo, captura biológica de carbono e ferramentas de inteligência artificial para otimização operacional.

Segundo a coordenadora do projeto, Antônia Fádia Valentim de Amorim, um dos principais desafios da cadeia do biogás continua sendo a presença de dióxido de carbono (CO₂) e sulfeto de hidrogênio (H₂S) no gás bruto produzido pela digestão anaeróbia. Esses componentes reduzem significativamente o poder calorífico do combustível, aceleram processos corrosivos em tubulações e equipamentos e impedem sua utilização direta em aplicações industriais ou na injeção em redes de distribuição.

O projeto pretende atacar exatamente esse gargalo tecnológico por meio do desenvolvimento de soluções nacionais para

purificação do biogás.

No centro da pesquisa está o Sistema Integrado de Biogás com Tratamento Avançado (SIBTA), concebido para combinar diferentes rotas tecnológicas em uma única plataforma. Entre elas destacam-se a produção de nanopartículas de óxido de ferro (Fe₃O₄), compósitos de óxido de ferro associados a biocarvão (Fe₃O₄/biochar) e zeólitas obtidas a partir de resíduos industriais. Esses materiais apresentam elevada capacidade adsorvente para remoção de H₂S e CO₂, com eficiência superior a 90%, permitindo elevar o teor de metano e adequar o combustível às especificações comerciais.

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jornal Outra inovação relevante é a integração de fotobiorreatores contendo as microalgas Chlorella vulgaris e Limnospira platensis, utilizadas para captura biológica do dióxido de carbono residual. Em vez de depender exclusivamente de processos físico-químicos, o sistema incorpora mecanismos biológicos capazes de fixar carbono durante o cultivo das microalgas, reduzindo ainda mais as emissões associadas ao processo e aumentando sua eficiência ambiental.

O projeto também incorpora conceitos de Indústria 4.0 ao utilizar um gêmeo digital baseado no modelo matemático internacional ADM1 (Anaerobic Digestion Model No. 1).

Integrado a algoritmos de aprendizado de máquina, o sistema permitirá monitorar continuamente a operação do biodigestor de 1.000 litros instalado na planta piloto do Nutec, estimando em tempo real parâmetros como produção de metano, concentração de CO₂, H₂S e estabilidade microbiológica, com erro de previsão inferior a 15%. A expectativa é que essa arquitetura reduza custos operacionais, aumente a confiabilidade do processo e facilite futuras escalas industriais.

Sob a perspectiva econômica, o projeto responde a uma demanda crescente do mercado brasileiro de biometano. O avanço da produção nacional depende não apenas da expansão dos biodigestores, mas também da disponibilidade de tecnologias competitivas para purificação do biogás. Atualmente, parcela significativa dos sistemas de upgrading utiliza equipamentos e materiais importados, elevando custos de implantação.

Ao desenvolver adsorventes produzidos localmente a partir de resíduos industriais, o Nutec busca reduzir essa dependência tecnológica e criar uma cadeia regional de fornecedores para o setor de bioenergia.

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O impacto potencial extrapola o setor energético. O Ceará vem ampliando políticas de gestão de resíduos urbanos e agroindustriais, mas ainda enfrenta limitações quanto ao aproveitamento energético da fração orgânica desses materiais. A nova plataforma poderá oferecer alternativas para agroindústrias, produtores rurais, companhias de saneamento e administrações municipais interessadas em converter passivos ambientais em combustível renovável, simultaneamente reduzindo emissões de metano provenientes da disposição inadequada de resíduos.

Além da infraestrutura tecnológica, a iniciativa possui forte componente de formação de recursos humanos. O cronograma prevê três programas de capacitação para cerca de 150 participantes, além da realização de um hackathon voltado ao desenvolvimento de soluções para a cadeia do biogás, com potencial para estimular startups especializadas em bioenergia e consolidar o Nutec como um polo público de inovação tecnológica no Nordeste.

Ao término dos 24 meses, a expectativa é validar pelo menos três novos materiais adsorventes, manter operação contínua da planta piloto produzindo biometano em padrão comercial durante aproximadamente 30 dias, publicar artigos científicos, depositar patente junto ao INPI referente ao compósito Fe₃O₄/biochar ou ao processo integrado SIBTA e registrar o software desenvolvido para o gêmeo digital. O conjunto desses resultados poderá fortalecer a posição do Ceará na cadeia brasileira do biometano, segmento considerado estratégico para a descarbonização da indústria, substituição do gás fóssil e valorização energética de resíduos orgânicos.

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

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

Digitalize para descobrir tudo o que você precisa saber sobre controle baseado em PC para a indústria de processos

jornal

Mercado livre de energia ajuda empresas a reduzir custos e avançar em metas ESG Reduzir a conta de energia e avançar nas metas de descarbonização, sem a necessidade de investir antecipadamente em infraestrutura própria, deixou de ser uma possibilidade restrita a grandes empresas.

Com o passar dos anos, o Mercado Livre de Energia permitiu que organizações de diferentes setores passassem a negociar preço, prazo, período de fornecimento e origem da energia contratada, inclusive de fontes renováveis.

Segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), entidade responsável pela comercialização e contabilização de energia no setor elétrico 18 nº406 Petro & Química

brasileiro, esse ambiente reúne atualmente mais de 90 mil empresas e consumidores e responde por cerca de 42% do consumo de eletricidade no país. A tendência é de nova expansão com a Lei nº 15.265/2025, que prevê a abertura do mercado aos consumidores de baixa tensão a partir do fim de 2027 para comércio e indústria e, posteriormente, em 2028 para o segmento residencial.

Para William Espanhol, Diretor Comercial da Erco Energia, empresa de energia limpa, econômica e digital que já atendeu mais de 3.500 clientes na América Latina, a gestão energética passou a ocupar uma posição estratégica dentro das empresas.

jornal

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A energia deixou de ser apenas uma linha de custo e passou a fazer parte da agenda de competitividade e sustentabilidade.

No Mercado Livre, a empresa pode buscar economia, previsibilidade e contratação de energia renovável sem precisar construir uma usina própria ou fazer grandes investimentos antecipados. É uma mudança na forma de comprar energia, com impacto direto no caixa e nos compromissos ESG. William Espanhol, Diretor Comercial da Erco Energia.

O crescimento do setor também reflete uma mudança no perfil das empresas que passaram a acessar esse ambiente de contratação. Segundo estudo da CCEE sobre o perfil das migrações em 2025, os segmentos de serviços e comércio lideraram as entradas no Mercado Livre, com 6.478 e 3.945 novos consumidores, respectivamente.

Esses dados mostram que a migração deixou de ser uma estratégia restrita a grandes indústrias e passou a alcançar empresas de serviços, varejo e outros setores intensivos em consumo de energia.

Ao mesmo tempo, a agenda ESG tem ampliado a busca por rastreabilidade da energia consumida. Além da contratação de energia renovável, empresas têm utilizado certificados como os I-RECs para comprovar o consumo de energia limpa e apoiar a redução das emissões de Escopo 2, relacionadas à

energia adquirida. Segundo dados do Instituto Totum, emissor local do sistema I-REC no Brasil, o país emitiu 64 milhões de certificados em 2025, reforçando a conexão entre gestão energética, comprovação ambiental e metas corporativas de descarbonização.

Para William, o avanço do Mercado Livre mostra que a decisão de migrar passou a envolver tanto o financeiro quanto a governança ambiental das empresas. “O perfil de quem busca o Mercado Livre mudou.

Antes, a conversa era quase sempre sobre economia na conta de energia. Hoje, muitas empresas querem também previsibilidade, rastreabilidade e comprovação da origem renovável da energia consumida. Isso transforma a gestão energética em uma ferramenta prática para reduzir custos, apoiar relatórios de sustentabilidade e dar mais consistência às metas ESG”, conclui.

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@Geng Huaijun/Diário do Povo Online

jornal

China eleva o padrão da energia solar: novos módulos fotovoltaicos deverão atingir eficiência mínima de 23,2% e potência de pelo menos 630 W 20 nº406 Petro & Química

jornal

@Shielden

A China deu mais um passo para consolidar sua liderança global na indústria fotovoltaica ao estabelecer novos padrões obrigatórios de eficiência energética para módulos solares, inversores e processos produtivos. As normas nacionais, publicadas no final de junho de 2026 e com entrada em vigor prevista para 1º de janeiro de 2027, determinam que os módulos fotovoltaicos de silício cristalino baseados nas tecnologias TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) e HJT (Heterojunction) deverão apresentar eficiência mínima de conversão de 23,2%, correspondente, no formato industrial atualmente predominante (1.134 × 2.382 mm), a uma potência nominal mínima de aproximadamente 630 W. Módulos que não atenderem a esses requisitos deixarão de poder ser comercializados no mercado chinês.

As novas exigências fazem parte da norma GB 47834-2026, que estabelece critérios obrigatórios de desempenho energético para módulos fotovoltaicos, complementada pelas normas GB 47835-2026, para inversores, e GB 29447-2026, voltada à eficiência energética dos processos industriais de fabricação de polissilício, wafers, células e módulos. O objetivo é eliminar linhas produtivas de baixa eficiência, reduzir o consumo energético

da cadeia de suprimentos e acelerar a modernização tecnológica do maior parque fotovoltaico do planeta.

Na prática, a regulamentação estabelece uma nova barreira tecnológica para acesso ao mercado chinês. Os módulos baseados em células TOPCon e HJT deverão atingir pelo menos 23,2% de eficiência, enquanto os módulos de arquitetura Back Contact (BC) terão exigência ainda maior, de 23,5%, refletindo seu desempenho superior. Além da eficiência, os produtos serão classificados em três níveis de desempenho energético, incentivando fabricantes a desenvolver equipamentos com rendimentos ainda mais elevados.

Segundo especialistas do setor, a medida representa uma mudança estrutural na política industrial chinesa. Durante mais de uma década, o crescimento da indústria fotovoltaica foi impulsionado principalmente pela expansão da capacidade produtiva e pela redução contínua dos preços. Agora, o foco passa a ser produtividade, eficiência energética e qualidade tecnológica. O governo busca reduzir a sobrecapacidade instalada que pressionou fortemente as margens dos fabricantes nos últimos anos, ao mesmo tempo em que estimula investimentos em tecnologias mais avançadas.

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jornal Outro efeito esperado será a aceleração da substituição das antigas linhas de produção baseadas em células PERC (Passivated Emitter and Rear Cell). Embora essa tecnologia ainda esteja amplamente instalada em diversos mercados internacionais, ela encontra dificuldades para alcançar os novos patamares mínimos de eficiência definidos pela regulamentação chinesa. Em contrapartida, fabricantes que investiram em arquiteturas TOPCon, HJT e BC deverão ampliar sua competitividade tanto no mercado doméstico quanto nas exportações.

As novas normas também estabelecem requisitos adicionais relacionados ao desempenho elétrico dos módulos bifaciais, confiabilidade, ensaios ambientais e eficiência dos inversores conectados à rede, fortalecendo o controle de qualidade ao longo de toda a cadeia produtiva. A estratégia integra um amplo programa conduzido pelo governo chinês para elevar o padrão tecnológico da indústria fotovoltaica e manter a liderança do país em um mercado cada vez mais competitivo.

Do ponto de vista industrial, o novo limite mínimo de 630 W praticamente redefine o padrão comercial para módulos de grande formato. Embora painéis com potências inferiores continuem presentes em diversos mercados internacionais, especialmente em aplicações residenciais e distribuídas, a tendência é que a indústria chinesa concentre seus investimentos em equipamentos de maior rendimento, capazes de reduzir o custo nivelado da energia (LCOE), diminuir a quantidade de módulos necessária por megawatt instalado e aumentar a produtividade dos projetos de geração em larga escala.

22 nº406 Petro & Química

A decisão deverá produzir impactos que vão além das fronteiras chinesas.

Como o país responde por mais de 80% da capacidade mundial de fabricação de módulos fotovoltaicos, novos padrões industriais tendem a influenciar fabricantes, desenvolvedores de projetos e certificadoras em diversos mercados, inclusive na América Latina. Para países como o Brasil, um dos maiores importadores de equipamentos solares chineses, a mudança poderá acelerar a chegada de módulos de maior potência e eficiência, elevando o desempenho dos empreendimentos de geração distribuída e das usinas de grande porte.

O impacto tende a ser muito mais amplo do que simplesmente elevar a eficiência dos painéis. Na prática, a decisão chinesa representa uma nova política industrial para o setor fotovoltaico mundial, semelhante ao que a China fez anos atrás com baterias de lítio e veículos elétricos. Como o país responde por aproximadamente 80% da cadeia global de fabricação de módulos solares, qualquer mudança regulatória em seu mercado doméstico acaba se tornando um padrão de fato para a indústria internacional.

Do ponto de vista global, o primeiro efeito deverá ser uma aceleração da consolidação da indústria. Fabricantes que ainda operam linhas baseadas na tecnologia PERC ou em versões iniciais de TOPCon terão de investir pesadamente para atender aos novos requisitos de eficiência e consumo energético. Empresas menores, com baixa capacidade financeira, tendem a sair do mercado ou serem incorporadas por grupos maiores. O resultado deve ser um setor menos pulverizado e tecnologicamente mais homogêneo.

jornal

Fim da guerra de preços Outro efeito importante será o fim da guerra de preços que marcou o mercado fotovoltaico entre 2023 e 2026. O excesso de capacidade produtiva na China provocou uma queda histórica dos preços dos módulos, pressionando as margens de praticamente todos os fabricantes do mundo. Ao retirar do mercado fábricas menos eficientes e impor padrões mínimos de desempenho, Pequim sinaliza que pretende substituir a competição baseada exclusivamente em preço por outra centrada em eficiência, produtividade e qualidade. Isso não significa que os painéis ficarão caros novamente, mas que a tendência de quedas sucessivas de preços deverá perder intensidade.

Há também um impacto tecnológico relevante.

A nova regulamentação praticamente decreta o encerramento do ciclo comercial da tecnologia PERC, que durante mais de dez anos dominou a indústria solar.

A partir de agora, as arquiteturas TOPCon, HJT e Back Contact (BC) passam a ser o novo padrão tecnológico global, concentrando praticamente todos os investimentos em pesquisa, automação industrial e expansão de capacidade. Isso influencia toda a cadeia de fornecedores, incluindo fabricantes de wafers, equipamentos de deposição, metalização, inspeção óptica, encapsulamento, inversores e sistemas de teste.

Outro desdobramento deverá ocorrer nas cadeias internacionais de suprimentos.

Fabricantes localizados no Vietnã, Malásia, Tailândia e outros países asiáticos — muitos deles pertencentes a grupos chineses — também precisarão atualizar suas linhas para permanecer competitivos, uma vez que boa parte da produção exportada utiliza a mesma plataforma tecnológica desenvolvida na China. Isso pode acelerar um novo ciclo global de investimentos industriais.

Reflexos para o Brasil Para o Brasil, os efeitos são predominantemente positivos, mas trazem novos desafios.

O primeiro impacto será a chegada de módulos cada vez mais potentes. Hoje grande parte dos projetos utiliza módulos entre 550 W e 620 W. Com a nova regulamentação, o piso tecnológico passa a ser aproximadamente 630 W, enquanto diversos fabricantes já trabalham comercialmente com equipamentos entre 700 W e 750 W para usinas de grande porte.

Isso significa que novos parques solares

poderão gerar a mesma potência instalada utilizando menos módulos, menos estruturas metálicas, menos fundações, menor quantidade de cabos CC e menor área ocupada. Na prática, reduz-se o chamado Balance of System (BoS), parcela significativa do custo de implantação de uma usina.

Outro benefício importante aparece na geração distribuída. Em telhados industriais e comerciais, onde o espaço disponível costuma ser limitado, módulos mais eficientes permitem instalar maior capacidade no

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jornal mesmo telhado, aumentando a produção anual sem necessidade de ampliar a área ocupada.

Também haverá impactos positivos para os operadores de grandes usinas. Módulos

com maior eficiência apresentam menor custo nivelado de energia (LCOE), melhor aproveitamento da infraestrutura elétrica existente e menor custo operacional ao longo da vida útil do empreendimento.

Pressão sobre a indústria Por outro lado, a nova referência tecnológica amplia a pressão competitiva sobre fabricantes brasileiros de módulos.

Embora o Brasil possua empresas montadoras e alguns fabricantes de equipamentos associados, praticamente toda a cadeia de células fotovoltaicas, wafers e polissilício continua concentrada na Ásia. Se o mercado brasileiro passar a demandar predominantemente módulos acima de 630 W e eficiência superior a 23%, as

empresas nacionais precisarão acompanhar rapidamente essa evolução tecnológica ou poderão perder competitividade frente aos produtos importados.

Esse movimento também deverá influenciar os programas de financiamento do BNDES, os requisitos de conteúdo local e os critérios técnicos adotados por leilões de energia, uma vez que equipamentos mais eficientes reduzem o custo global dos projetos.

Oportunidades Existe ainda um efeito pouco discutido no Brasil: a modernização da própria indústria de fabricação de módulos.

A produção de células TOPCon, HJT e BC exige níveis muito superiores de automação, inspeção óptica, metrologia dimensional, visão computacional, controle estatístico de processo (SPC), inteligência artificial para detecção de defeitos, robótica e rastreabilidade digital. Em outras palavras, cresce a demanda por soluções de Indústria 4.0, sistemas MES, sensores de alta precisão, instrumentação de processo e controle de qualidade automatizado.

Para fornecedores brasileiros de automação industrial, metrologia, instrumentação, robótica e inspeção não destrutiva, esse movimento abre oportunidades de

24 nº406 Petro & Química

fornecimento para novas fábricas e linhas de montagem que venham a ser instaladas na América Latina.

Mais do que uma simples exigência de eficiência, a decisão chinesa sinaliza uma mudança na lógica competitiva do setor fotovoltaico. A indústria solar entra em uma nova fase, na qual eficiência energética, desempenho industrial, consumo específico de energia na fabricação e qualidade dos produtos passam a ser tão importantes quanto o preço. Para o Brasil, que importa a maior parte de seus módulos da China, isso deverá significar acesso a equipamentos mais avançados, projetos mais produtivos e menor custo de geração no longo prazo, mas também maior pressão para elevar o nível tecnológico da cadeia produtiva nacional.

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@CasadosVentos

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Casa dos Ventos e Mosaic ampliam parceria para autoprodução de energia renovável com entrada em operação de parque eólico 26 nº406 Petro & Química

jornal Com o início da operação comercial de mais um parque que integra o Complexo Eólico Serra do Tigre, em abril, a Casa dos Ventos e a Mosaic ampliaram sua parceria para autoprodução de energia renovável.

O contrato de longo prazo - firmado em 2025 - prevê o fornecimento de 25 MW médios provenientes deste empreendimento da Casa dos Ventos

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localizado entre o Rio Grande do Norte e a Paraíba, no qual a Mosaic passa a ter participação societária.

O acordo sucede o que havia sido firmado entre as empresas em 2022, quando a Mosaic passou a deter participação no Complexo Eólico Umari, por meio de um acordo de autoprodução que contemplava 30 MW médios.

A relação com a Mosaic reforça nossa capacidade de desenvolver soluções estruturadas e competitivas para grandes consumidores de energia em diversos setores da economia, inclusive no agronegócio. O fato de o cliente avançar para um segundo acordo conosco, enquanto o primeiro segue em execução, demonstra a confiança construída ao longo da relação, a consistência e a qualidade da nossa entrega e parceria.

Rene Abrantes, Diretor Comercial da Casa dos Ventos.

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O fortalecimento da parceria com a Casa dos Ventos está alinhado com os pilares de sustentabilidade da Mosaic para 2030: Pessoas, Terra e Inovação. Assim, reafirmamos nosso compromisso com a produção de fosfato no Brasil ao mesmo tempo em que avançamos em direção a um futuro regenerativo.

Letícia Salles, Gerente de Transição Energética da Mosaic.

A operação consolida o avanço do modelo de autoprodução no Brasil como alternativa estratégica para indústrias eletrointensivas, ao combinar previsibilidade de custos, segurança energética e maior

competitividade.

O acordo deve proporcionar à Mosaic uma economia estimada em cerca de R$ 330 milhões ao longo do período dos contratos em suas unidades produtoras de fosfato.

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Binatural mostra como o biodiesel se tornou um ativo estratégico para a segurança energética brasileira Em um momento em que segurança energética, descarbonização e competitividade industrial ocupam o centro das discussões globais, a Binatural completa 20 anos consolidando uma trajetória que acompanha a evolução do biodiesel no Brasil.

Ao longo desse período, a empresa produziu 3 bilhões de litros de biodiesel e tornou-se 28 nº406 Petro & Química

uma das dez maiores produtoras do país.

Nesse período, o biodiesel deixou de ser uma política pública emergente para se tornar um componente permanente da matriz energética brasileira, contribuindo para reduzir importações de diesel fóssil e ampliar a segurança energética do país. A trajetória da Binatural acompanha essa transformação.

jornal

Usina da Binatural em Simões Filho (BA).

Foram 3 bilhões de litros de biodiesel produzidos em suas duas unidades fabris, Formosa (GO) e Simões Filho (BA), quantidade suficiente para abastecer 6 milhões de tanques de caminhões ou 10 milhões de tanques de ônibus. Além disso, esse volume evitou cerca de 10 milhões de toneladas de CO₂ - impacto equivalente ao plantio de 220 milhões de árvores - e o reaproveitamento de

80 milhões de litros de óleo de cozinha usado, preservando aproximadamente 2 trilhões de litros de água.

Os resultados demonstram que o biodiesel deixou de representar apenas uma alternativa ambiental e passou a ocupar papel estratégico na política energética brasileira, oferecendo uma solução imediatamente disponível para reduzir emissões, utilizando infraestrutura já

Petro & Química nº406

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jornal existente.

Além disso, a inovação sempre ocupou papel central na trajetória da Binatural.

Enquanto o setor historicamente concentrou sua produção no óleo de soja, a empresa desenvolveu um dos modelos mais diversificados do país, reduzindo sua dependência de uma única matéria-prima e aumentando o aproveitamento de resíduos e coprodutos. Essa flexibilidade reduz riscos de abastecimento, amplia competitividade e prepara a empresa para diferentes cenários globais de disponibilidade de matériasprimas.

A mesma lógica orienta o uso de biomassas nas operações industriais. Nas unidades de Goiás e da Bahia, materiais como a casca da castanha de baru e o coco de piaçava

substituem parte da lenha utilizada no aquecimento das caldeiras, dando novo destino a resíduos. É a economia circular aplicada à indústria em larga escala.

Outro símbolo dessa transformação é o óleo de cozinha usado (UCO). Desde 2012, a Binatural reaproveitou cerca de 80 milhões de litros de UCO na produção de biodiesel. Além de evitar o descarte inadequado, esse volume contribuiu para preservar aproximadamente 2 trilhões de litros de água, demonstrando que soluções ambientais também podem gerar um biocombustível que reduz emissões e promove desenvolvimento socioeconômico no país. O reaproveitamento também diminui custos ambientais para municípios e evita a contaminação de rios e sistemas de tratamento de água.

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Ao longo desses 20 anos, construímos uma empresa que cresce porque escolheu inovar e consolidamos nossa capacidade industrial. Agora, as próximas duas e demais décadas serão dedicadas, entre outras coisas, à ampliação do uso de biodiesel em diversos segmentos estratégicos da nossa economia, mostrando que descarbonização e competitividade caminham juntas.

André Lavor, CEO da Binatural.

30 nº406 Petro & Química

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Agricultura familiar como estratégia de desenvolvimento A transformação promovida pela Binatural também acontece no campo. Atualmente, mais de 25 mil agricultores familiares, distribuídos em cinco dos seis biomas brasileiros, são apoiados pela empresa.

Todos os anos, cerca de R$ 15 milhões são destinados ao incentivo desses produtores, ampliando oportunidades de geração de renda e desenvolvimento regional. Isso mostra que o modelo de negócios da companhia transformou a agricultura familiar em um ativo estratégico para o abastecimento da indústria.

Esse trabalho vai além do incentivo financeiro. Enquanto setor fomenta, em média, quatro produtos oriundos da

agricultura familiar, a Binatural praticamente quadruplica esse número: 15. Assim, a companhia promove maior diversificação produtiva, reduzindo riscos para os agricultores e fortalecendo economias locais.

Mas o principal investimento talvez seja aquele que permanece mesmo depois da colheita: o conhecimento. A empresa desenvolve iniciativas voltadas à capacitação e à autonomia das comunidades parceiras, como a Casa do Saber, em Afuá, no Pará.

Implantado na Região Amazônica, o projeto amplia o acesso à educação, tecnologia e formação, reforçando que desenvolvimento sustentável também passa pela construção de oportunidades para as pessoas.

Uma cultura construída pelas pessoas O crescimento da Binatural também foi acompanhado pela consolidação de uma cultura organizacional centrada nas pessoas.

Em uma empresa que expandiu sua atuação nacional preservando sua essência, os colaboradores são estimulados a assumir protagonismo, participar das decisões e contribuir continuamente para a evolução do negócio.

Essa cultura se materializa em ambientes de trabalho mais colaborativos e acolhedores, bem como em programas que fortalecem integração, desenvolvimento e pertencimento, entre eles o Seja Bem-Vindo, Bate-Papo com o Presidente, Conexão, Somos Todos Binatural e o Dia da Família.

Os resultados aparecem dentro e fora da empresa. Há seis anos consecutivos,

a Binatural integra o ranking da Financial Times das 500 empresas que mais crescem nas Américas. Também acumula reconhecimentos do Great Place to Work em âmbito nacional, regional e setorial; e este ano conquistou o prêmio prata no Energy Summit Awards, na categoria Sustainability.

Ao completar duas décadas, a Binatural entende que sua principal conquista não está apenas no volume produzido, mas na demonstração de que o biodiesel pode combinar desenvolvimento industrial, segurança energética, geração de renda e redução de emissões. Uma agenda que tende a ganhar ainda mais relevância à medida que governos e empresas aceleram seus compromissos de descarbonização.

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@Divulgação

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Atlas Lithium tem forte demanda e prevê produção para 2027 A Atlas Lithium informou que está dentro do prazo para iniciar a produção comercial de concentrado de óxido de lítio no Projeto Neves a partir do quarto trimestre de 2027. O projeto é 100% da empresa, já tem todas as licenças necessárias e vai contar com uma planta que produz e processa o minério no mesmo lugar, 32 nº406 Petro & Química

com capacidade para gerar cerca de 150 mil toneladas por ano de concentrado de óxido de lítio de alta qualidade -matéria-prima usada nas baterias de carros elétricos e em sistemas de armazenamento de energia.

A empresa já recebeu propostas de compra de várias companhias interessadas no

jornal material, e a soma dessas propostas é mais do que o triplo do que a Atlas vai conseguir produzir. Ou seja, a procura pelo concentrado de lítio do Projeto Neves está bem maior do que a oferta.

No Vale do Jequitinhonha, região em desenvolvimento de Minas Gerais, a Atlas Lithium diz que vai gerar mais de 5 mil empregos, diretos e indiretos, quando a operação estiver funcionando por completo.

Os funcionários já contratados na região recebem, em média, o dobro do salário local e têm plano de saúde e outros benefícios

acima da média da região.

O projeto já tem todas as licenças ambientais e operacionais necessárias, o que reduz bastante o risco de atraso.As propostas de compra recebidas já somam mais de 3 vezes a produção prevista.

Os números do estudo de viabilidade são fortes: TIR (Taxa Interna de Retorno) de 145% após impostos e retorno do investimento em 11 meses. O custo para produzir uma tonelada é de US$ 489, enquanto o preço de mercado está em torno de US$ 2.300.

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Acreditamos que o Projeto Neves está entre os empreendimentos de lítio mais eficientes em capital do mundo, e está claro que os compradores globais de lítio já perceberam isso.

Nosso progresso contínuo reflete uma execução disciplinada e metódica em todas as frentes — licenciamento, contratação e engenharia. É importante destacar que já estamos criando alguns dos melhores empregos do Vale do Jequitinhonha, e nosso crescimento contínuo vai se traduzir em ganhos ainda maiores para nossas comunidades e para a economia local.

Marc Fogassa, CEO e presidente do Conselho da Atlas Lithium.

A Atlas Lithium é dona do maior conjunto de áreas para exploração de lítio do Brasil entre as empresas que têm ações na bolsa - cerca de 557 km² de direitos de mineração nas principais regiões produtoras do país.

A ideia é crescer ainda mais, com novas plantas e mais capacidade, acompanhando a demanda mundial por lítio, que deve aumentar com o avanço da inteligência artificial e o crescimento dos carros elétricos.

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Presidente acompanha testes e reforça compromisso do governo com avanço do biodiesel no Brasil A visita do presidente Luiz Inácio Lula da Silva ao Instituto Mauá de Tecnologia (IMT), em São Caetano do Sul (SP), marcou o início de uma nova etapa para o programa brasileiro de biocombustíveis. Ao acompanhar os testes que avaliarão misturas mais elevadas de biodiesel ao diesel, Lula reforçou o compromisso do Governo Federal 34 nº406 Petro & Química

com a implementação da Lei Combustível do Futuro e destacou que o Brasil tem condições de liderar a transição energética mundial.

Durante a visita, o presidente afirmou que o Brasil pode mostrar ao mundo que é possível construir um futuro com menor dependência dos combustíveis fósseis e destacou que o

jornal federal, do setor produtivo e da comunidade científica no laboratório responsável pelos estudos conduzidos no âmbito do Subcomitê de Avaliação da Viabilidade Técnica de Misturas de Altos Teores de Biocombustíveis em Combustíveis Fósseis, criado pelo Ministério de Minas e Energia. A APROBIO participa das discussões técnicas como colaboradora do projeto.

@Ricardo Stuckert/Divulgação

início dos testes de 300 horas representa um marco para a evolução do biodiesel no país. A nova etapa avaliará o desempenho dos motores com percentuais mais elevados de biodiesel e fornecerá a base técnica para as próximas decisões sobre a ampliação da mistura obrigatória, dos atuais 15% para 16% a 25%.

A agenda reuniu representantes do governo

Da esquerda para a direita: Alexandre Silveira, ministro de Minas e Energia; Geraldo Alckmin, vice-presidente da República e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços; Luiz Inácio Lula da Silva, presidente da República e José Carlos de Souza Júnior, superintendente-geral do Instituto Mauá de Tecnologia

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Vim aqui para ver os testes com porcentagens mais altas de biodiesel. Vamos provar que o que produzimos aqui tem qualidade, segurança e que pode fazer o Brasil depender muito menos condições externas, e liderar o mundo rumo a um novo cenário energético.

O nosso país tem todas as condições necessárias para ser protagonista na transição energética, e os estudos que estamos realizando aqui vão comprovar isso.

Lula, Presidente do Brasil.

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Nosso compromisso com toda a cadeia produtiva e com os consumidores sempre foi garantir que cada avanço fosse respaldado por critérios técnicos. Essa etapa foi cumprida.

Encerramos um ciclo importante e agora iniciamos uma nova fase de consolidação, com os testes de longa duração que darão ainda mais segurança para o avanço da mistura. A presença do presidente Lula também demonstra que o governo reconhece o biodiesel como uma de suas prioridades para fortalecer a segurança energética, impulsionar o desenvolvimento nacional e acelerar a transição para uma economia de baixo carbono.

Jerônimo Goergen, Presidente da Aprobio.

Bom momento para o biodiesel A visita ocorre em um momento em que o ambiente regulatório também avança. Na última semana, a ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis aprovou mudanças na regulamentação da ampliação do uso voluntário de biodiesel, adequando as normas à Lei Combustível do Futuro e ampliando a segurança jurídica para a expansão do mercado de combustíveis renováveis.

Na avaliação da Aprobio, a combinação entre a conclusão dos testes, o início das avaliações de 300 horas e o aperfeiçoamento

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do marco regulatório criam um cenário favorável para que o Brasil avance, de forma segura e baseada em evidências, na ampliação da participação do biodiesel em sua matriz energética, fortalecendo a indústria nacional, reduzindo a dependência do diesel importado e ampliando a contribuição do país para a descarbonização do transporte.

“O setor produtivo e a cadeia do agronegócio estão prontos para avançar nesses objetivos e cumprir seu papel para o desenvolvimento da economia e para a transição energética”, concluiu Goergen.

@Biocap

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Paraguai eleva a mistura obrigatória de biodiesel 38 nº406 Petro & Química

jornal

A elevação da mistura obrigatória de biodiesel no diesel comercializado no Paraguai marca uma nova etapa da política energética daquele país e reforça uma tendência observada em diversas economias latino-americanas: utilizar os biocombustíveis não apenas como instrumento de descarbonização, mas também como política industrial e de segurança energética.

A partir do final de julho de 2026, o percentual obrigatório passa da faixa anterior de 5% para uma mistura operacional entre 8% e 10%, conforme regulamentação do Ministério da Indústria e Comércio (MIC). A medida integra a implementação do novo marco legal dos biocombustíveis aprovado neste ano, que autoriza percentuais entre 5% e 20%, deixando ao governo a definição da mistura efetiva.

O governo do presidente Santiago

Peña argumenta que a política reduzirá a dependência de diesel importado, estimulará investimentos industriais, ampliará a geração de empregos e agregará valor às cadeias agrícolas nacionais, especialmente às ligadas à soja, principal matéria-prima para a produção de biodiesel no país. A estratégia também busca fortalecer a segurança energética paraguaia e criar um ambiente regulatório mais previsível para novos investimentos em biocombustíveis.

Sob a ótica industrial, a medida representa um avanço significativo. O Paraguai possui dez plantas autorizadas de produção de biodiesel, com capacidade instalada próxima de 293 milhões de litros por ano, mas boa parte dessa capacidade permanece subutilizada. Segundo representantes da Câmara Paraguaia de Biocombustíveis (Biocap), o setor teria condições técnicas

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jornal para atender misturas de até 15%, desde que exista demanda doméstica suficiente para justificar a expansão da produção. A nova obrigação cria exatamente esse mercado interno, reduzindo a dependência das exportações e aumentando a utilização dos ativos industriais existentes.

Entretanto, os benefícios econômicos não ocorrem sem custos. O principal desafio decorre da diferença de preços entre o biodiesel e o diesel mineral. Dados de mercado indicam que o biodiesel negociado no Paraguai apresenta valores entre 12% e 18% superiores aos do diesel fóssil entregue em Assunção. Em licitações recentes da Petropar, estatal responsável por parcela importante do abastecimento nacional, as propostas recebidas para fornecimento de biodiesel ficaram acima dos preços praticados pelo diesel convencional. Como consequência, distribuidoras e importadores terão de absorver um aumento estrutural nos custos da mistura, pressionando suas margens e, potencialmente, os preços finais ao consumidor caso não existam mecanismos de compensação econômica.

O aumento aparentemente modesto de três pontos percentuais na mistura possui impacto expressivo sobre a demanda. Considerando um mercado de aproximadamente 160 milhões de litros mensais de diesel, a elevação da mistura implica necessidade adicional de cerca de 4,8 milhões de litros de biodiesel todos os meses. Isso representa um crescimento relevante da produção nacional e exige maior disponibilidade não apenas de óleo vegetal, mas também dos insumos químicos utilizados na fabricação do combustível renovável. É justamente nesse ponto que surge uma das principais contradições da política 40 nº406 Petro & Química

energética paraguaia. Embora o país reduza sua dependência do diesel importado, aumenta simultaneamente sua dependência de matérias-primas industriais externas.

A produção de biodiesel utiliza grandes volumes de metanol, produto petroquímico praticamente inexistente na indústria paraguaia e amplamente importado.

Estimativas do mercado apontam que a nova mistura exigirá entre 380 e 455 toneladas adicionais de metanol por mês, um incremento próximo de 40% sobre o volume atualmente importado. Isso amplia a exposição da cadeia produtiva às oscilações internacionais de preços, problemas logísticos e eventuais restrições de oferta desse insumo estratégico.

Outro aspecto relevante diz respeito à competitividade regional. Enquanto países como Argentina e Uruguai reduziram ou flexibilizaram seus mandatos de biodiesel em momentos de alta dos preços internacionais dos óleos vegetais para conter pressões inflacionárias sobre os combustíveis, o Paraguai adota estratégia oposta, priorizando a expansão da indústria doméstica mesmo diante de custos superiores. Essa decisão sinaliza que o governo considera os ganhos econômicos indiretos — industrialização, emprego, arrecadação e redução das importações de diesel — mais importantes do que o impacto imediato sobre os preços dos combustíveis.

A iniciativa também pode gerar efeitos indiretos sobre o mercado agrícola. O aumento da demanda por óleo de soja tende a estimular investimentos em esmagamento e processamento industrial da oleaginosa dentro do Paraguai, agregando valor à produção agrícola local. Essa verticalização pode fortalecer segmentos industriais associados, incluindo logística,

jornal instrumentação, armazenamento, controle de qualidade e logística voltados às novas plantas de biodiesel e às unidades de mistura.

Sob a perspectiva da transição energética, o Paraguai demonstra que a substituição parcial dos combustíveis fósseis por alternativas renováveis não elimina completamente as vulnerabilidades da cadeia de suprimentos.

Em muitos casos, essas vulnerabilidades apenas mudam de natureza, deslocando-se do petróleo para insumos químicos, matériasprimas agrícolas e cadeias globais de produtos petroquímicos. O sucesso da nova política dependerá, portanto, não apenas da capacidade de ampliar a produção nacional de biodiesel, mas também da construção de uma cadeia de fornecimento resiliente, capaz de garantir disponibilidade de metanol, estabilidade de preços e competitividade econômica ao longo do tempo.

@Biocap

armazenamento, transporte de grãos e fabricação de insumos para biocombustíveis, consolidando uma cadeia de maior valor agregado.

Para o Brasil, a experiência paraguaia merece atenção por diversos motivos. O país já opera com percentuais de mistura de biodiesel significativamente superiores e possui uma das maiores indústrias mundiais do setor. Ainda assim, enfrenta desafios semelhantes relacionados ao equilíbrio entre segurança energética, competitividade dos combustíveis, disponibilidade de matériasprimas e estabilidade regulatória. A decisão paraguaia reforça uma tendência regional de utilização dos biocombustíveis como instrumentodepolíticaindustrial,alémdeabrir oportunidades para fornecedores brasileiros de equipamentos industriais, tecnologias de processamento, sistemas de automação,

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@Posco

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Em meio à aproximação entre Brasil e Coreia do Sul, calote de gigante sul-coreana é percalço diplomático para os países 42 nº406 Petro & Química

@Ricardo Stuckert

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A visita de Estado do presidente da Coreia do Sul, Lee Jae-myung, ao Brasil - realizada de 26 a 29 de julho, com agenda em Brasília e São Paulo - ocorreu em um momento em que os dois países buscam ampliar a parceria econômica e tecnológica, elevada neste ano à condição de Parceria Estratégica. Em 2025, a corrente de comércio bilateral alcançou US$ 10,8 bilhões, refletindo o avanço das relações econômicas entre os dois países.

Na agenda de interesses mútuos estiveram defesa, energia, inovação, semicondutores, inteligência artificial e minerais críticos, além do andamento do acordo de comércio com o Mercosul.

A visita deu seguimento ao diálogo iniciado em fevereiro, quando Lula esteve em Seul e os dois países adotaram o Plano de Ação 2026-2029. Na declaração conjunta divulgada ao final do encontro, os líderes anunciaram a assinatura de instrumentos bilaterais em educação, tecnologia industrial, esportes, espaço, minerais críticos e estratégicos, energia, audiovisual e segurança das redes de informação e comunicação.

Enquanto a agenda bilateral avança, um dos maiores litígios empresariais envolvendo uma empresa sul-coreana no Ceará segue mobilizando autoridades brasileiras para solucionar o calote deixado pela subsidiária

da Posco, gigante da siderurgia asiática, e impedir que o caso se torne um inconveniente diplomático e comprometa investimentos futuros.

A falência da Posco Engenharia & Construção do Brasil, subsidiária aberta pela matriz coreana, Posco Engineering & Construction, para a construção da Companhia Siderúrgica do Pecém (CE), deixou um passivo estimado em aproximadamente R$ 1 bilhão, envolvendo trabalhadores, fornecedores, empresas brasileiras e órgãos públicos, incluindo mais de R$ 400 milhões em créditos tributários da União.

Nos últimos meses, o caso extrapolou a esfera privada. A Justiça do Ceará reconheceu a responsabilização da controladora estrangeira, admitindo a desconsideração da personalidade jurídica da subsidiária brasileira e abrindo caminho para que credores busquem ressarcimento diretamente contra ativos internacionais do grupo. Em outra frente, o Ministério das Relações Exteriores acionou oficialmente a Posco na Coreia do Sul, pela embaixada brasileira em Seul, para que a empresa retome as negociações com os credores. A Câmara dos Deputados, por sua vez, discutiu o tema em audiência pública conjunta das comissões de Desenvolvimento Econômico e de Integração Nacional e Petro & Química nº406

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jornal Desenvolvimento Regional.

Com a chegada da comitiva sul-coreana ao Brasil, a associação de credores solicitou formalmente ao Itamaraty que o caso fosse pautado no encontro entre Lula e Lee Jae-myung. Segundo Frederico Campelo, presidente da Associação Internacional de Credores da Posco (AIC-Posco), que reúne cerca de 40 credores da companhia, há a expectativa de que o tema tenha sido tratado, ainda sem confirmação oficial dado o caráter reservado da diplomacia brasileira.

Em um desdobramento que reforça a tensão do caso, a própria Posco anunciou, durante a visita presidencial, um memorando de parceria com a mineradora australiana Meteoric para atuar na exploração de terras raras no Brasil - com possibilidade de adquirir até 30% da produção do Projeto Caldeira, em Minas Gerais. O acordo, divulgado em 29 de julho e assinado com a presença de Jang In-hwa, presidente do Grupo Posco, na comitiva empresarial que acompanhou Lee Jae-myung, evidencia o interesse do grupo em expandir investimentos no país mesmo sem uma solução para o passivo deixado no

Ceará.

No momento em que se discute uma aproximação entre os países, com vantagens óbvias para as duas nações, é fundamental criar condições que garantam a segurança jurídica e a atração de investimentos de qualidade, que é o contrário do legado deixado pela Posco no Brasil.

A expectativa ocorre em um contexto no qual Brasil e Coreia do Sul buscam aprofundar a integração econômica, ampliar o fluxo de investimentos e avançar nas negociações do acordo Mercosul–Coreia do Sul. Atualmente, a Posco concentra outros investimentos na exploração de lítio, na Argentina.

Para representantes dos credores, o fortalecimento dessa relação depende não apenas da assinatura de novos acordos, mas também da demonstração de que grandes controvérsias empresariais são tratadas com transparência, previsibilidade e respeito às decisões das autoridades brasileiras sobretudo diante do novo interesse da Posco em investir no país em outro setor estratégico, o de terras raras, sem que o caso do Ceará tenha sido resolvido.

Brasil e Coreia do Sul em números • US$ 10,8 bilhões foi a corrente de comércio bilateral em 2025, o maior patamar recente da relação entre os dois países.

• A Coreia do Sul é o quarto maior parceiro comercial do Brasil na Ásia e o quinto principal destino das exportações brasileiras para a região; no ranking geral, ocupa a 12ª posição entre os destinos das exportações brasileiras e a 11ª origem das importações do Brasil.

• A Coreia do Sul ocupa a 19ª posição entre os maiores investidores estrangeiros no Brasil.

• As principais exportações brasileiras para a Coreia do Sul são petróleo, minério de ferro, celulose, soja e carnes.

• As principais importações brasileiras provenientes da Coreia do Sul são automóveis e autopeças, máquinas e equipamentos, semicondutores, produtos siderúrgicos, químicos e farmacêuticos.

44 nº406 Petro & Química

jornal

Guerra, petróleo e dólar: como as oscilações globais impactam os custos de abastecimento no Brasil Conflitos geopolíticos, oscilações no preço do petróleo e variações cambiais voltaram a ocupar o centro das atenções do mercado internacional em 2026. Embora muitos desses acontecimentos ocorram a milhares de quilômetros do Brasil, seus reflexos chegam rapidamente às empresas brasileiras que dependem de combustíveis para manter suas operações.

A escalada das tensões no Oriente Médio ao longo do primeiro semestre de 2026 elevou a volatilidade do mercado internacional de petróleo. Em março, durante o agravamento dos conflitos envolvendo o Irã e os riscos à navegação no Estreito de Ormuz, corredor por onde passa cerca de um quinto do

petróleo comercializado no mundo, o barril do Brent chegou a ultrapassar a marca dos US$100. Já em junho, após sinais de redução das tensões e reabertura gradual das rotas marítimas, a commodity voltou a recuar para a faixa entre US$72 e US$80, evidenciando a forte sensibilidade do mercado aos desdobramentos geopolíticos.

Além da cotação internacional do petróleo, outro fator que influencia diretamente os custos dos combustíveis no Brasil é o dólar.

Como parte relevante das negociações globais do setor energético é realizada na moeda norte-americana, qualquer valorização do câmbio tende a pressionar os preços, impactando toda a cadeia logística.

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Hoje, abastecer uma frota deixou de ser apenas uma operação de compra de combustível. A gestão precisa acompanhar diariamente fatores externos que fogem completamente do controle das empresas, como guerras, oscilações do dólar e movimentos do mercado internacional de petróleo.

Quem trabalha apenas olhando para o preço na bomba perde capacidade de planejamento.

Carlos Eduardo Silva, diretor da Excel.

Segundo o executivo, a volatilidade internacional torna ainda mais importante investir em inteligência de dados para controlar o consumo e reduzir desperdícios.

“Quando o cenário externo fica mais instável, o que diferencia uma empresa é sua eficiência operacional. Monitorar abastecimentos em tempo real, identificar desvios, negociar melhor com a rede credenciada e otimizar rotas ajudam a compensar parte dos aumentos que vêm do mercado internacional”, explica Carlos.

Embora o Brasil seja um grande produtor de petróleo, o país continua sujeito às oscilações do mercado global, tanto pela dinâmica internacional dos derivados quanto pelos custos de importação de parte dos combustíveis e insumos utilizados no abastecimento. Isso faz com que movimentos bruscos no preço do Brent ou na taxa de câmbio sejam acompanhados de perto por distribuidores, revendedores e empresas que operam grandes frotas.

Na prática, setores como transporte rodoviário, agronegócio, construção civil, mineração e logística são alguns dos mais 46 nº406 Petro & Química

sensíveis a esse cenário. Pequenas variações no custo do diesel podem representar milhões de reais em despesas adicionais ao longo de um ano para empresas com centenas ou milhares de veículos.

Para Carlos, o contexto atual reforça uma mudança de mentalidade na gestão das frotas.

“As empresas não conseguem controlar uma guerra ou a cotação do dólar, mas conseguem controlar seus processos internos. Quanto maior a previsibilidade da operação e o uso de tecnologia na gestão do abastecimento, menor é a exposição aos impactos causados pelas oscilações internacionais”, conta.

Em um ambiente marcado por incertezas geopolíticas e financeiras, especialistas avaliam que o gerenciamento inteligente do consumo de combustível deixa de ser apenas uma ferramenta de redução de custos e passa a fazer parte da estratégia de gestão de risco das organizações. Afinal, enquanto guerras, câmbio e petróleo continuarão influenciando os mercados globais, a eficiência operacional permanece sendo um dos poucos fatores efetivamente sob controle das empresas.

especial

Qualidade sem atalhos: Petrobras eleva exigências para fornecedores com API Spec Q1, ISO 9001 e atualização da NBR 15827 Barreiras ou oportunidades para a indústria nacional?

A corrida dos fornecedores para atender às novas exigências da Petrobras.

A decisão da Petrobras de exigir que revendedores e distribuidores de equipamentos e materiais críticos passem a possuir certificações internacionais de gestão da qualidade inaugura uma nova fase na evolução da cadeia de suprimentos

da indústria brasileira de petróleo e gás.

Mais do que uma mudança documental, a iniciativa representa uma transformação estrutural na forma como fornecedores serão avaliados, exigindo investimentos em governança, rastreabilidade, padronização Petro & Química nº406

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especial de processos e gestão de riscos.

Com um período de transição de aproximadamente 12 meses que termina em fevereiro de 2027, centenas de empresas deverão acelerar programas internos de adequação para atender às exigências da API Spec Q1 ou da ISO 9001, conforme a família de produtos comercializada.

A medida tem potencial para alterar significativamente o perfil competitivo do mercado nacional de fornecimento para a Petrobras.

A partir da nova política, distribuidores e

revendedores passarão a ter de comprovar a adoção de sistemas de gestão certificados, capazes de assegurar rastreabilidade, padronização de processos, controle documental e melhoria contínua. O período de adequação será de aproximadamente 12 meses, com encerramento previsto para fevereiro de 2027.

Para o engenheiro Marcelo Fronzaglia Ferreira, da área de Suprimentos, Gestão de Contratos de Bens e Gestão da Qualidade da Petrobras, a medida busca fortalecer toda a cadeia de fornecimento da companhia:

@ArquivopessoalFronzaglia

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Embora inicialmente seja vista por parte do setor como uma barreira de entrada, especialistas observam que a nova política tende a produzir efeitos semelhantes aos observados em mercados maduros, nos quais sistemas robustos de gestão da qualidade deixaram de ser diferenciais 48 nº406 Petro & Química

A exigência da API Spec Q1 e da ISO 9001 tem como objetivo fortalecer a integridade e a confiabilidade da cadeia de suprimentos, ampliando a rastreabilidade e o controle sobre equipamentos e componentes fornecidos à Petrobras.

Marcelo Fronzaglia Ferreira, Engenheiro da Petrobras.

para se tornarem requisito básico de participação.

O movimento aproxima a cadeia brasileira dos padrões adotados pelas grandes operadoras internacionais, ao mesmo tempo em que reduz assimetrias entre fabricantes, distribuidores e revendedores.

especial

Muito além da documentação A principal novidade é que a Petrobras passa a exigir que não apenas fabricantes, mas também empresas responsáveis pela revenda e distribuição de determinados equipamentos mantenham sistemas de gestão certificados.

No caso da API Spec Q1, a exigência abrange distribuidores e revendedores de 32 famílias de equipamentos cujos fabricantes já precisam atender requisitos API ou possuir selo ASME. Já a certificação ISO 9001 será exigida para empresas que comercializam 253 famílias de materiais cuja fabricação já demanda um

Sistema de Gestão da Qualidade.

A relação completa das famílias de equipamentos é atualizada periodicamente pela Petrobras e está disponível no Canal do Fornecedor e no sistema Petronect.

A mudança amplia significativamente o conceito de qualidade ao longo da cadeia de suprimentos. A responsabilidade deixa de estar concentrada apenas na fabricação e passa a envolver também armazenagem, preservação, rastreabilidade documental, aquisição, logística, inspeção e entrega dos produtos.

API Spec Q1: um padrão específico para petróleo e gás Desenvolvida pelo American Petroleum Institute (API), a API Spec Q1 é considerada um dos principais referenciais internacionais para sistemas de gestão da qualidade

voltados à indústria de petróleo e gás.

Diferentemente da ISO 9001, que possui aplicação universal, a API Spec Q1 incorpora requisitos específicos do setor, incluindo:

• gestão de riscos operacionais; • rastreabilidade completa dos produtos; • controle rigoroso de fornecedores; • planejamento da qualidade; • gestão de mudanças; • validação de processos; • investigação das causas de não conformidades; • melhoria contínua baseada em desempenho.

Seu objetivo é reduzir a probabilidade de falhas em equipamentos críticos utilizados em ambientes de elevada complexidade operacional, como plataformas offshore, refinarias, sistemas submarinos, oleodutos,

gasodutos e unidades de processamento.

A certificação é concedida após auditorias conduzidas diretamente pelo API e exige avaliações periódicas para manutenção do certificado.

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especial

Nova versão da ABNT NBR 15827 reforça exigências para fabricantes de válvulas Enquanto a API Spec Q1 e a ISO 9001 elevam os requisitos para os sistemas de gestão da qualidade, outra atualização importante passa a integrar o radar dos fornecedores da cadeia de óleo e gás. Em 27 de maio de 2026, a ABNT publicou a ABNT NBR 15827:2026 – Válvulas industriais para instalações de exploração, produção, refino e transporte de produtos de petróleo – Requisitos de projeto e ensaio de protótipo, revisão da norma técnica utilizada como referência para o fornecimento de válvulas de bloqueio destinadas às instalações da Petrobras e de outras operadoras do setor.

A norma estabelece requisitos para projeto,fabricação,qualificaçãoeensaios de protótipos de válvulas industriais empregadas em sistemas críticos da indústria de petróleo, contribuindo para elevar a confiabilidade, a segurança operacional e a padronização técnica dos equipamentos ao longo de seu ciclo de vida.

Fronzaglia recomenda que fabricantes, distribuidores e representantes comerciais acompanhem atentamente a atualização.

“A norma é usualmente solicitada como requisito para fornecimento de válvulas de bloqueio. Recomendamos que os fornecedores tenham amplo conhecimento e informem seus respectivos parceiros no Brasil e no exterior sobre a atualização do documento.”

A publicação da nova NBR 15827 complementa o movimento iniciado pela Petrobras com a ampliação das exigências de certificação para distribuidores e revendedores. Em conjunto, as iniciativas indicam uma estratégia de fortalecimento da cadeia de suprimentos baseada em três pilares: qualidade, conformidade técnica e rastreabilidade, aproximando o mercado brasileiro das práticas adotadas pelas principais operadoras internacionais.

ISO 9001 continua sendo referência mundial Já a ISO 9001 permanece como a principal norma internacional para Sistemas de Gestão da Qualidade.

Reconhecida globalmente, ela estabelece requisitos relacionados à padronização de processos, foco no cliente, gestão de riscos, melhoria contínua e monitoramento de 50 nº406 Petro & Química

desempenho organizacional.

Embora não seja exclusiva do setor de óleo e gás, a norma é amplamente utilizada pela Petrobras e pelas principais operadoras mundiais como requisito mínimo para fornecimento em diversas categorias de equipamentos.

especial

Gestão da qualidade deve ser estratégica Na prática, a Petrobras busca elevar o grau de confiabilidade de sua cadeia de suprimentos.

Entre os principais objetivos da nova política destacam-se: • aumento da rastreabilidade dos equipamentos ao longo de toda a cadeia de fornecimento; • redução de riscos associados a produtos falsificados ou fora de especificação; • maior previsibilidade operacional; • redução de falhas prematuras;

• fortalecimento da integridade dos ativos industriais; • alinhamento aos padrões internacionais utilizados pelas grandes empresas de energia.

A iniciativa também acompanha uma tendência global observada após diversos incidentes industriais nas últimas décadas, nos quais investigações identificaram fragilidades em processos de controle de qualidade, documentação técnica e rastreabilidade de componentes críticos.

O impacto sobre os distribuidores Historicamente, certificações como API Spec Q1 estiveram concentradas entre fabricantes.

Entre distribuidores e revendedores brasileiros, sua adoção ainda é relativamente limitada.

Por essa razão, a Petrobras estabeleceu um período de adaptação considerado compatível com o tempo médio necessário para implementação ou atualização dos sistemas de gestão da qualidade.

Segundo a companhia, não há levantamento consolidado sobre quantos fornecedores ainda não possuem as certificações exigidas.

Também não estão previstas flexibilizações nem prorrogação do prazo atualmente estabelecido.

Empresas que não concluírem a certificação dentro do período definido ficarão impedidas de fornecer materiais pertencentes às famílias abrangidas até que obtenham aprovação do respectivo sistema de gestão.

Uma nova corrida por certificações A expectativa é de que a medida provoque forte aquecimento do mercado de certificação, auditoria, consultoria em sistemas de gestão e organismos de inspeção.

Nos próximos meses deverá crescer significativamente a demanda por serviços relacionados à implementação de Sistemas de Gestão da Qualidade, elaboração de procedimentos, treinamento de equipes, auditorias internas, controle documental, gestão de riscos e preparação para certificações internacionais.

Ao mesmo tempo, empresas de tecnologia poderão ampliar a oferta de soluções para gestão eletrônica de documentos, rastreabilidade digital, controle de calibração, gestão de ativos, inspeções, workflow de qualidade e integração de dados industriais, impulsionando a digitalização dos processos de compliance.

Embora o processo exija investimentos relevantes em sistemas de gestão, auditorias e capacitação de equipes, seus benefícios tendem a ultrapassar o relacionamento Petro & Química nº406

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especial comercial com a Petrobras. Empresas certificadas passam a reunir credenciais reconhecidas internacionalmente, ampliando sua competitividade junto a outras operadoras, EPCistas e fabricantes globais.

Como destaca Fronzaglia, o movimento também representa uma oportunidade para

elevar o patamar competitivo da indústria brasileira.

“A adoção da API Spec Q1 e da ISO 9001 eleva a competitividade da indústria nacional ao permitir que empresas brasileiras passem a competir sob os mesmos padrões de conformidade e confiabilidade exigidos internacionalmente.”

Competitividade além da Petrobras Embora a exigência tenha como origem o processo de qualificação de fornecedores da Petrobras, seus efeitos tendem a ultrapassar os limites da estatal.

Empresas certificadas passam a reunir credenciais reconhecidas internacionalmente, facilitando o acesso a projetos conduzidos por outras operadoras de óleo e gás, EPCistas, fabricantes globais e empreendimentos de energia em diferentes mercados.

Além do fortalecimento da imagem institucional, sistemas de gestão mais maduros costumam proporcionar ganhos internos relacionados à redução de

retrabalhos, diminuição de perdas operacionais, maior padronização dos processos e aumento da eficiência organizacional.

Na avaliação de especialistas em gestão da qualidade, a exigência também contribui para fortalecer o conteúdo local. Em vez de representar apenas uma obrigação regulatória, a adoção de padrões internacionais eleva o grau de maturidade técnica da indústria brasileira, permitindo que fornecedores nacionais concorram em condições mais equilibradas com empresas estrangeiras em projetos de maior complexidade tecnológica.

Qualidade deixa de ser diferencial A nova política da Petrobras sinaliza uma mudança de paradigma.

Se durante muitos anos preço e prazo foram fatores predominantes na seleção de fornecedores, a tendência agora é que governança, rastreabilidade e maturidade dos sistemas de gestão passem a exercer peso crescente nas decisões de contratação.

Nesse cenário, a API Spec Q1 e a ISO 9001 deixam de ser apenas certificados expostos na parede para se tornarem instrumentos estratégicos de acesso ao mercado, redução

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de riscos operacionais e aumento da competitividade da indústria nacional.

Para muitos distribuidores e revendedores, os próximos meses representarão uma verdadeira corrida contra o tempo. Para aqueles que conseguirem transformar a adequação em vantagem competitiva, entretanto, a exigência da Petrobras poderá representar não uma barreira, mas um novo passaporte para atuar em uma cadeia global cada vez mais orientada pela qualidade, rastreabilidade e confiabilidade.

CERTIFICAÇÃO API SPEC Q1 Seu passaporte para a indústria do petróleo Certificação da qualidade destinada a fabricantes, distribuidores, empresas de engenharia, inspeção, manutenção e reparo da indústria do petróleo e gás.

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especial

Do petróleo ao carbono negativo Em Lucas do Rio Verde, no Mato Grosso, um poço originalmente perfurado para investigar o subsolo está prestes a se tornar um marco da transição energética brasileira. É ali que a SLB, companhia global de tecnologia para a indústria de energia, e a FS, uma das maiores produtoras de etanol do país, desenvolvem o projeto de BECCS (Bioenergia com Captura e Armazenamento de Carbono) mais avançado da América Latina — e o primeiro do Brasil dedicado ao armazenamento geológico permanente de CO₂. Janaína Ruas, Diretora de Desenvolvimento de Negócios para Novas Energias na América Latina da SLB, detalhou à Petro & Química como o projeto foi construído, o papel da experiência da companhia em óleo e gás e o potencial do país nesse novo mercado.

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especial

Da caracterização geológica ao primeiro poço injetor de BECCS do país O projeto foi estruturado em etapas sucessivas de caracterização geológica, validação operacional e implantação da infraestruturadearmazenamento.Asequência começou pela análise de subsuperfície com dados já existentes, seguida da aquisição de dados sísmicos e da perfuração de um poço

estratigráfico. Análises de rochas, fluidos, perfilagens avançadas e testes de injetividade confirmaram a existência de formações geológicas com espessura, permeabilidade e capacidade de confinamento adequadas para armazenar CO₂ com segurança.

“

Em vez de abandonar esse poço após a fase exploratória, a equipe optou por reaproveitá-lo, realizando um sidetrack e convertendo-o em um poço injetor (o primeiro poço injetor para BECCS no país).

Essa solução permitiu aproveitar parte da infraestrutura existente, reduzir impactos ambientais e otimizar a perfuração do poço.

Janaína Ruas, Diretora de Desenvolvimento de Negócios – Novas Energias, América Latina, SLB.

Em paralelo, foi construído mais um poço dedicado ao monitoramento contínuo da operação. Com os poços de injeção e monitoramento concluídos e as facilidades de captura em fase avançada de construção, o projeto estará tecnicamente preparado para iniciar a operação comercial nos próximos meses. As autorizações regulatórias seguem em tramitação junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que, segundo Ruas, vem demonstrando

engajamento importante com a iniciativa tratada como projeto-piloto e referência para futuros regramentos do setor.

“A iniciativa representa o primeiro projeto brasileiro dedicado ao armazenamento geológico permanente de CO₂ e um dos empreendimentos de BECCS mais avançados da América Latina, com potencial para armazenar cerca de 12 milhões de toneladas de CO₂ ao longo de 30 anos,” destacou Janaína.

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especial

Décadas de óleo e gás a serviço do carbono “Grande parte das competências necessárias para um projeto de armazenamento geológico de carbono já faz parte do conhecimento desenvolvido pela SLB ao longo de décadas na indústria de petróleo e gás,” Pondera a executiva.

Tecnologias de caracterização geológica, engenharia de poços, avaliação petrofísica, modelagem de reservatórios e monitoramento da integridade de formações profundas foram adaptadas para avaliar o comportamento do CO₂ e garantir seu armazenamento seguro por longos períodos. Essa bagagem também orientou decisões tomadas ainda na fase exploratória - como projetar, desde o início, um poço com flexibilidade suficiente para futura conversão em injetor, utilizando materiais

resistentes ao CO₂.

Sobre as tecnologias de E&P reaproveitadas, Ruas explica que, embora a finalidade seja distinta - armazenar CO₂ em vez de produzir hidrocarbonetos -, os desafios técnicos de perfuração, completação, caracterização do subsolo e garantia da integridade dos poços permanecem semelhantes. O projeto emprega modelagem geológica e dinâmica de reservatórios, análises petrofísicas e geomecânicas, engenharia de perfuração e plataformas digitais, ferramentas que permitem simular o comportamento do CO₂ no subsolo e monitorar sua evolução ao longo do tempo, preparando o terreno para os planos de Monitoramento, Medição e Verificação (MMV) que virão na próxima etapa.

Uma referência para o Brasil e para o mundo A combinação entre captura de CO₂, armazenamento geológico permanente e monitoramento contínuo posiciona o projeto de Lucas do Rio Verde como referência para futuras iniciativas de BECCS, tanto no Brasil quanto no exterior.

“O Brasil reúne condições únicas para liderar o desenvolvimento de projetos de BECCS em escala,” afirma Janaína e seu argumento se apoia na matriz de biocombustíveis do país: o Brasil é o segundo maior produtor mundial de etanol, uma das rotas de menor intensidade de carbono do mundo. Como o processo de fermentação gera um fluxo de CO₂ biogênico de alta pureza, sua captura e armazenamento

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geológico podem transformar o etanol em um combustível de carbono negativo - capaz não apenas de reduzir emissões, mas de remover CO₂ da atmosfera.

Janaína ressalta ainda que a parceria entre SLB e FS não se limitou ao suporte técnico: as duas empresas percorreram juntas uma trajetória de aprendizado sobre questões regulatórias e de modelo de negócios, contribuindo para alinhar as futuras regras do setor ao potencial brasileiro. A experiência de Lucas do Rio Verde estabelece, segundo ela, um precedente técnico e regulatório para novos projetos no país e em outras regiões produtoras de biocombustíveis.

especial

Diálogo com os projetos globais de CCUS A SLB participa de diversos projetos globais de captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS), além de iniciativas de tecnologias de membranas para captura e separação de CO₂. Entre os projetos de maior

Northern Lights já está operando.

A Fase 1 foi concluída e, em agosto de 2025 os primeiros volumes de CO₂ foram injetados e armazenados com sucesso no reservatório, tornando-se a primeira instalação de transporte e armazenamento de CO₂ para terceiros do mundo em operação. A capacidade inicial é de 1,5 milhão de toneladas de CO₂/ano, com contratos comerciais já fechados com a Yara e a Ørsted. O projeto agora avança para a Fase 2: a expansão de capacidade para cerca de 5 milhões de toneladas por ano está prevista para 2028, com decisão final de investimento já confirmada pelos sócios (Equinor, Shell e TotalEnergies).

A SLB é fornecedora de tecnologia, em duas frentes:

“Embora existam dezenas de projetos de CCUS em desenvolvimento ao redor do mundo, ainda são relativamente poucos aqueles que já atingiram a fase de injeção

relevância, Ruas cita o Northern Lights, na Noruega, considerado uma das principais referências mundiais em armazenamento geológico de carbono.

Digitalização: a Northern Lights Joint Venture e a SLB assinaram um memorando de entendimento com a Microsoft para otimizar fluxos de trabalho em nuvem na operação do projeto, usando a plataforma digital Delfi da SLB para os fluxos de subsuperfície.

Equipamentos subsea: através da joint venture OneSubsea (SLB, Aker Solutions e Subsea7), a companhia recebeu um contrato de engenharia, suprimento e construção (EPC) da Equinor, atuando como Prestadora de Serviço Técnico, para um sistema de injeção subsea de CO₂ destinado à Fase 2 do Northern Lights, com o escopo incluindo dois novos sistemas satélite de injeção subsea de CO₂ com equipamentos de interligação associados.

comercial de CO₂. Neste contexto, o projeto de Lucas do Rio Verde se destaca por estar entre as iniciativas mais avançadas e por reunir características únicas: trata-se de um

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especial projeto de BECCS aplicado à produção de etanol, aproveitando uma fonte biogênica de CO₂ de alta pureza para viabilizar emissões negativas,” disse a executiva da SBL. Segundo ela, boa parte do conhecimento necessário para a implementação do projeto foi construída no próprio Brasil, em trabalho conjunto entre SLB, FS e ANP, envolvendo

soluções técnicas, operacionais e regulatórias adaptadas às características geológicas e ao ambiente regulatório do país - aprendizados que devem acelerar o desenvolvimento de novos projetos de CCS e BECCS no Brasil e ampliar sua competitividade no mercado internacional de remoções permanentes de carbono.

O potencial geológico brasileiro “O Brasil reúne condições geológicas extremamente favoráveis para o armazenamento permanente de CO₂, tanto em bacias sedimentares continentais quanto offshore. No caso de Lucas do Rio Verde, os

estudos realizados confirmaram a presença de reservatórios salinos com características adequadas para armazenamento seguro e elevada capacidade de confinamento, “contou Janaína.

Etanol de carbono negativo e os dois mercados do carbono Ao capturar e armazenar permanentemente o CO₂ biogênico gerado na fermentação, o etanol produzido nesse contexto passa a apresentar uma pegada de carbono negativa, tornando-se, segundo Ruas, um produto premium em mercados que valorizam combustíveis de baixa intensidade de carbono - o que amplia sua competitividade internacional e pode agregar valor ao setor sucroenergético brasileiro. Janaína ressalta que “É importante distinguir dois mercados que, embora relacionados, possuem naturezas diferentes. O mercado regulado de carbono, instituído no Brasil pela Lei nº 15.042/2024, baseia-se na compra e venda

de permissões de emissão entre empresas sujeitas a metas de redução de emissões. Já os Certificados de Remoção Verificada de Emissões (CRVEs) representam a comprovação de que determinada quantidade de CO₂ foi efetivamente removida da atmosfera e armazenada de forma permanente, como ocorre em projetos de BECCS.” Por gerar emissões negativas, iniciativas como a de Lucas do Rio Verde poderão, no futuro, atender à demanda por créditos de remoção de alta integridade — um segmento que Ruas considera complementar, e potencialmente de maior valor agregado, ao mercado tradicional de créditos de carbono.

Um marco em ano de centenário “No ano em que celebra 100 anos globalmente e 80 anos no Brasil, a SLB avança para além do E&P tradicional e consolida um novo padrão de eficiência, segurança e 58 nº406 Petro & Química

sustentabilidade ao desenvolver iniciativas de captura e de armazenamento de carbono na América Latina,” finalizou Janaína Ruas.

especial

Nova IEC 6007910-2 moderniza classificação de áreas com poeiras combustíveis e amplia exigências para projetos industriais Foi publicada pela IEC, em 29/06/2026, a Edição 3.0 da norma IEC 60079-102 — Explosive atmospheres — Part 10-2: Classification of areas — Combustible dust atmospheres, elaborada pelo Subcomitê SC 31J (Classification of hazardous areas

and installation requirements), vinculado ao TC 31 da IEC — Equipment for explosive atmospheres.

Esta norma trata da classificação de áreas contendo atmosferas explosivas de poeiras combustíveis. A Edição 3.0 (2026)

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Garanta seu lugar

roge.energy

especial substitui a Edição 2.0 (2015) e representa uma revisão técnica abrangente dos critérios para classificação de áreas onde atmosferas explosivas podem se formar pela presença de poeiras combustíveis. A norma integra a série IEC 60079, referência internacional para o projeto, a especificação, a instalação e a operação segura de equipamentos elétricos e de instrumentação em atmosferas potencialmente explosivas, utilizada como base pelo sistema internacional de certificação IECEx e por diversos regulamentos nacionais.

A IEC 60079-10-2:2026 estabelece a metodologia para identificar e classificar áreas perigosas nas quais poeiras combustíveis podem formar misturas explosivas com o ar, servindo de base para a seleção de equipamentos Ex, a definição das zonas 20, 21 e 22, a especificação de sistemas elétricos, de instrumentação, de automação e de medidas de mitigação de riscos. A revisão incorpora atualizações técnicas relacionadas à avaliação das fontes de emissão de poeira, às características dos materiais particulados, aos critérios de dispersão, à frequência de formação das nuvens de poeira e à interação entre depósitos de pó e equipamentos industriais, tornando o processo de classificação mais consistente e alinhado às práticas modernas de engenharia de segurança de processos.

A atualização tem impactos diretos na indústria de óleo e gás, especialmente em instalações onde há manuseio de sólidos combustíveis, catalisadores, coque de petróleo, enxofre sólido, polímeros, fertilizantes, biomassa, resíduos industriais e sistemas de captura de carbono. O avanço da produção de biometano, hidrogênio de baixo carbono, combustíveis sintéticos, 62 nº406 Petro & Química

SAF (Sustainable Aviation Fuel) e processos de economia circular amplia o número de plantas híbridas que passam a conviver simultaneamente com atmosferas explosivas de gases inflamáveis — tratadas pela IEC 60079-10-1 — e de poeiras combustíveis, abrangidas pela nova edição da Parte 102. Isso exige avaliações integradas de risco, revisão dos dossiês de classificação de áreas e eventual readequação de equipamentos, sensores, instrumentos e sistemas elétricos certificados para atmosferas explosivas.

Na prática, a publicação da nova norma deve influenciar novos projetos de refinarias, unidades petroquímicas, terminais portuários, plantas de fertilizantes, instalações de processamento de biomassa e unidades de produção de biocombustíveis, além de servir como referência para revisões de engenharia em ativos existentes.

Empresas de engenharia, fabricantes de equipamentos Ex, organismos certificadores e operadores de instalações industriais tendem a incorporar gradualmente os novos requisitos em especificações técnicas, estudos de classificação de áreas (Hazardous Area Classification — HAC), análises de risco e programas de integridade de ativos. Como ocorre com outras normas da série IEC 60079, a adoção da nova edição também deverá ser refletida, ao longo dos próximos anos, nas revisões das normas nacionais harmonizadas e nos processos de certificação conduzidos no âmbito do IECEx, reforçando a padronização internacional das práticas de segurança em atmosferas explosivas.

Entre os objetivos desta norma está a apresentação de uma metodologia para identificar a presença de poeiras combustíveis capazes de formar atmosferas explosivas;

especial avaliar a probabilidade e a duração da presença dessas atmosferas explosivas; classificar as áreas em Zona 20, Zona 21 ou Zona 22, Grupos IIIA, IIIB ou IIIC; determinar a temperatura máxima de superfície dos equipamentos elétricos ou mecânicos “Ex” a serem instalados; e estabelecer a base para a seleção de equipamentos “Ex”, o projeto de instalações e os tipos de proteção “Ex” a serem selecionados.

A classificação de área com a presença de poeiras combustíveis considera fatores como as características físico-químicas das poeiras combustíveis presentes em cada instalação, as taxas de liberação, a ventilação

dos ambientes, o acúmulo de depósitos de poeiras combustíveis na forma de camadas e as condições normais e anormais de operação.

Faz parte do escopo da IEC 60079-10-2 a aplicação em locais onde podem ocorrer atmosferas explosivas devido à presença de poeiras combustíveis condutivas ou não condutivas, fibras combustíveis ou partículas em suspensão no ar.

A IEC 60079-10-2 Edição 3.0 contém mudanças técnicas relevantes em relação à Edição 2.0, de 2015. Dentre as principais mudanças incorporadas nesta Edição 3.0, podem ser destacadas as seguintes:

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1. Revisão das orientações para a determinação da frequência de ocorrência de nuvens de poeiras combustíveis; 2. Avaliação da duração da atmosfera explosiva; 3. Consideração de condições operacionais anormais previsíveis; 4. Maior alinhamento com os requisitos da IEC 60079-10-1 — Classificação de áreas com a presença de gases inflamáveis.

Esta Edição 3.0 harmonizou conceitos e terminologia com a norma de classificação para gases e vapores (IEC 60079-10-1), buscando maior consistência entre as definições de fontes de liberação, graus de liberação, avaliação da disponibilidade de ventilação e documentação requerida para a classificação de áreas.

Houve também uma revisão do tratamento de depósitos na forma de camadas de poeiras combustíveis. Foram aprimoradas as orientações sobre a formação de depósitos, a ressuspensão de camadas de poeiras depositadas na forma de nuvens, a influência da efetiva implantação de procedimentos de limpeza (housekeeping) e de manutenção das instalações de processo, e a transição entre depósitos em camadas e nuvens de poeiras combustíveis.

Os exemplos de referência de classificação apresentados nesta norma foram revisados para instalações tipicamente encontradas na prática, como silos de grãos e armazéns graneleiros, filtros de manga, esteiras transportadoras, elevadores de canecas, moinhos e estações de ensacamento. Esses exemplos auxiliam na aplicação prática da metodologia de extensão de zoneamento (Zonas 20, 21 ou 22).

Esta Edição 3.0 apresenta ainda melhorias nas orientações sobre a documentação a ser elaborada, reforçando a necessidade de

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registrar os dados das poeiras combustíveis presentes no processo, a definição das premissas adotadas na classificação de áreas, os limites e as extensões das zonas — dependendo dos graus das fontes de liberação e das condições de ventilação — e as demais justificativas técnicas consideradas na documentação.

Também foram atualizados os termos e definições, as figuras típicas de referência, as referências normativas, além de melhorias na estrutura do texto.

Como impactos práticos desta nova edição para projetos e estudos de classificação de áreas, destacam-se avaliações de classificação mais consistentes entre gases inflamáveis e poeiras combustíveis, melhor consideração do risco associado a depósitos de camadas de poeiras combustíveis e documentação técnica mais robusta, o que contribui para maior uniformidade em auditorias de instalações “Ex”.

A IEC 60079-10-2 Ed. 3.0 refina a metodologia de avaliação de riscos, particularmente no que se refere a depósitos de camadas de poeiras combustíveis, à ressuspensão de camadas formando nuvens e à documentação técnica, tornando os estudos de classificação mais consistentes e rastreáveis.

Mais informações sobre a IEC 60079-10-2 Ed. 3.0 estão disponíveis na IEC Webstore.

@IPT

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Hidrogel desenvolvido na Unicamp remove água presente no diesel A presença de água em combustíveis como diesel pode causar perdas operacionais, corrosão de equipamentos e queda de desempenho. Pensando nisso, Patrícia Lucente Fregolente, pesquisadora da Unicamp - Universidade Estadual de Campinas estudou, durante seu estágio de pós-doutorado na Faculdade de Engenharia Química (FEQ), um método para remoção de água em suas diferentes formas, solúvel ou emulsionada, de combustíveis líquidos. A pesquisa foi coordenada pela professora Maria Regina Wolf Maciel, também da FEQ.

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A tecnologia desenvolvida originou um processo de remoção de água que utiliza materiais superabsorventes, como a poliacrilamida. Esses materiais atuam como “esponjas moleculares”, absorvendo a água diretamente do combustível, sem necessidade de aquecimento ou uso de sais. Os materiais podem ser regenerados e reutilizados, com possibilidade de custos operacionais e impactos ambientais.

“Um dos problemas enfrentados pelas refinarias é a turbidez do diesel, causada pela presença de água no combustível.

Desde o início, a ideia não foi apenas estudar o comportamento da água no diesel, mas buscar uma forma alternativa e eficiente de removê-la. Essa proposta surgiu a partir da minha experiência acadêmica na Faculdade de Engenharia Química, onde trabalhei com 66 nº406 Petro & Química

o desenvolvimento de materiais poliméricos altamente hidrofílicos. A partir dessa convergência de ideias, estruturamos o projeto de pesquisa de pós-graduação, com apoio da FAPESP”, explicou a pesquisadora.

O resultado se destacou por ser capaz de atuar sobre os dois principais tipos de água encontrados em combustíveis: solúvel e emulsionada. A água solúvel é aquela que se dissolve completamente no combustível, integrando-se ao fluido de maneira uniforme – semelhante ao que acontece quando o sal se dissolve na água. Já a água emulsionada não se dissolve, mas permanece dispersa no interior do combustível na forma de gotículas microscópicas, como em uma mistura de azeite e água agitada. Em ambos os casos, a presença da água traz efeitos indesejados, como a corrosão dos recipientes.

especial Posteriormente, o grupo de pesquisa aumentou com a chegada do professor Leonardo Fregolente, que iniciou sua carreira na FEQ em 2017, após ter trabalhado mais de uma década na Petrobras. Com novos esforços, o avanço nos estudos originou um certificado de adição – título de propriedade industrial que funciona como um acréscimo a uma patente principal, que protege aperfeiçoamentos ou desenvolvimentos na invenção original. O documento passou a contemplar, então, uma melhoria da tecnologia inicial, entregando um material absorvente baseado em hidrogéis poliacrílicos com composição otimizada. Essa estrutura aumenta a eficiência na remoção de água do combustível, comparada com a primeira, com o adicional da resistência mecânica.

“Quando as pesquisas começaram, em 2010, havia uma expectativa de aumento do teor de biodiesel no diesel consumido no Brasil. Essa mudança traz benefícios ambientais importantes, já que o biodiesel é um biocombustível renovável e contribui para a redução das emissões. Por outro lado, a incorporação faz com que o diesel se torne mais hidrofílico, ou seja, com maior afinidade com a água. Diante desse cenário, nosso grupo percebeu a necessidade de desenvolver soluções práticas e de fácil aplicação para remover a água do combustível. Naquele período, realizamos estudos, inclusive de base termodinâmica, para entender como diferentes concentrações de biodiesel influenciam a incorporação de água no diesel, o que ajudou a fundamentar o desenvolvimento da tecnologia”, explicou o docente.

A tecnologia final foi desenvolvida ao longo

de uma década de pesquisa e contou com uma infraestrutura que combina laboratórios de biofabricação com recursos de impressão 3D e manufatura aditiva. Inicialmente, os estudos ocorreram em escala de bancada, com ensaios experimentais realizados de forma descontínua, permitindo compreender o comportamento dos materiais e validar conceitos.

Com o tempo, essa base experimental evoluiu para processos contínuos, apoiados por laboratórios modernizados, como o Laboratório de Valoração de Petróleos (VALPET), da Unicamp, e por uma planta em escala piloto, capaz de operar de maneira mais próxima às condições reais de aplicação.

Esse avanço estrutural possibilitou o design e a análise detalhada de materiais, como hidrogéis mais hidrofílicos, além da fabricação precisa de componentes por impressão 3D, aprimorando uma plataforma robusta para o desenvolvimento da tecnologia.

“O que fizemos foi aprimorar o design do material por meio da engenharia de materiais, para que o hidrogel desempenhasse melhor a função para a qual foi desenvolvido, remover mais água do combustível e apresentar propriedades mais adequadas para a aplicação industrial. Esse avanço envolveu a modificação da composição do polímero, com a incorporação de novos monômeros, que são os componentes que formam a macromolécula do material. Dependendo desses monômeros, o hidrogel pode apresentar diferentes características, como maior capacidade de absorção de água ou melhor resistência mecânica, o que permite ajustar o material conforme a necessidade da aplicação”, comenta Maria Regina Wolf Maciel.

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Aplicação da tecnologia pela indústria O grupo de pesquisa, que se tornou referência em estudos de hidrogéis e sua aplicação em combustíveis, chamou a atenção da Matryx, uma empresa brasileira que trabalha com o tratamento de efluentes em diversos âmbitos: açúcar e álcool, papel e celulose, curtumes, frigoríficos, laticínios, indústria química, indústria têxtil,

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saneamento e mineração. Eles souberam do trabalho desenvolvido na FEQ por meio de uma reportagem publicada na 341ª edição da Revista Pesquisa FAPESP, de 2024, que apresentou ao público os resultados do grupo.

A matéria abordou os aparatos de hidrogel e sua capacidade de absorver quantidades expressivas de água do diesel e do biodiesel.

Essa proximidade entre a indústria e a Universidade é muito relevante.

A Matryx está localizada em Paulínia, de forma estratégica, próxima à Unicamp, o que facilita a interação. Além disso, essa relação contribui para a mitigação de riscos. O processo de levar uma tecnologia ao mercado, por meio do licenciamento, é complexo e envolve a superação de diversas barreiras, e a proximidade com a universidade ajuda a reduzir essas incertezas.

Rodrigo Massena, sócio-diretor do empreendimento.

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especial A empresa está há mais de duas décadas no mercado e viu na tecnologia da Unicamp uma possibilidade de ampliar a atuação, sem sair do campo do tratamento de líquidos. O caminho que permitiu a chegada do método à fábrica foi viabilizado pela Agência de Inovação Inova Unicamp, que desempenhou um papel central em frentes complementares.

Na primeira, desenvolveu a estratégia

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de proteção da propriedade intelectual do resultado da pesquisa e da divulgação do ativo tecnológico no Portfólio de Tecnologias da Unicamp e por meio de conteúdos em reportagem e para redes sociais. Na segunda, atuou na transferência de tecnologia, viabilizando os trâmites para que o conhecimento produzido dentro da Universidade pudesse ser licenciado e, assim, chegar ao ambiente industrial.

A expectativa é que consigamos, em alguns nichos de mercado, utilizar essa tecnologia na construção de dispositivos que vão remover essa água emulsionada, que é extremamente estável.

Rafaela Carvalhal, coordenadora de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) da Matryx.

No Brasil, o diesel comercializado pode apresentar proporção elevada de biodiesel em comparação a outros países. A presença desse tipo de água pode comprometer o desempenho do produto e, quando os níveis ultrapassam os limites estabelecidos pela ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, há maior risco de corrosão em motores a diesel, associada, entre outros fatores, à proliferação de microrganismos que se desenvolvem na interface entre a água e o combustível.

“Com a tecnologia, pretendemos reduzir a água emulsionada para níveis aceitáveis e, assim, manter esse diesel preservado por mais tempo. Nossa expectativa é que, dentro desse nicho específico, consigamos desenvolver esse dispositivo que será uma

solução inexistente hoje. Pelo que temos visto no mercado, as soluções atuais conseguem retirar a água livre, grandes tanques de diesel são inclinados e retiram um pouco dessa água, mas não essa água extremamente emulsionada, que não sai por decantação ou separação de fases”, comenta Carvalhal.

Na prática, a solução tem potencial de aplicação em setores como mineração e distribuição de diesel. No momento, a tecnologia está em fase de validação da proposta técnica e passa por testes e ajustes para atender às exigências do mercado. A etapa seguinte prevê o desenvolvimento de um sistema em escala piloto, voltado à avaliação do desempenho da solução em condições próximas às industriais.

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Prêmio Inventores 2026 Em sua 19ª edição, o Prêmio Inventores da Unicamp, organizado pela Inova Unicamp, reconhece e valoriza os inventores que se destacaram na transferência de tecnologias da Universidade e na criação de empresas spin-offs acadêmicas.

Maria Regina Wolf Maciel, Patrícia Bogalhos Lucente Fregolente, Leonardo Vasconcelos Fregolente e Henrique Luiz Gonçalves foram premiados na categoria Propriedade Intelectual Licenciada em 2026.

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@Abiquim

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Abiquim avalia positivamente Brasil Soberano III e aguarda regulamentação para acesso às linhas de crédito A Abiquim - Associação Brasileira da Indústria Química avalia de forma positiva a Medida Provisória que institui o Brasil Soberano III, anunciada pelo governo federal para ampliar o apoio às empresas afetadas pelas tarifas impostas pelos Estados Unidos às exportações brasileiras.

Para a entidade, a ampliação, pela terceira vez, dos recursos destinados à mitigação dos impactos do tarifaço norte-americano representa um avanço importante, assim como a inclusão da indústria química entre os setores contemplados pelo programa.

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A medida provisória foi editada em resposta ao agravamento das tarifas impostas pelos Estados Unidos às exportações brasileiras, incluindo a nova sobretaxa de 25% decorrente da Seção 301, em vigor desde 22 de julho, que se soma às tarifas já aplicadas pela Seção 232.

A Abiquim ressalta que a sobretaxa adicional de 12,5% anunciada pelos Estados Unidos, baseada em alegações relacionadas à importação, pelo Brasil, de produtos oriundos de países com vínculos a trabalho forçado, trata de um tema sobre o qual a entidade já havia se manifestado junto ao Escritório do Representante de Comércio dos Estados Unidos (USTR), durante a consulta pública da Seção 301. Na ocasião, a Associação apresentou informações sobre os mecanismos de conformidade adotados pelo setor químico brasileiro e reafirmou o compromisso da indústria com elevados padrões de governança, responsabilidade social e respeito aos direitos humanos, defendendo que eventuais medidas comerciais sejam fundamentadas em

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critérios técnicos e objetivos.

Embora o Brasil esteja entre os países atingidos pela medida, a Abiquim reforça que não há fundamentos econômicos que justifiquem a aplicação das tarifas ao setor químico brasileiro. Em 2025, os Estados Unidos exportaram cerca de US$ 11,5 bilhões em produtos químicos para o Brasil e importaram pouco mais de US$ 2 bilhões, mantendo um superávit comercial superior a US$ 9 bilhões.

Essa avaliação não é exclusiva da indústria brasileira. Em carta enviada ao Escritório do Representante de Comércio dos Estados Unidos (USTR), o American Chemistry Council (ACC), principal entidade representativa da indústria química dos Estados Unidos, também manifestou preocupação com a medida, afirmando que tarifas amplas sobre produtos brasileiros podem aumentar custos para diversos setores da economia americana, enfraquecer cadeias produtivas e dificultar os próprios esforços de reindustrialização dos Estados Unidos.

especial

“

Não há lógica econômica para a imposição dessas tarifas. Se há algum desequilíbrio nessa relação comercial, ele é favorável aos EUA, e não ao Brasil.

André Passos Cordeiro, presidente-executivo da Abiquim.

Segundo a entidade, os efeitos do primeiro ciclo do tarifaço norte-americano já são sentidos pela indústria química brasileira.

“Nossas exportações para os EUA caíram de cerca de US$ 2,2 bilhões para US$ 1,8 bilhão.”

O Brasil Soberano III disponibiliza R$ 18,5 bilhões em crédito - sendo R$ 13,5 bilhões provenientes de recursos não utilizados do Brasil Soberano I e da renegociação da dívida rural, além de R$ 5 bilhões do BNDES - complementando os R$ 16 bilhões do Brasil Soberano I (2025) e os R$ 21 bilhões do Brasil Soberano II (2026).

Como a indústria química está entre os setores diretamente atingidos pelas tarifas da Seção 301, a expectativa da Abiquim é que o segmento seja enquadrado no grupo destinado às atividades diretamente afetadas pela medida, permitindo o acesso às linhas de crédito previstas no programa.

Neste momento, a entidade aguarda o detalhamento operacional da Medida Provisória para compreender os procedimentos de acesso às linhas de crédito previstas no programa, especialmente aquelas voltadas às empresas atingidas pelo recente tarifaço norte-americano.

“A iniciativa do governo representa um importante instrumento de mitigação dos impactos das tarifas. Agora, é fundamental

que a regulamentação esclareça rapidamente os procedimentos de acesso às linhas de crédito, permitindo que os recursos cheguem às empresas com agilidade.”, afirma André Passos Cordeiro.

A entidade ressalta ainda a importância de uma rápida tramitação da Medida Provisória no Congresso Nacional e da regulamentação célere pelos agentes financeiros, evitando defasagem entre o anúncio das medidas e sua efetiva utilização pelas empresas.

Ao mesmo tempo, a Abiquim considera fundamental a continuidade das negociações entre Brasil e Estados Unidos. “É um momento difícil, dentro de um contexto geopolítico bastante conturbado e complexo.

O governo tem levado para nós que é preciso manter a paciência, a prudência, a cautela e a capacidade de negociação, buscando mitigar os efeitos no curto prazo e mantendo abertas as negociações para ampliar as exclusões das tarifas.”

Enquanto acompanha a implementação do Brasil Soberano III, a Abiquim seguirá colaborando tecnicamente com o governo federal na construção de soluções que preservem a competitividade da indústria química brasileira e ampliem a capacidade das empresas de enfrentar os impactos do atual cenário internacional.

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a corrosão volta ao topo e o mercado não sabe quanto vale 74 nº406 Petro & Química

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Em março de 2026, a Association for Materials Protection and Performance (AMPP) publicou o primeiro relatório setorial de sua série de energia.

O documento tem 40 páginas, vinte autores e uma constatação incômoda: depois de décadas de programas de integridade, normas maduras e tecnologia de inspeção cada vez mais sofisticada, a corrosão respondeu por 25,1% de todos os incidentes reportados em dutos norte-americanos em 2024; isso, contra uma média histórica próxima de 18%. Não é um retrocesso técnico. É o sintoma de um sistema que envelhece mais rápido do que se renova, e que agora precisa transportar moléculas para as quais não foi projetado.

Aqui, buscamos percorrer o conteúdo do relatório em seis blocos e acrescentar uma camada que o próprio documento trata apenas de passagem: o tamanho do mercado de gestão de integridade de dutos, com a advertência de cuidado que qualquer uso desses números exige.

25,1% dos incidentes reportados em dutos norte-americanos em 2024 tiveram a corrosão como causa.

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o documento e quem o assina

relatório técnico-institucional primeiro Industry Report da AMPP para energia; baseado em dados públicos e contribuições técnicas de grandes organizações. estudo de mercado;

O relatório AMPP-IR2026-1, lançado em 9 de março de 2026, é o primeiro Industry Report da AMPP dedicado ao setor de energia. A publicação é feita em parceria com a Sherwin-Williams e reúne contribuições de American Petroleum Institute, ExxonMobil, ROSEN USA, ABS Group, Mears Integrity Solutions, CMS Energy e Torridon Group. A base empírica são as estatísticas públicas da Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, complementadas por dados da U.S. Energy Information Administration, da Agência Internacional de Energia e do National Petroleum Council.

Vale registrar o que o documento é e o que ele não é. Não se trata de um estudo de mercado nem de uma análise independente: é um relatório técnico-institucional, produzido por uma associação de profissionais de corrosão, com patrocínio de uma fabricante de revestimentos e capítulos assinados por partes com interesse direto nas conclusões. O capítulo sobre revestimentos é da Sherwin-Williams. O capítulo sobre licenciamento e alocação de capital é assinado por um ex-secretário de Energia dos Estados Unidos e dois ex-advogados-gerais do Departamento de Energia, hoje no Torridon Group. O conteúdo técnico é sólido e verificável; o enquadramento não é neutro. Tudo isso não desqualifica o documento, apenas evita reproduzir posições de parte como se fossem diagnóstico consensual.

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o diagnóstico estabilidade não é sucesso Entre 2010 e 2024, o número de incidentes reportados em dutos federalmente regulados EUA manteve-se em uma faixa estreita, entre 600 e 700 por ano. A malha tem mais de três milhões de milhas e transporta gás natural, petróleo, derivados e outros líquidos perigosos. A leitura da AMPP para esse platô é que ele não representa equilíbrio, e sim duas forças em sentidos opostos que se anulam na estatística: de um lado, fiscalização mais rígida, programas de gerenciamento de integridade e melhores práticas de inspeção

impedindo que eventos escalem; de outro, envelhecimento de ativos, mudança nas condições de serviço e expansão da demanda empurrando na direção contrária.

Os dados de 2024 indicam queda modesta no total de incidentes. O próprio relatório pede cautela na leitura, porque o reporte à PHMSA é retroativo e os totais finais tendem a subir conforme novos registros são submetidos e verificados. Qualquer manchete de melhora construída sobre esse número nasce frágil.

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a corrosão sobe na tabela

A PHMSA classifica incidentes em algumas categorias de causa primária: escavação e dano de terceiros, falha de material ou solda, falha de equipamento, erro operacional, forças naturais e corrosão, interna e externa.

Historicamente a corrosão respondeu por cerca de 18% do total. Em 2024 chegou a 25,1%, tornando-se a segunda maior causa isolada, atrás apenas de falha de equipamento.

A composição interessa mais que o agregado. A corrosão interna foi responsável por 19,6% dos incidentes; a externa, por

5,5%. O relatório levanta três hipóteses para a mudança de patamar: envelhecimento da infraestrutura, melhora na detecção e no reporte decorrente de programas de inspeção mais intensos, e alterações na composição dos fluidos transportados que aceleram a corrosão interna. As três podem ser verdadeiras ao mesmo tempo, e a segunda delas, melhor detecção, significa que parte do aumento é estatística, não física.

O documento não separa esses efeitos, e essa é uma limitação relevante.

Frequência versus severidade Eventos de corrosão ocorrem com menos frequência que danos de escavação, mas concentram as consequências graves: volumes liberados maiores, prazos de reparo estendidos e impacto ambiental ampliado, sobretudo em dutos de líquidos perigosos.

O relatório cita um vazamento superior a 500 barris em oleoduto de transmissão, atribuído a uso insuficiente de inibidor somado à ausência de inspeção interna. É essa assimetria - poucos eventos, alto custo por evento - que sustenta economicamente todo o investimento em revestimento e proteção catódica.

O risco também não é uniforme na malha.

Dutos de transmissão de gás enfrentam a combinação de corrosão interna e externa, com vida útil longa e revestimentos envelhecendo junto com os sistemas de proteção catódica. Redes de distribuição são atingidas sobretudo por dano de terceiros, embora tubulações antigas de

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aço e ferro fundido sigam acumulando corrosão externa - uma revisão da base de incidentes da PHMSA identificou 24 eventos significativos por essa causa desde 2005, com feridos e mortes. Em líquidos perigosos, a corrosão está entre as principais causas de 2024, e os volumes liberados são maiores.

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o que o código de causa esconde O capítulo assinado por Dawna Fretwell, do ABS Group, postula que os dados da PHMSA funcionam melhor como sistema de alerta precocedoquecomoboletimdeconformidade, e que grandes incidentes raramente nascem de uma falha isolada. Eles surgem quando vários fatores se alinham: um componente envelhecido, uma informação incompleta, um procedimento que não corresponde mais à

operação real, um sinal nos dados que não foi acionado e uma passagem de turno malfeita.

O código de causa final pode dizer “corrosão” ou “operação incorreta”, mas muitas decisões levaram até ali.

Os fatores sistêmicos que o capítulo enumera merecem atenção porque quase nenhum deles aparece como categoria estatística:

1

PERDA DE MEMÓRIA INSTITUCIONAL

2

REGISTRO DE ATIVOS FRAGMENTADO

3

DESCOMPASSO DIGITAL

4

RISCO CIBERNÉTICO SEM RÓTULO

5

REAPROVEITAMENTO DE LINHAS

Grande parte da segurança operacional depende de conhecimento prático, ou seja, saber quais trechos são sensíveis, como condições atípicas se comportaram no passado, onde houve alteração não documentada. Se esse saber não é capturado, a organização o perde por aposentadoria.

Dados espalhados em sistemas distintos, desenhos que não refletem modificações posteriores, alterações de campo feitas sob pressão de tempo e nunca centralizadas. A pergunta de fundo é elementar: sabemos o que temos enterrado e conhecemos sua história?

Casos em que o problema físico foi corrigido, mas o registro nunca foi atualizado, deixando modelos de risco operando fora de sincronia com a realidade. O diagnóstico proposto é simples: seguir um único trecho por todos os sistemas e verificar se as informações batem.

Não existe código de causa “cyber” na PHMSA. Um incidente que afete visibilidade de alarmes, telas de controlador ou operação remota de válvulas aparecerá como resposta tardia, falha de isolamento ou liberação inesperada.

Converter dutos existentes para hidrogênio ou dióxido de carbono parece eficiência de capital. Tecnicamente, altera mecanismos de corrosão, comportamento de crescimento de trinca e a forma como uma liberação se dispersa no ambiente.

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a virada tecnológica

INSPEÇÃO PERIÓDICA → INTEGRIDADE PREDITIVA No bloco assinado pela ROSEN USA é descrita uma transição de inspeção periódica para integridade preditiva. Inteligência artificial e aprendizado de máquina deixaram o estágio experimental: já estão embarcados em plataformas comerciais, padronizando bases de inspeção de múltiplos fornecedores, automatizando a classificação de anomalias e reconhecendo padrões de degradação que escapam ao analista humano.

O elemento estrutural dessa mudança são os chamados integrity data warehouses, ou ambientes em que dados de inspeção, construção, operação e materiais são unificados, permitindo fusão real de informação. São eles que alimentam gêmeos digitais e modelos probabilísticos capazes de simular crescimento de fragilização por hidrogênio, propagação de fratura em

AUVs residentes 80 nº406 Petro & Química

dióxido de carbono e cenários de corrosão por amônia. A consequência prática é que a inspeção deixa de ser um calendário e passa a ser uma consequência do modelo de risco.

No campo, a robótica avança em três frentes: veículos autônomos submarinos residentes, permanentemente instalados para monitoramento contínuo de linhas subsea com redução expressiva de dias de embarcação e emissões; drones com zoom óptico, imagem térmica e LiDAR cobrindo faixas de servidão de difícil acesso; e crawlers equipados com transdutores acústicos eletromagnéticos capazes de penetrar crescimento marinho e detectar trincas abaixo de 2 mm em trechos não pigáveis.

Sustentando tudo isso, a expansão de data centers a uma taxa estimada de 14% ao ano até 2030.

Drones + LiDAR

Crawlers + EMAT

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H₂ fragilização • fadiga • trincamento

NH₃ CO₂ corrosão sob tensão • soldas

impurezas • dispersão • ambiente

três moléculas

três famílias de ameaça O hidrogênio introduz mecanismos de degradação que diferem nitidamente do metano. O Departamento de Energia dos EUA aponta a necessidade de atenção à compatibilidade química, aos mecanismos de fragilização e ao desenvolvimento de revestimentos e liners, especialmente em linhas convertidas. Programas de pesquisa do Pipeline Research Council International e do European Pipeline Research Group registram que fadiga assistida por hidrogênio, trincamento e interação com dano mecânico ainda não são plenamente compreendidos, o que indica lacunas nos códigos existentes de gás natural. O Pipeline Operators Forum publicou avaliação de prontidão das

ferramentas de inspeção interna para serviço com hidrogênio, mapeando as capacidades de fuga de fluxo magnético, ultrassom, transdutores acústicos eletromagnéticos e correntes parasitas contra as ameaças específicas.

A amônia se consolida como vetor da economia do hidrogênio, tanto como combustível direto quanto como carreador de alta densidade. A ameaça central é a corrosão sob tensão em aços, crítica em soldas e zonas termicamente afetadas, com mecanismos ainda não totalmente elucidados - o que sustenta o pedido do relatório por ensaios acelerados e modelos preditivos refinados.

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Dióxido de carbono evolução, não revolução

Segundo o relatório “Meeting the Dual Challenge”, do National Petroleum Council, os EUA concentram cerca de 80% da capacidade global de captura, uso e armazenamento de carbono e aproximadamente 85% da milhagem mundial de dutos de CO₂ — algo em torno de 5.000 milhas, historicamente ligadas à recuperação avançada de petróleo. É essa base instalada que sustenta o argumento da indústria de que a expansão para CCUS é evolução, e não revolução.

A posição de API, Liquid Energy Pipeline Association e GPA Midstream é que dutos de CO₂ já estão submetidos a exigências federais extensas e que os incidentes são raros e declinantes frente a outros líquidos perigosos, razão pela qual defendem atualização direcionada, e não revisão ampla, da regulação. Reconhecem, contudo, que a ruptura de Satartia, no Mississippi, em 2020, evidenciou necessidades concretas: modelagem de dispersão específica para CO₂, melhor preparo de equipes de emergência e confirmação explícita de que as regras federais valem tanto para fase densa quanto gasosa.

Do ponto de vista de integridade, o ponto técnico mais relevante é que, com desidratação adequada, a corrosão interna em serviço de CO₂ é praticamente inexistente. O cuidado se desloca para a composição das correntes antropogênicas, em que pequenas concentrações de impurezas podem alterar corrosão e trincamento ambiental. A API RP 1192, publicada em dezembro de 2025, passou a consolidar os requisitos de desempenho para esse serviço.

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≈85%

da milhagem mundial de dutos de CO₂ está nos Estados Unidos

≈5.000 milhas de dutos de CO₂ instaladas

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revestimentos e o roteiro de qualificação O capítulo da Sherwin-Williams parte de uma constatação: revestimentos deixaram de ser apenas barreira contra corrosão externa e passaram a acumular funções, tornando-se suavizadores hidráulicos, barreiras químicas e térmicas, protetores contra erosão e mitigadores de corrosão sob isolamento. A corrosão sob isolamento, aliás, segue como principal mecanismo de dano externo, particularmente em linhas de processo dentro de plantas, onde penetrações, suportes e isolamento apertado retêm umidade.

A sequência de qualificação proposta tem cinco etapas: definir o envelope de serviço por molécula e modo, com faixas de pressão e temperatura, limites de impureza e transientes; mapear os mecanismos de dano dominantes e selecionar a família de revestimento correspondente; especificar ensaios representativos como permeação e adesão cíclica para hidrogênio, autoclave de ácido carbônico e erosão-corrosão para

CO₂, ciclos de calor e umidade para corrosão sob isolamento; assegurar a qualidade de instalação, com preparo de superfície, controle de espessura de filme e cura conforme recomendação do fabricante; e integrar os dados de revestimento ao programa de integridade, ajustando a inspeção à degradação dependente do tempo. As referências normativas citadas são AMPP/NACE SP0198, ASME B31.12, DNVRP-F104, ISO 19277 e NORSOK M-501.

Sobre revestimentos internos de fluxo, o capítulo relata estudos de caso que modelam aumentos de capacidade da ordem de 20% em gasodutos, com ganhos adicionais quando combinados a agentes redutores de arrasto.

Os benefícios de capital e operação incluem menos estações de compressão ou maior espaçamento entre elas e comissionamento mais rápido. O próprio texto recomenda que a quantificação seja específica por duto, via modelagem hidráulica e análise de custo de ciclo de vida.

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O ciclo de investimento

e o gargalo que mudou de lugar O capítulo do American Petroleum Institute descreve 2026 como um dos maiores anos de construção de gasodutos nos EUA desde 2007-2008. Cerca de uma dúzia de projetos somando aproximadamente 18 bilhões de pés cúbicos por dia de nova capacidade devem entrar em operação, concentrados no Texas e na Luisiana. Para dimensionar: esse volume incremental supera o consumo diário de gás de qualquer país do mundo, exceto Estados Unidos, Rússia, China e Irã.

Para o período de 2027 a 2030, há cerca de 50 projetos anunciados, somando mais de 5.500 milhas de tubo e 60 bilhões

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de pés cúbicos por dia de capacidade potencial.

O sinal mais claro de aperto do mercado é que múltiplos sistemas ampliaram a capacidade planejada antes mesmo do início da construção. A expansão Desert Southwest, da Energy Transfer, subiu de 42 para 48 polegadas de diâmetro após a open season de setembro de 2025, acrescentando 0,8 bilhão de pés cúbicos por dia — o equivalente à demanda média diária do estado de Maryland. Pelo menos seis dutos foram redimensionados para cima desde meados de 2025.

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A pergunta deixou de ser a demanda Para os proprietários de ativos, o risco de processo regulatório saiu da margem e ocupou o centro da análise de investimento. Capital não é mais alocado apenas com base em previsão de demanda, viabilidade de engenharia ou força contratual: a questão passou a ser se a obra pode ser concluída dentro de um prazo que preserve valor. O resultado é seletividade — expansões brownfield e ativos com faixa de servidão consolidada avançam; projetos greenfield que atravessam múltiplas jurisdições enfrentam escrutínio maior, mesmo com demanda comprovada e clientes contratados.

A consequência para quem responde por integridade é direta e frequentemente ignorada no debate público: quando capacidade nova não pode ser adicionada, os sistemas existentes operam em ciclos de serviço mais altos e por períodos mais longos. A utilização sobe, a flexibilidade cai e as janelas de manutenção encurtam.

Vazões sustentadas complicam o gerenciamento de corrosão e reduzem a opcionalidade operacional justamente nos picos de demanda. O relatório sustenta, com razão, que licenciamento deveria ser tratado não apenas como questão de política pública, mas como questão de integridade de infraestrutura.

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A infraestrutura até se constrói.

A competência, não.

A restrição que ninguém precifica A análise da própria AMPP sobre a demografia da força de trabalho em corrosão indica que cerca de 50% dos profissionais têm 51 anos ou mais. O que antevê uma onda de aposentadoria com risco associado de perda de conhecimento institucional; exatamente o fator sistêmico apontado pelo ABS Group como origem silenciosa de incidentes posteriormente classificados como corrosão ou operação incorreta.

As respostas organizacionais descritas incluem universidades corporativas internas e sistemas de mentoria de longo prazo, em que recém-formados trabalham de 10 a 15 anos ao lado de especialistas seniores, apoiados por pós-graduação, certificação e currículos de desenvolvimento técnico.

Simultaneamente, o perfil exigido mudou: robótica, drones e fluxos de trabalho habilitados por inteligência artificial demandam profissionais capazes de interpretar dados, validar modelos e integrar sensores, não apenas de conduzir inspeção visual e análise metalúrgica.

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Quanto vale o mercado de integridade de dutos O relatório da AMPP menciona o tamanho do mercado uma única vez, em uma frase: a expectativa de que o mercado de gerenciamento de integridade de dutos alcance quase 3 bilhões de dólares até 2030, impulsionado por pressão

regulatória, envelhecimento de infraestrutura e integração de tecnologias digitais. O número está correto, mas é apenas uma das duas famílias de estimativa que circulam no mercado, e usá-lo sem qualificação pode gerar erros.

O número citado pela AMPP alinha-se à família de escopo restrito. Registre-se ainda que todas essas estimativas são produzidas por consultorias privadas, com metodologias não auditadas e não abertas publicamente. Devem ser atribuídas nominalmente à casa que as publicou, nunca apresentadas como dado de mercado consolidado.

Alerta metodológico Existem duas famílias de estimativa que diferem em quase cinco vezes. Não é divergência de projeção: é diferença de escopo. Uma delas contabiliza apenas serviços especializados — inspeção, limpeza, reparo e recondicionamento. A outra inclui hardware, software, serviços e o pacote completo de operação e manutenção de integridade. Os valores não são comparáveis entre si, e não devem ser usados sem dizer qual escopo se está usando.

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recortes regionais

China EUA e América do Norte A América do Norte domina o mercado em todas as fontes consultadas, com participação estimada entre 39% e 42% em 2025 - 39,25% pela Fortune Business Insights, 38,85% pela Mordor Intelligence e 42,17% pela SNS Insider.

Aplicando aproximadamente 40% às bases globais, chega-se a algo entre 0,9 e 1,0 bilhão de dólares no escopo restrito, ou entre 4,2 e 4,5 bilhões no escopo amplo. O motor estrutural é conhecido: mais da metade dos 2,5 milhões de milhas instalados nas décadas de 1950 e 1960 já excedeu a vida de projeto, sob supervisão da PHMSA.

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Europa Segundo maior bloco, mas nenhuma das fontes públicas abre o valor absoluto sem aquisição do relatório completo. O posicionamento qualitativo é consistente entre as casas: os vetores de gasto são a regulação europeia do metano, a preparação da malha para hidrogênio e o repurposing da infraestrutura de gás sob política de transição energética.

A Coherent Market Insights projeta a Europa como a região de crescimento mais rápido; as demais consultorias apontam a Ásia-Pacífico nessa posição.

Maior mercado individual da Ásia-Pacífico, região com o maior CAGR entre todas (de 6,74% pela SNS Insider a 7,56% pela Mordor Intelligence). Os indicadores de base mostram malha nacional de óleo e gás de aproximadamente 155.300 km ao fim de 2024, com projeção acima de 170.000 km até 2029, e receita do setor de transporte dutoviário chegando a 21,6 bilhões de dólares em 2029, segundo a IBISWorld. A meta do 14º Plano Quinquenal fixa 120.000 km de rede de transmissão de gás. A PipeChina, que concentra cerca de 71,5% do mercado, mantinha em maio de 2026 quase 40 dutos em construção, somando mais de 9.000 km.

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Brasil o número que não existe Não há estimativa pública isolada do mercado brasileiro de integridade de dutos. As consultorias internacionais agrupam o país em “América Latina” ou “América do Sul” sem abrir valores por país, e nenhuma entidade nacional publicou dimensionamento equivalente. Essa ausência é, em si, um dado — e talvez a pauta mais evidente que este seminário pode gerar.

O que existe são âncoras indiretas. A malha dutoviária nacional soma cerca de 20 mil km, dos quais aproximadamente 11.793 km de gás natural, 196 km de oleodutos de petróleo e 2.142 km de polidutos de transferência, segundo levantamento do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás com base em dados da ANP de 2025. A Petrobras aprovou Plano de Negócios 2026-2030 de 109 bilhões de dólares, dos quais mais de 78 bilhões destinados a exploração e produção. E a Transpetro tem apontado publicamente a ausência de investimento estrutural relevante na malha dutoviária nacional há pelo menos três décadas, defendendo linha de financiamento específica e revisão regulatória que permita compensação adequada para esse tipo de ativo.

Por que não extrapolar por quilometragem Dividir os 20 mil km brasileiros pelos cerca de 5 milhões de km da base global e aplicar a proporção ao mercado mundial produziria um número enganoso. A malha nacional é desproporcionalmente offshore e de Pré-sal, ambiente em que o custo de integridade por km é várias vezes o de um duto onshore - inspeção por veículos submarinos, mobilização de embarcação, janelas operacionais restritas por condição de mar.

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uma leitura

brasileira entrevista com Dra.Zehbour Panossian

“

“Lembro que, quando comecei a estudar o assunto fosfatização no começo da década de 2000 — uma das tecnologias de tratamento de superfície para pintura —, tive que fazer empréstimo entre bibliotecas internacionais, especialmente de uma biblioteca da Inglaterra, para ter acesso a livros sobre o assunto. Visitando bibliotecas da USP, não consegui encontrar bibliografia suficiente que o tratasse de maneira abrangente. Hoje, teria levado minutos para, inclusive, localizar os referidos livros, usando apenas um celular.”

Dra. Zehbour Panossian Pesquisadora do IPT - Instituto de Pesquisas Tecnológicas, é uma das principais referências brasileiras em corrosão e proteção de materiais.

Nesta conversa, concedida para este trabalho, ela reconhece o alcance da transformação digital descrita pelo relatório da AMPP, mas estabelece um limite que o documento norteamericano não estabelece, e que vale confrontar.

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a senhora enxerga a evolução da engenharia de corrosão 1 Como diante da digitalização da indústria? é uma realidade indiscutível e representa uma evolução incontestável “emA digitalização todas as áreas do desenvolvimento industrial, o que também se aplica à área de

corrosão. Por exemplo, ela facilita a comunicação rápida entre pesquisadores e permite que, em questão de minutos, se obtenham informações que, no passado, levariam dias ou até meses.

inteligência artificial poderá, de fato, transformar a previsão da corrosão 2 Ae da vida útil remanescente dos equipamentos, ou continuará sendo uma ferramenta complementar aos modelos físico-químicos tradicionais?

meu ponto de vista, a inteligência artificial poderá, sim, dar subsídios para “a Doprevisão da vida útil remanescente de equipamentos, mas não, por si só, dar

uma previsão correta. Os dados levantados pela inteligência artificial - seja sob o ponto de vista científico ou industrial, seja simplesmente em experiências práticas devem ser analisados por pessoas com conhecimento profundo na área e devem ser comprovados por literatura científica. A inteligência artificial busca em qualquer fonte, seja entrevista, trabalho escolar, dados publicados em revistas sem corpo editorial com revisores, entre outros, e pode fornecer informações não sustentadas por dados reais comprovados.

OBS: A ressalva da Dra. Zehbour alcança dois problemas distintos. O relatório da

AMPP trata sobretudo de modelos de aprendizado de máquina treinados sobre bases proprietárias de inspeção - sinais de fuga de fluxo magnético, ultrassom, medição de deformação -, em que a fonte não é a literatura aberta, mas o próprio dado do sensor. A crítica dela se aplica a ambos os casos, por caminhos diferentes: no primeiro, o risco é a incorporação acrítica de fontes sem revisão por pares; no segundo, é a extrapolação de padrões estatísticos sem ancoragem nos mecanismos físico-químicos que os produzem. Em nenhum dos dois a validação por especialista se torna dispensável.

avanços em revestimentos inteligentes, materiais e sistemas de prote3 Quais ção lhe parecem mais promissores para a próxima década?

Eu acredito que sejam os materiais metálicos, os revestimentos e as técnicas “sustentáveis de combate à corrosão.

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projetos de CCUS, de hidrogênio e da nova economia do carbono vão im4 Os por novos desafios de corrosão à indústria brasileira?

Sem dúvida nenhuma. Tanto o CO₂ como o H₂ afetam a integridade de materiais “metálicos, sendo assuntos que fazem parte do trabalho dos profissionais dedicados

à ciência de integridade dos materiais, tratados principalmente por profissionais dedicados à corrosão na indústria de óleo e gás. Na presença de umidade, mesmo em pequenas quantidades, o CO₂ torna-se bastante agressivo aos materiais metálicos, sendo cada vez mais abordado nos principais eventos nacionais e internacionais dedicados à corrosão e à proteção.

áreas de pesquisa ainda necessitam de maior desenvolvimento para 5 Quais que a chamada Corrosão 4.0 se consolide?

Pessoalmente, acredito que o monitoramento e a garantia de integridade dos “materiais metálicos - em destaque na indústria de óleo e gás, na mineração, na construção civil e na produção de energia limpa - são as áreas que mais se beneficiam com a chamada Corrosão 4.0. Por meio da integração de tecnologias como sensores inteligentes, inteligência artificial, robótica, análise de dados e sistemas conectados, torna-se possível identificar situações de risco com maior rapidez, prevenir acidentes e reduzir a exposição humana a ambientes insalubres ou perigosos.

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A inteligência artificial deve ser entendida como uma ferramenta de apoio à decisão, e não como substituta do julgamento técnico.

- Dra.Zehbour Panossian

a senhora enxerga o futuro da engenharia de corrosão diante da 6 Como transformação digital e dos novos desafios da transição energética? da engenharia de corrosão tem se associado cada vez mais à capacidade “deA evolução integrar conhecimento técnico, transformação digital e responsabilidade socioambiental. Recursos como sensores inteligentes, sistemas de monitoramento remoto, inteligência artificial, análise de grandes volumes de dados e robótica ampliam significativamente as possibilidades de acompanhamento da integridade dos materiais e de antecipação de falhas.

Entretanto, a adoção dessas tecnologias não reduz a importância do conhecimento especializado. Ao contrário, torna ainda mais necessária a atuação de profissionais capazes de avaliar criticamente os dados, reconhecer as limitações dos modelos, compreender os mecanismos físico-químicos envolvidos e validar as previsões com base em evidências laboratoriais, na experiência de campo e na literatura científica confiável. A inteligência artificial deve, portanto, ser entendida como uma ferramenta de apoio à decisão, e não como substituta do julgamento técnico.

Ao mesmo tempo, o desenvolvimento da economia de baixo carbono introduz novos desafios. A captura, o transporte e o armazenamento de CO₂, a produção e o uso de hidrogênio, as fontes renováveis de energia e as novas condições operacionais associadas a esses processos exigirão materiais, revestimentos e métodos de proteção adequados a ambientes ainda pouco explorados ou de elevada complexidade.

Nesse contexto, a chamada Corrosão 4.0 tende a se consolidar por meio da combinação de monitoramento contínuo, modelos mecanísticos, análise de dados e manutenção baseada em risco. Seus benefícios poderão ser particularmente relevantes nos setores de óleo e gás, mineração, construção civil, infraestrutura e geração de energia, contribuindo para aumentar a confiabilidade dos equipamentos, prolongar sua vida útil e reduzir perdas econômicas e ambientais.

Mais do que promover ganhos de produtividade, essa transformação poderá contribuir diretamente para a preservação da saúde e da segurança dos trabalhadores.

A detecção precoce de condições anormais, o uso de robôs em inspeções de áreas perigosas e a redução da exposição humana a ambientes insalubres constituem avanços importantes para a prevenção de acidentes e a proteção da vida.

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matéria de capa

O que acompanhar até 2030 Regulatório norte-americano:

Técnico:

tramitação do PIPES Act, que deve renovar a autorização estatutária da PHMSA, e o destino da minuta de regra para dutos de CO₂ divulgada em janeiro de 2025 e nunca publicada no Federal Register.

fechamento das lacunas de ferramentas de inspeção interna para serviço com hidrogênio mapeadas pelo Pipeline Operators Forum, e validação de modelos preditivos de corrosão sob tensão em amônia.

Interferência por corrente alternada:

Mercado:

o crescimento de cargas elétricas e os projetos de reconductoring em corredores compartilhados com dutos de aço elevam esse risco, tema que a AMPP acompanha por meio de comunidade técnica dedicada em articulação com API e INGAA.

se as duas famílias de estimativa convergem ou seguem divergindo, e se fornecedores de software puro passam a disputar espaço com as empresas tradicionais de serviço.

Força de trabalho:

Brasil:

se os programas de transferência de conhecimento acompanham a curva de aposentadoria — nos Estados Unidos e, com ainda menos visibilidade, no Brasil.

se ANP, IBP ou a própria indústria produzem o primeiro dimensionamento nacional do mercado de integridade de dutos.

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matéria de capa

a nova era da integridade de ativos

A integridade de ativos deixou de ser uma disciplina de bastidores, confinada a inspeções periódicas e relatórios de corrosão, para se tornar um tema central nas agendas de segurança, competitividade e transição energética; é agora um ponto de convergência natural entre operadoras de petróleo e gás e desenvolvedoras de energias renováveis, que hoje enfrentam desafios de degradação, monitoramento e digitalização notavelmente parecidos.

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de atividade de manutenção a disciplina estratégica REATIVA

PREVENTIVA

A integridade de ativos foi, por muito tempo, tratada como uma atividade essencialmente voltada ao controle da corrosão, ao cumprimento de programas de inspeção e à prevenção de falhas mecânicas.

Essa visão se mostrou insuficiente. Em um cenário marcado pelo envelhecimento dos ativos, pela pressão por descarbonização e pela crescente digitalização das operações, a integridade deixou de ser apenas uma atividade de manutenção para se consolidar como uma disciplina de engenharia capaz de integrar materiais, inspeção, confiabilidade, automação, ciência de dados e inteligência artificial em um único sistema de tomada de decisão.

Essa mudança está entre as maiores transformações pelas quais a indústria de processo já passou. Em vez de identificar defeitos apenas durante campanhas periódicas de inspeção, as empresas se acostumaram a um modelo em que sensores inteligentes, gêmeos digitais, algoritmos de aprendizado de máquina e plataformas de gestão da integridade acompanham continuamente a condição dos ativos, antecipando mecanismos de degradação e permitindo intervenções antes que uma falha se torne um evento operacional ou ambiental.

Mais do que ampliar a confiabilidade, essa

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PREDITIVA

PRESCRITIVA

abordagem redefiniu a própria relação entre engenharia e operação: a manutenção deixou de reagir ao problema e passou a atuar de forma preditiva e começa, agora, a trilhar o caminho da manutenção prescritiva, que usa inteligência artificial para diagnosticar anomalias e recomendar automaticamente as ações que otimizam os ativos e evitam perdas e paradas.

Essa evolução não elimina, porém, os fundamentos da engenharia de integridade: corrosão, fadiga, fluência, erosão, fragilização por hidrogênio, trincas induzidas por tensão, degradação metalúrgica e falhas em soldas continuam sendo os principais mecanismos responsáveis pela perda de contenção em dutos, vasos de pressão e equipamentos de processo. O que mudou foi a capacidade de compreender esses fenômenos: a combinação entre ensaios não destrutivos de alta resolução, monitoramento contínuo, modelagem computacional e inteligência artificial permite identificar tendências de degradação com um nível de precisão inimaginável há uma década, alterando profundamente a forma como refinarias, plataformas offshore, terminais, petroquímicas, sistemas dutoviários e, cada vez mais, parques eólicos e solares são projetados, operados e mantidos.

@RockwellAutomation

matéria de capa

Uma convergência entre engenharia

tradicional e tecnologias digitais É justamente essa convergência que está redefinindo o conceito de Asset Integrity Management (AIM), hoje entendido como uma estratégia corporativa para preservar a segurança operacional, proteger o meio ambiente, maximizar a disponibilidade dos ativos e garantir a sustentabilidade econômica de empreendimentos cada vez mais complexos. Nesse cenário, Digital Twins, Risk-Based Inspection (RBI), Fitness for Service (FFS), Integrity Operating Windows (IOW), sensores distribuídos por fibra óptica, robôs de inspeção, plataformas de Asset Performance Management (APM) e algoritmos de inteligência artificial não substituem a engenharia; eles ampliam sua capacidade de prever, prevenir e gerenciar

falhas ao longo de todo o ciclo de vida dos ativos.

Essa mudança de paradigma ocorre em um momento particularmente desafiador.

Grande parte da infraestrutura energética mundial foi construída entre as décadas de 1970 e 1990 e se aproxima do fim de sua vida útil de projeto. Ao mesmo tempo, novos empreendimentos em águas ultra profundas, a expansão das redes de hidrogênio e de dióxido de carbono (CCUS), a digitalização das operações, o crescimento acelerado da energia eólica offshore e o aumento das exigências regulatórias impõem padrões inéditos de confiabilidade e segurança, tanto para ativos convencionais quanto para os novos ativos da transição energética.

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matéria de capa

@CERTI

Investimentos em plataformas digitais de previsão de falhas ampliam a disponibilidade operacional de ativos críticos.

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Segundo a Association for Materials Protection and Performance (AMPP), a corrosão continua sendo uma das principais causas de perda de contenção e de indisponibilidade operacional na indústria de processo. O estudo IMPACT, referência global sobre o tema, estima o custo anual da corrosão em cerca de US$ 2,5 trilhões, o equivalente a aproximadamente 3,4% do PIB mundial, com potencial de redução entre 15% e 35% mediante a adoção de práticas adequadas de gestão. Os programas modernos de integridade evoluíram para sistemas corporativos de gestão que incorporam monitoramento contínuo, inspeção baseada em risco, análise de dados e tomada de decisão apoiada por inteligência artificial o chamado Corrosion Management System (CMS), que se integra às estratégias de Asset Integrity Management e à gestão de ativos baseada na norma ISO 55000, permitindo reduzir riscos, otimizar investimentos e ampliar a disponibilidade operacional.

A integridade passou, assim, a ser um elemento estratégico de competitividade.

Uma falha em um duto, um riser, um vaso de pressão ou um cabo submarino de um parque eólico, pode interromper a produção por semanas, comprometer a segurança das pessoas, provocar impactos ambientais significativos e gerar prejuízos de centenas de milhões de dólares. Não por acaso, as principais operadoras e fornecedoras globais, tanto do setor de óleo e gás quanto do setor de renováveis, estão investindo em plataformas digitais capazes de prever falhas antes que elas ocorram, substituindo modelos reativos de manutenção por estratégias preditivas baseadas em dados.

matéria de capa A tabela abaixo resume como algumas das principais operadoras globais vêm estruturando suas estratégias de integridade, combinando engenharia tradicional e tecnologias digitais.

Nesse cenário, tecnologias como Digital Twins, RBI, FFS, IOW, sensores distribuídos por fibra óptica, inspeção em linha (Inline Inspection), robôs autônomos, drones, algoritmos de Machine Learning e plataformas de Asset Performance Management (APM)

deixaram de ser iniciativas experimentais para se tornar componentes centrais das estratégias de integridade das maiores empresas do setor de energia convencional e renovável.

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matéria de capa

da inspeção periódica à integridade inteligente Durante muitos anos, a integridade de ativos baseou-se em inspeções programadas em intervalos fixos. Embora esse modelo tenha contribuído para elevar os níveis de segurança, ele apresenta limitações importantes: equipamentos submetidos a condições severas podem sofrer degradação significativa entre duas inspeções, enquanto outros permanecem em excelentes condições e acabam sendo inspecionados com frequência desnecessária.

A digitalização modificou profundamente essa lógica. Sensores inteligentes passaram a fornecer informações contínuas sobre pressão, temperatura, vibração, deformação,

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espessura residual, taxa de corrosão, composição dos fluidos e desempenho estrutural.

Esses dados alimentam plataformas analíticas capazes de identificar padrões de degradação praticamente em tempo real.

Em vez de perguntar apenas quando inspecionar, a indústria passou a perguntar qual ativo apresenta maior probabilidade de falha e quais evidências sustentam essa conclusão. Essa mudança representa uma das maiores transformações da engenharia de integridade desde a consolidação das metodologias de inspeção baseada em risco.

matéria de capa

US$

25–30 bi mercado global de AIM em 2026

US$

42–60 bi projeção até meados da próxima década

US$

3,3 bi

mercado de gêmeos digitais em óleo e gás em 2025

US$

154 mi

economias da Petrobras com gêmeos digitais em 11 refinarias

o avanço do

mercado de AIM A evolução tecnológica também impulsiona um mercado global em expansão consistente. Diferentes consultorias de mercado - Precedence Research, Fortune Business Insights, MarketsandMarkets, Mordor Intelligence e Business Research Insights, entre outras - convergem para uma leitura semelhante: o mercado global de Asset Integrity Management (AIM) está avaliado na casa de US$ 25 a 30 bilhões em 2026, com projeções que variam de US$

42 bilhões a US$ 60 bilhões até meados da próxima década, a depender da metodologia e do escopo considerado, com taxas de crescimento anual entre 4,5% e 8%. O segmento de óleo e gás segue como o maior consumidor de serviços de integridade, respondendo por cerca de um quarto do mercado total, enquanto os segmentos de infraestrutura, mobilidade e energias renováveis figuram entre os de crescimento mais acelerado.

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matéria de capa Como os números variam conforme a fonte e a metodologia, e boa parte desses estudos é produzida por consultorias comerciais, e não por órgãos estatísticos independentes, o dado mais robusto pode ser a direção da tendência, e não a casa decimal: crescimento estrutural, liderado por inspeção baseada em risco e ensaios não destrutivos, com o segmento offshore ultra profundo e o de renováveis ganhando peso relativo.

O mercado específico de gêmeos digitais para ativos de óleo e gás, por exemplo, é estimado em cerca de US$ 3,3 bilhões em 2025, com projeção de crescimento anual próximo de 21% até 2033 - um ritmo bem acima da média do setor, refletindo a maturidade crescente dessa tecnologia.

Casos concretos ilustram o retorno: a Petrobras relata economias da ordem de US$ 154 milhões com a aplicação de gêmeos digitais em 11 refinarias, enquanto a BP reporta ganhos equivalentes a 30 mil barris adicionais de produção em um único ano a partir de soluções similares.

No Brasil, um projeto conjunto entre Petrobras, COPPE/UFRJ e o CESAR, batizado de Gemeoss, desenvolveu gêmeos digitais para monitoramento estrutural e de corrosão por CO₂ em risers flexíveis do

Pré-sal — iniciativa premiada pela ASME (Global Pipeline Award 2025) e já aplicada a mais de 40 risers, com planos de expansão para novas gerações de dutos flexíveis.

Nesse ambiente, empresas tradicionalmente associadas à certificação, inspeção ou automação ampliaram significativamente seus portfólios. A DNV consolidou plataformas integradas para gestão da integridade e avaliação de risco; a Quest Integrity, hoje parte da Baker Hughes, expandiu soluções de engenharia para refinarias e ativos críticos; a ROSE incorporou inteligência artificial à análise de dados de inspeção em dutos, inclusive para as novas redes de CO₂; fornecedoras de tecnologia passaram a integrar monitoramento de ativos às suas plataformas digitais e transformaram gêmeos digitais em ferramentas operacionais para gerenciamento do ciclo de vida dos ativos. Mais do que fornecedoras de equipamentos, essas empresas se tornaram desenvolvedoras de ecossistemas digitais capazes de conectar sensores, modelos físicos, algoritmos de aprendizado de máquina e plataformas corporativas de gestão.

+40 RISERS gemeos já aplicados no Pré-Sal

30 mil BARRIS ganho reportado pela BP em um ano

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o desafio do hidrogênio e da transição energética A expansão da economia do hidrogênio introduz um desafio relevante para a engenharia de materiais: a fragilização por hidrogênio (Hydrogen-Induced Cracking — HIC). Em tubulações de aço carbono e aços de alta resistência, a difusão de hidrogênio pode reduzir a ductilidade e favorecer o aparecimento de trincas, sobretudo em ambientes com H₂S (serviço sour) e nas futuras redes de mistura de hidrogênio ao gás natural.

Estudos recentes financiados pelo Department of Transportation dos EUA (PHMSA), em conjunto com pesquisas europeias conduzidas pela EPRG e pela Nederlandse Gasunie, convergem para uma faixa prática de 20% a 30% de hidrogênio em volume como limite operacional para misturas em dutos de aço já existentes, sem modificações estruturais ou de compressão.

Acima desse patamar, aços largamente utilizados em transmissão (API 5L X52, X60,

X65 e X70) apresentam redução mensurável de tenacidade à fratura e de resistência ao crescimento de trincas por fadiga, mesmo sob baixas pressões parciais de hidrogênio.

Um relatório do Government Accountability Office (GAO) dos EUA, divulgado em abril de 2026, reforça que os métodos atuais de avaliação de danos - calibrados para corrosão, mossas e interferência mecânica - não foram validados para exposição ao hidrogênio, criando uma lacuna de qualificação que operadores precisam endereçar antes de reaproveitar dutos de gás natural para serviço de hidrogênio.

O desenvolvimento de novos aços API 5L, ligas resistentes, revestimentos de barreira e métodos avançados de monitoramento, incluindo modelagem por elementos finitos e ensaios de permeação sob pressão, será decisivo para garantir a confiabilidade das infraestruturas da transição energética.

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integridade em CCUS o desafio do CO₂ supercrítico >8.000 km rede global de dutos de O₂ já instalada

O transporte de CO₂ para projetos de captura, uso e armazenamento de carbono (CCUS) impõe um conjunto distinto de desafios de integridade. Ao contrário da corrosão clássica por CO₂ dissolvido em água, os dutos de CCUS operam predominantemente em fase densa ou supercrítica, onde pequenas variações na composição da corrente - traços de água, H₂S, SOx, NOx e oxigênio remanescentes do processo de captura - podem alterar significativamente o comportamento corrosivo do sistema e favorecer corrosão localizada e trincamento assistido pelo ambiente.

A rede global de dutos de CO₂ já ultrapassa 8.000 km e projeções indicam a necessidade de mais de 200.000 km até 2050 para viabilizar o transporte de cerca de 10 gigatoneladas anuais de CO₂. Esse crescimento acelerado - o número de projetos em desenvolvimento cresceu cerca de 60% em um único ano, segundo o Global CCS Institute - coloca a

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>200.000 km necessidade projetada até 2050

gestão da integridade no centro da viabilidade técnica e econômica do setor. Fornecedoras de inspeção já desenvolvem ferramentas de inspeção em linha que combinam inteligência artificial e modelagem por elementos finitos para detectar simultaneamente corrosão, erosão e deformação em dutos de CO₂, com altas taxas de sucesso mesmo em geometrias complexas.

No Reino Unido, uma nova regulamentação específica para CCUS e hidrogênio offshore entrou em vigor em abril de 2026, exigindo casos de segurança formais que demonstrem que os riscos são reduzidos a um nível tão baixo quanto razoavelmente praticável, um sinal de que a integridade de ativos de CCUS está deixando de ser tema de pesquisa para se tornar exigência regulatória corrente, com RBI, avaliação de mecanismos de dano e práticas de integridade mecânica formando uma defesa em múltiplas camadas contra os riscos do transporte de CO₂.

matéria de capa

a integridade de ativos nas energias renováveis: a nova fronteira Se a engenharia de integridade nasceu e amadureceu no setor de óleo e gás, sua lógica - monitoramento contínuo, inspeção baseada em risco, gestão de mecanismos de degradação e digitalização - está sendo transferida, quase sem

adaptação conceitual, para os ativos da transição energética. Para um público que reúne especialistas de petróleo, gás e renováveis, essa convergência é talvez o ponto mais relevante da discussão atual sobre integridade.

@Orion

Pás e estruturas: da inspeção visual à robótica autônoma A inspeção de pás de turbinas eólicas, especialmente offshore, evoluiu de forma acelerada nos últimos anos. O modelo tradicional - luneta a partir do solo, técnicos em cordas ou câmeras a partir da nacele - vem sendo substituído por drones equipados com câmeras de alta resolução, termografia infravermelha e ultrassom, e por robôs escaladores que se fixam à pá por ventosas e navegam sua superfície independentemente das condições de vento, característica especialmente valiosa em sítios offshore com janelas climáticas limitadas. Algoritmos de machine learning classificam automaticamente erosão de bordo de ataque, trincas superficiais, danos por raio e delaminação de revestimento, atribuindo pontuações de severidade que alimentam sistemas de gestão de manutenção (CMMS/EAM).

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Cabos submarinos: o novo ponto crítico da integridade offshore Se em petróleo e gás o duto e o riser concentram historicamente a atenção da engenharia de integridade, em energia eólica offshore esse papel recai, de forma marcante, sobre os cabos submarinos. Dados consolidados pela DNV a partir de análises da Lloyd Warwick - referência em perícia de sinistros do setor - indicam que falhas em cabos de exportação e de interligação (array cables) respondem por algo entre 75% e 85% de todas as perdas financeiras e sinistros de seguro da indústria eólica offshore, com tempos médios de reparo de 40 a 60 dias e perdas combinadas (reparo mais geração não realizada) que variam de milhões a dezenas de milhões de dólares por evento.

A resposta do setor tem se apoiado fortemente em técnicas emprestadas e adaptadas da integridade de dutos: sensoriamento acústico distribuído por fibra óptica (Distributed Acoustic Sensing — DAS) para detectar deformação e movimento ao longo do cabo, veículos autônomos subaquáticos (AUVs) para inspecionar profundidade de enterramento e exposição, e eletrodos de referência permanentes para monitorar a proteção catódica de armaduras e blindagens metálicas, o mesmo racional das pesquisas de intervalo fechado (close-interval surveys) usadas há décadas em dutos terrestres. Estudos de caso publicados no setor apontam retornos expressivos: em um parque eólico de 1 GW, o monitoramento contínuo pode evitar algo em torno de £20 milhões em perdas anuais, com uma relação custo-benefício estimada em até 40 para 1 no caso dos cabos de exportação.

Essa convergência é reforçada pela chegada, ao setor eólico offshore, de empresas historicamente ligadas à integridade de dutos e sistemas submarinos de óleo e gás - um movimento natural, já que os desafios de corrosão, fadiga, proteção catódica e monitoramento estrutural em ambiente marinho são, em essência, os mesmos, independentemente do fluido ou da energia que circula pelo ativo.

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CCUS e hidrogênio como território comum A inspeção de pás de turbinas eólicas, especialmente offshore, evoluiu de forma acelerada nos últimos anos. O modelo tradicional - luneta a partir do solo, técnicos em cordas ou câmeras a partir da nacele - vem sendo substituído por drones equipados com câmeras de alta resolução, termografia infravermelha e ultrassom, e por robôs escaladores que se fixam à pá por ventosas e navegam sua superfície independentemente das condições de vento, característica especialmente valiosa em sítios offshore com janelas climáticas limitadas. Algoritmos de machine learning classificam automaticamente erosão de bordo de ataque, trincas superficiais, danos por raio e delaminação de revestimento, atribuindo pontuações de severidade que alimentam sistemas de gestão de manutenção (CMMS/EAM).

o caso AQUADA-GO Um projeto dinamarquês de destaque, o AQUADA-GO, conduzido pela startup Quali Drone em parceria com a RWE, a Universidade Técnica da Dinamarca, a Statkraft e a TotalEnergies, demonstrou em 2026 a primeira inspeção autônoma de turbinas eólicas offshore operacionais com as pás em rotação, um avanço relevante para reduzir os custos, os tempos de parada e os riscos de segurança associados às inspeções tradicionais. Relatos do setor indicam também um aumento preocupante de falhas catastróficas de pás à medida que os projetos avançam para turbinas de 10 MW ou mais, reforçando a urgência de programas de inspeção baseados em dados estruturais e não apenas em evidência visual de superfície.

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Cibersegurança: a dimensão digital da integridade física A digitalização da integridade de ativos amplia a superfície de ataque dos sistemas de automação industrial (OT/ICS) que sustentam plataformas, refinarias, dutos, subestações e, cada vez mais, parques eólicos. Relatórios recentes indicam que essa exposição já se traduz em números concretos: segundo a Zscaler, os ataques de ransomware contra o setor de óleo e gás cresceram cerca de 935% entre abril de 2024 e abril de 2025; e o relatório anual da Dragos sobre segurança de OT registrou, em 2025, aproximadamente 3.300 organizações industriais impactadas por 119 grupos de ransomware ativos — um aumento de 49% em relação ao ano anterior, com grupos especializados avançando de reconhecimento para o mapeamento de malhas de controle e processos físicos.

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Para a integridade de ativos, isso significa que a confiabilidade de um sensor, de um sistema instrumentado de segurança (SIS) ou de uma plataforma de Digital Twin não pode mais ser avaliada apenas do ponto de vista metalúrgico ou estatístico: a integridade dos dados que alimentam esses sistemas e a proteção contra adulteração, indisponibilidade ou espionagem industrial, se tornou parte inseparável da integridade do ativo físico. Padrões como a IEC 62443 e estratégias de defesa em profundidade, segmentação entre redes de TI e OT, inventário automatizado de ativos digitais e monitoramento comportamental de tráfego passaram a ser tão relevantes quanto o RBI ou o FFS para garantir que o dado certo chegue à decisão certa no momento certo.

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Rumo à manutenção prescritiva

e à IA agêntica A manutenção preditiva, que promete antecipar quando um ativo vai falhar, já está consolidada em boa parte da indústria de processo. O movimento observado em 2026 é a evolução para a manutenção prescritiva (RxM), que combina sensores IoT, big data, inteligência artificial e aprendizado de máquina não apenas para prever falhas, mas para recomendar automaticamente as ações específicas necessárias para evitálas, abrindo ordens de serviço, verificando estoque de peças e priorizando intervenções sem depender exclusivamente do julgamento humano em tempo real.

A tendência que se consolida no mercado brasileiro em 2026 é a chamada IA agêntica: a transição de copilotos digitais que sugerem ações a um operador humano para agentes autônomos que fecham todo o ciclo de decisão, do diagnóstico à programação do reparo. Paralelamente, ganha espaço a chamada manutenção

sustentável (green maintenance), em que a inteligência artificial é orientada por metas ESG, evitando vazamentos, reduzindo desperdício de peças e corrigindo ineficiências energéticas - uma agenda que dialoga diretamente com os compromissos de descarbonização tanto de operadoras de óleo e gás quanto de desenvolvedoras de renováveis.

Essa evolução tecnológica também responde a um desafio estrutural do setor: a perda de conhecimento tácito com a aposentadoria de gerações de engenheiros e técnicos seniores. Plataformas de IA que capturam modos de falha historicamente vividos pelas equipes, organizam acervos digitais de lições aprendidas e treinam novos profissionais a partir desse acervo têm se mostrado uma via concreta para preservar know-how crítico de integridade, reduzindo a dependência de um número cada vez menor de especialistas.

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matéria de capa

Principais desafios 7

temas-chave

envelhecimento da infraestrutura

H₂/CO₂ supercrítico

cibersegurança OT/ICS

interoperabilidade de dados

Ainda e por muito tempo, é preciso atenção ao envelhecimento da infraestrutura - grande parte dos ativos de petróleo, gás e das primeiras gerações de energia eólica onshore se aproxima do fim da vida útil de projeto, exigindo avaliações de Fitness for Service e extensão de vida cada vez mais sofisticadas; à lacuna de qualificação para novos serviços - os métodos tradicionais de avaliação de dano, calibrados para corrosão e defeitos mecânicos, ainda não foram plenamente validados para hidrogênio e CO₂ supercrítico, criando incerteza normativa em um momento de forte pressão por expansão dessas redes; à cibersegurança - o crescimento acelerado de ataques a sistemas OT/ICS torna a proteção de dados e sistemas digitais um pré-requisito, e não um complemento, da integridade física dos ativos; à integração e interoperabilidade de dados - sensores, gêmeos digitais, plataformas de APM e sistemas legados de diferentes fornecedores frequentemente não 110 nº406 Petro & Química

escassez de mão de obra

novos pontos críticos em renováveis

custo da corrosão

conversam entre si, dificultando a criação de uma fonte única de verdade sobre a condição dos ativos; à escassez de mão de obra especializada - a aposentadoria de profissionais seniores e a dificuldade de atrair novos talentos para engenharia de integridade pressionam empresas a investir em captura e transferência de conhecimento tácito; aos novos pontos críticos em renováveis - cabos submarinos, pás de grandes dimensões e fundações offshore ainda carecem de bases de dados históricas tão robustas quanto as disponíveis para dutos e vasos de pressão de óleo e gás, o que dificulta a calibração de modelos preditivos. E ao custo da corrosão que, mesmo com décadas de avanço tecnológico, segue consumindo recursos da ordem de trilhões de dólares por ano em escala global, evidenciando que ainda há espaço significativo para ganhos de eficiência com a adoção mais ampla de práticas de gestão.

matéria de capa

Perspectivas

convergência técnica

IA: previsão, prescrição e autonomia

novas normas para H₂, CO₂ e offshore

Para os próximos anos, alguns movimentos parecem particularmente prováveis. Primeiro, a convergência técnica entre petróleo, gás e renováveis deve se aprofundar: metodologias de RBI, FFS, IOW e CMS, desenvolvidas ao longo de décadas para dutos e vasos de pressão, continuarão migrando para cabos submarinos, fundações eólicas e dutos de hidrogênio e CO₂, acelerando a maturidade desses novos domínios. Segundo, a inteligência artificial deve avançar da previsão para a prescrição e, na sequência, para a autonomia, com agentes de IA assumindo parte crescente do ciclo de diagnóstico, planejamento e execução de manutenção, sob supervisão humana.

Terceiro, é esperado que normas e regulamentações evoluam para cobrir explicitamente os novos serviços da transição energética: qualificação de materiais para hidrogênio, avaliação de dano para CO₂ supercrítico e requisitos específicos de integridade para cabos submarinos e fundações offshore devem ganhar tratamento normativo mais maduro, à medida que reguladores - como já ocorreu no Reino

cibersegurança integrada à engenharia

captura de conhecimento tácito

Unido para CCUS - passam a exigir casos de segurança formais para essas novas classes de ativos. Quarto, a cibersegurança deixará de ser tratada como um departamento de TI apartado da engenharia de integridade, tornando-se um requisito de projeto tão central quanto a resistência à corrosão ou à fadiga.

Por fim, a competição por talento e conhecimento técnico deve impulsionar o investimento em plataformas de IA voltadas à captura de conhecimento tácito, transformando décadas de experiência de campo em ativos digitais reutilizáveis, uma resposta estrutural à aposentadoria de gerações inteiras de especialistas em integridade. Para operadoras de petróleo, gás e energias renováveis, o desafio comum dos próximos anos não é mais provar que a digitalização funciona, mas escalar essas soluções com governança de dados, segurança cibernética e disciplina de engenharia à altura do que está em jogo: a segurança das pessoas, a proteção do meio ambiente e a confiabilidade do sistema energético.

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opinião do editor

Descomissionamento offshore: Universidade Petrobras consolida uma década de aprendizado em uma única edição

112 nº406 Petro & Química

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RH/UP

n. 3 especial, maio 2026

Descomissionamento de Instalações Offshore de E&P

ISSN: 2359-134X

Há um ponto de inflexão silencioso na indústria brasileira de óleo e gás, e ele não está nas descobertas do Pré-sal, mas no seu inverso: no que fazer quando um ativo offshore chega ao fim. A edição especial da Revista Técnica da Universidade Petrobras, publicada em maio deste ano, reúne nove artigos técnicos que documentam, com rara densidade de dados operacionais, o momento em que a Petrobras deixou de tratar o descomissionamento como exceção contábil e passou a geri-lo como linha de negócio própria - com metodologia, portfólio, indicadores e, sobretudo, escala.

Revista Técnica da Universidade Petrobras

Revista Técnica da Universidade Petrobras, n. 3 especial, maio de 2026.

opinião do editor

Os números de abertura já justificam a atenção do setor. Até outubro de 2025, a Petrobras havia elaborado mais de 50 Programas de Descomissionamento de Instalações (PDIs), com outros 25 a caminho dos órgãos reguladores nos próximos anos.

Segundo a S&P Global, o Brasil ocupa a segunda posição no ranking mundial de mercados de descomissionamento, atrás apenas de regiões com décadas de dianteira

operacional como o Mar do Norte e o Golfo do México. A carteira de projetos da companhia cresceu mais de dez vezes em sete anos - um salto de escala que, como os próprios autores reconhecem, expôs a indústria brasileira a desafios técnicos, regulatórios e ambientais para os quais não havia, até recentemente, um corpo consolidado de boas práticas nacionais.

O arcabouço regulatório como personagem central Nenhum dos nove artigos escapa de uma mesma âncora normativa: a Resolução ANP nº 817/2020, que revogou o regime fragmentado das Resoluções 27/2006, 28/2006 e 25/2014 e instituiu o Programa de Descomissionamento de Instalações em duas etapas - o PDI Conceitual, exigido cinco anos antes do término da produção, e o PDI Executivo, submetido em até 180 dias após a aprovação do primeiro.

A resolução também trouxe inovações estruturantes pouco discutidas fora do círculo técnico: a avaliação comparativa obrigatória entre alternativas de remoção total, parcial ou permanência in situ; a exigência de planos de monitoramento pósdescomissionamento; e a implementação de um Sistema de Gestão de Responsabilidade Social e Sustentabilidade ao longo de todo o processo.

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opinião do editor O primeiro artigo da coletânea - de autoria de Duanna Vieira Rocha da Silva, Eduardo Ribeiro Nicolosi e equipe - situa esse arcabouço no tempo: da Nota Técnica Conjunta ANP/IBAMA/Marinha de 2019 à Audiência Pública de janeiro de 2020, até a publicação da resolução em abril daquele ano. O texto não poupa críticas

construtivas: mesmo com os avanços normativos, persistem incertezas quanto à coordenação interinstitucional entre ANP, Marinha e IBAMA, e a regulação ambiental federal específica ainda está por vir. É uma admissão relevante - e rara em publicações corporativas - de que o arcabouço legal, embora robusto, segue em maturação.

Da plataforma ao poço: os três grandes blocos de ativos

A edição organiza-se, implícita ou explicitamente, em torno da tripartição clássica dos ativos offshore - poços, sistemas submarinos e unidades de produção - e é nessa arquitetura que reside sua força editorial: cada artigo aprofunda um nó técnico específico dentro dessa cadeia.

No universo das unidades de produção, o artigo de Eduardo Stein Soares Dutra e Ellery Fernandes Prado Almeida propõe a adaptação ao cenário brasileiro das diretrizes de “late life” da Oil & Gas UK (OEUK), organizando o encerramento operacional em cinco etapas sucessivas - Final de Vida, Parada Quente, Parada Fria, Remoção e Destinação. O trabalho é particularmente valioso ao discutir o acostamento temporário (temporary layup) como estratégia de redução de custos entre 114 nº406 Petro & Química

a parada de produção e a destinação final, uma prática ainda pouco sistematizada na literatura nacional.

Já os dados sobre desmobilização física dão a exata medida do desafio à frente: nos últimos seis anos, a Petrobras descomissionou 11 plataformas flutuantes, com outras 15 em análise regulatória, e mantém hoje 34 plataformas fixas com PDIs em tramitação - um volume, nas palavras dos próprios autores, “sem precedentes na história da empresa e do país”. O modelo contratual EPRD (Engenharia, Preparação, Remoção e Disposição Final), testado com sucesso no campo de Cação - onde cerca de 2.400 toneladas de estruturas foram removidas e majoritariamente recicladas -, desponta como referência para essa nova onda de remoções.

opinião do editor

Sistemas submarinos: agrupamento como resposta à complexidade Três artigos tratam especificamente de sistemas submarinos, e juntos formam talvez o núcleo mais tecnicamente denso da edição.

O trabalho de Helton Ivan Menezes Cuevas Beltran e coautores introduz o conceito de agrupamento (clustering) de atividades de descomissionamento -abandono de poços, limpeza e desconexão de dutos executados de forma sequencial e integrada - como resposta à degradação de integridade que se acumula quando manifolds de produção permanecem anos sem operar. O artigo é enfático quanto ao custo da postergação: quanto mais tarde se descomissiona um sistema já degradado, maior a complexidade, o uso de recursos escassos (sondas) e o custo final. É um argumento que ecoa, de forma quantificada, em outras partes da edição.

Essa quantificação aparece com força no artigo de Wendell Dias Pinto e equipe, dedicado à campanha de pull outs do FPSO Cidade de Niterói. A inovação relatada usar a mesma ferramenta de içamento de linhas também como ancoragem provisória, eliminando a necessidade de pesos mortos - reduziu o escopo operacional típico de sete para três passos, com economia de aproximadamente 58% no valor estimado da campanha e redução de 50% nas emissões de CO2 equivalente. É um dos raros casos, na engenharia de descomissionamento, em que eficiência de custo e desempenho ambiental convergem sem trade-off aparente - e o próprio artigo já projeta a escalabilidade da solução para outros projetos do portfólio.

Na mesma linha de inovação operacional, o artigo de Damaci Teodoro da Silva Filho

e coautores descreve um dos episódios mais tecnicamente instigantes da edição: o recolhimento da linha flexível do poço 3-MLL20D-RJS, no FPSO Cidade de Niterói, onde um plugue de hidrato de grande extensão resistiu a tentativas convencionais com N₂ lift, gerando custos elevados sem solução. A resposta foi uma Cabeça de Tração Instrumentada (CTI), que explora as variações termodinâmicas naturais do processo de içamento - queda de pressão e aumento de temperatura para promover a dissociação controlada do hidrato, com monitoramento de pressão interna e tensão de tração em tempo real. O protocolo, inteiramente diverless, resultou em economia superior a 95% frente às tentativas anteriores - um caso que estabelece, segundo os autores, um novo padrão de segurança para operações com bloqueios complexos em águas ultra profundas.

O quarto artigo dessa frente técnica, de Thiago Pereira Brito e equipe, enfrenta um problema de outra natureza: o fenômeno de corrosão sob tensão induzida por CO₂ (SCCCO2), que fragiliza dutos flexíveis expostos a hidrocarbonetos do Pré-sal com alto teor de CO₂. O estudo de caso do Campo de Mero dutos que operaram entre 2017 e 2022 via FPSO Pioneiro de Libra - descreve como eventos de falha suspenderam temporariamente as operações de recolhimento, levando a uma revisão multidisciplinar de procedimentos e à consolidação da técnica de recolhimento pela popa em embarcações PLSV, executada em operação piloto com quatro embarcações simultâneas.

Petro & Química nº406

115

opinião do editor

Poços: onde a engenharia encontra a economia

Se os artigos sobre sistemas submarinos tratam de risco técnico imediato, o trabalho de Alexander Aldano de França Fernandes e coautores desloca o debate para o terreno da análise econômica de longo prazo - e talvez seja a contribuição mais estrategicamente relevante da edição para públicos de gestão.

Partindo do dado de que campanhas de abandono de poços podem representar entre 40% e 60% do orçamento total de um programa de descomissionamento (segundo o Decommissioning Insights Report 2023 da IOGP), o artigo modela o Valor Econômico

Total (VET) de uma carteira de 150 intervenções sob três cenários de cronograma, incorporando cinco componentes de custo incluindo o Valor Monetário Esperado (VME) de eventos de perda de integridade e possíveis blowouts. A conclusão é direta: postergar o abandono além do prazo ótimo gera custos que superam, de forma significativa, o desembolso planejado - um argumento que reposiciona o abandono de poços não como obrigação regulatória isolada, mas como decisão de alocação de capital com risco quantificável.

Governança de projeto e licenciamento: a espinha dorsal invisível Os dois artigos finais tratam do que raramente aparece em relatos técnicos de campo, mas sustenta toda a operação: processo e governança. Jorge Luiz Lima de Carvalho e Diogo Diederichs Prado descrevem a metodologia de planejamento de projetos de descomissionamento construída em torno do Diagrama de Fluxo de Produtos (DFP), Descritivos de Produtos e matriz RACI - instrumentos que padronizaram entregáveis e responsabilidades em uma carteira que, como visto, multiplicou-se por dez em menos de uma década.

116 nº406 Petro & Química

Fechando a edição, Ana Flávia Silveira Silva e Hannah Carolina Maimon Valente tratam do diagnóstico socioambiental como ferramenta antecipatória de licenciamento - não apenas cumprimento normativo, mas insumo estratégico para o dimensionamento de custos e recursos críticos. O modelo de Relatório de Diagnóstico Socioambiental (RDS) proposto já foi aplicado a 70% dos projetos de descomissionamento elegíveis em treze meses de implementação, um indicador de adoção que sugere institucionalização real, não apenas prescrição teórica.

opinião do editor Brito, T.P., et al.

Revista Técnica da Universidade Petrobras —

RH/UP

1 INTRODUÇÃO

SUMÁRIO

O Sistema de Produção Antecipada de Mero (SPA-1) foi um projeto piloto desenvolvido para validar o comportamento dinâmico do reservatório de Libra, localizado na Bacia de Santos. O FPSO Pioneiro de Libra operou na locação até 2021, por meio de dois poços: um produtor e um injetor (Petrobras, 2021).

—

n. 3 especial, maio 2026

Descomissionamento de Instalações Offshore de E&P

5

Figura 1 – Localização do campo de Mero na Bacia de Santos

DESCOMISSIONAMENTO DE SISTEMAS DE PRODUÇÃO OFFSHORE E EVOLUÇÃO DAS OPERAÇÕES NO CENÁRIO BRASILEIRO Duanna Vieira Rocha da Silva, Eduardo Stein Soares Dutra, Eduardo Ribeiro Nicolosi, Felipe Araujo de Souza Mendes,Leandro Rodrigues de Freitas, Luan Werneck Richa, Rebeca de Souza

88

26 ETAPAS DO FINAL DE VIDA OPERACIONAL Ellery Fernandes Prado Almeida, Rafael Chinem Takayassu

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ISSN: 2359-134X

ESTUDOS DE CASO DE AGRUPAMENTO DAS ATIVIDADES DE DESCOMISSIONAMENTO DE SISTEMAS SUBMARINOS COM MANIFOLDS Helton Ivan Menezes Cuevas Beltran, Márcia Rocha do Valle, William Nascimento, Ludian Anacleto Ferraz

55 USO DE FERRAMENTA DE RECOLHIMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS E UMBILICAIS COMO ANCORAGEM PROVISÓRIA: O CASO DO FPSO CIDADE DE NITERÓI Wendell Dias Pinto, Fabiano Hespanhol Viana, Damaci Teodoro da Silva Filho, Karine de Fátima Vasconcelos, Thiago Michel de Souza Dias, Paulo Tavares Fernandes, André Vettori de Moraes e Silva, Guilherme Fernandes Ventura, José Maria Castilho

PRINCIPAIS DESAFIOS E NOVAS SOLUÇÕES PARA O DESCOMISSIONAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS FRAGILIZADOS PELO FENÔMENO SCC-CO2: UM ESTUDO DE CASO DO CAMPO DE MERO Thiago Pereira Brito, Guilherme Fernandes Ventura, Eduardo de Souza,Guilherme Bittencourt de Seixas

99 VALOR ECONÔMICO TOTAL Alexander Aldano de França Fernandes, Gerizaldo Cavalcanti Gomes Maia, Andre Luis Severino Abrego, Danilo Colombo

117 ESTRUTURANDO O PLANEJAMENTO PARA PROJETOS DE DESCOMISSIONAMENTOS EFICIENTES, SEGUROS E AMBIENTALMENTE RESPONSÁVEIS Jorge Luiz Lima de Carvalho, Diogo Diederichs Prado

68 USO DE CABEÇA DE TRAÇÃO INSTRUMENTADA NO RECOLHIMENTO DE DUTO COM PLUGUE DE HIDRATO E INVENTÁRIO DE ÓLEO: A CASO DO GL DO MLL-20 NO FPSO CIDADE DE NITERÓIEllery Fernandes Prado Damaci Teodoro da Silva Filho, Fabiano Hespanhol Viana, Karine de Fátima Vasconcelos, Tainan Gabardo Miranda dos Santos, Allan Rafael da Silva Santana, Ygor Fernandes dos Santos Manhães Correa

130 DIAGNÓSTICO SOCIOAMBIENTAL E AVALIAÇÃO DE IMPACTOS AMBIENTAIS COMO FERRAMENTAS ESTRATÉGICAS DO LICENCIAMENTO PARA O DESCOMISSIONAMENTO OFFSHORE Ana Flávia Silveira Silva, Hannah Carolina Maimon Valente

Fonte: Petrobras (2021).

Hidrocarbonetos provenientes de campos do pré-sal apresentam elevados teores de CO2 (Oliveira et al., 2024). Essa condição faz com que os dutos que operam nesses campos posam ser suscetíveis ao fenômeno do SCC-CO2, que fragiliza as camadas metálicas e compromete a capacidade de tração, tornando o duto frágil e reduzindo drasticamente sua vida útil (Pimentel, 2025).

O descomissionamento dessas linhas iniciou-se em 2023. No entanto, após eventos que desafiaram a metodologia vigente, as atividades de recolhimento foram temporariamente suspensas. Uma comissão multidisciplinar otimizou os procedimentos existentes, implementando barreiras de segurança adicionais, fundamentais para a retomada segura das operações (Petrobras, 2024a).

O projeto SPA-1, com reinício das atividades em outubro de 2024, foi executado em três etapas principais: recolhimento do trecho flutuado, do trecho cortado e do tramo singelo. Uma das principais inovações foi a adoção de recolhimento de trechos com flutuadores pela popa do PLSV, aumentando significativamente a segurança operacional (Petrobras, 2024b).

89

Revista Técnica da Universidade Petrobras | n. 3 (2026): especial

O que a edição revela, em conjunto A edição lida como um todo, a coletânea documenta uma mudança de postura mais ampla do que a soma de suas partes: a passagem de um descomissionamento reativo - motivado por corte econômico ou fim de contrato - para um descomissionamento planejado, precificado e antecipado ainda na fase de late life dos ativos. É esse fio condutor que conecta o argumento de clustering de Beltran, a análise de VET de Fernandes e a economia de emissões de Dias Pinto: todos, de ângulos distintos, chegam à mesma conclusão de que antecipação reduz custo, risco e impacto ambiental simultaneamente.

O valor desta edição está menos nos resultados individuais - ainda que expressivos, como a economia de 95% no caso da CTI ou os 58% de redução na campanha de pull

outs - e mais na evidência de que a Petrobras está construindo, artigo por artigo, um corpo de conhecimento proprietário sobre descomissionamento em águas profundas e ultra profundas tropicais, um domínio técnico ainda escasso na literatura internacional dominada por experiências do Mar do Norte e do Golfo do México. É, nesse sentido, uma publicação que interessa tanto ao leitor técnico quanto ao leitor regulatório: ambos encontrarão, nas entrelinhas dos estudos de caso, o esboço de uma prática de indústria em processo de padronização.

E, para aguçar a vontade de saber mais sobre o assunto, segue o artigo Etapas do final de vida operacional, de Eduardo Stein Soares Dutra, Ellery Fernandes Prado Almeida e Rafael Chinem Takayassu.

Petro & Química nº406

117

artigo

Etapas do final de vida operacional

Este artigo foi publicado na Revista Técnica da Universidade Petrobras, em 30 de abril de 2026

por: Eduardo Stein Soares Dutra, Ellery Fernandes Prado Almeida, Rafael Chinem Takayassu

Resumo O artigo analisa as etapas do final da vida operacional de unidades offshore de produção de óleo e gás, com base nas diretrizes da Oil & Gas UK (OEUK), propondo sua adaptação ao cenário offshore brasileiro, com ênfase em plataformas flutuantes.

O descomissionamento é caracterizado como uma fase estratégica do ciclo de

vida dos ativos, marcada por elevada complexidade técnica, regulatória e ambiental, que exige planejamento antecipado, governança adequada e rigor na gestão de riscos. São apresentadas cinco etapas — Final de Vida, Parada Quente, Parada Fria, Remoção e Destinação — destacando-se a necessidade de reavaliação das rotinas operacionais

e de manutenção sem comprometer a segurança.

O trabalho discute ainda cenários de destinação, como desmantelamento, reciclagem e reaproveitamento do casco, ressaltando o uso do acostamento temporário como alternativa para redução de custos e maior eficiência operacional.

sísmicos, perfuração de poços exploratórios, delimitação da jazida, desenvolvimento da produção, operação com produção e, por fim, o descomissionamento.

Ao final do período produtivo, a identificação da necessidade de descomissionamento das instalações de produção pode ter como gatilhos:

1. Introdução O ciclo de vida completo de ativos de Exploração e Produção (E&P) de óleo e gás é composto por fases bem definidas: aquisição de direitos, levantamentos

118 nº406 Petro & Química

artigo

Figura 1 - Ciclo de Vida de E&P

Fonte: Petrobras, 2018.

(i) Atingimento do corte econômico; (ii) Término de contrato de concessão ou afretamento da plataforma; (iii) Atingimento da vida útil das instalações e/ou (iv) Direcionadores estratégicos da companhia.

De acordo com esses gatilhos, é possível definir a data de parada definitiva de produção do(s) ativo(s) quando não é mais atrativa a continuidade das atividades operacionais, quer seja com revitalizações/extensões de vida ou com prorrogações

dos contratos de concessão.

Essa última fase, que representa o encerramento das atividades produtivas, é marcada por uma complexidade técnica, regulatória e ambiental que exige planejamento rigoroso e execução responsável.

Desde a elaboração do Plano de Desenvolvimento do campo, conforme preconiza a Resolução ANP nº17/2015, a operadora precisa apresentar a descrição geral das principais atividades que serão realizadas, os critérios

de projeto adotados, a previsão de custo, os critérios para aprovisionamento de recursos necessários e o cronograma-macro (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, 2015).

A Resolução ANP nº 817/2020 determina que, para instalações marítimas, seja apresentado o Programa de Descomissionamento de Instalações (PDI) Conceitual no prazo de 5 anos antes da data prevista para o término da produção (Agência

Petro & Química nº406

119

artigo Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, 2020).

De forma similar, o órgão licenciador ambiental solicita, como condicionante da Licença Operacional, a submissão de Projeto de Descomissionamento de Instalações, atualizado, no mínimo 60 meses antes da parada definitiva de produção, conforme as diretrizes vigentes à época. Para atender tais exigências, antes desses marcos regulatórios (aprox.

2 anos antes), faz-se necessária a formalização de abertura de Projeto de Descomissionamento para endereçar o planejamento e execução das atividades.

Dessa forma, é esperado que a abertura do projeto de descomissionamento ocorra ainda na fase de produção, podendo o projeto ser cancelado caso a empresa operadora identifique alguma oportunidade técnica e econômica que viabilize a continuidade produtiva.

Uma vez estabelecida a data de parada definitiva da produção, é necessário formalizar a abertura do projeto de descomissionamento e elaborar um plano de ramp down definitivo de produção (fechamento dos poços) e estratégia de condicionamento e desativação da plataforma.

Ou seja, fica claro que a partir desse momento existe uma concomitância de atividades de produção e de planejamento de descomissionamento, uma vez que este Projeto já foi iniciado.

As atividades de inspeção, manutenção e operacionais durante o final do ciclo de vida das instalações de produção podem ser definidas por objetivos e restrições específicos para essa fase. Dessa forma, essas atividades devem ser reavaliadas considerando o controle dos riscos à segurança das operações, a garantia da conformidade e da integridade das

instalações, com o objetivo de atender a eficiência esperada ao longo do descomissionamento.

A reavaliação das rotinas não deve significar a redução do rigor, mas sim um ajuste para priorizar aquelas que ainda serão essenciais para a execução do descomissionamento e os sistemas críticos de segurança e habitabilidade da plataforma.

Para melhor definir os aspectos e rotinas de operação, manutenção e inspeção, foi publicado, em novembro de 2015, pela Oil & Gas UK (atualmente OEUK), o documento “Guidelines on Late-Life/Decommissioning Inspection and Maintenance” (Oil & Gas UK, 2015). Esse documento apresenta um workflow estruturado com as fases previstas para o final do ciclo de vida dos ativos, assim como suas respectivas definições, e que será revisitado nesse artigo para maior aprofundamento de sua aplicação no cenário offshore brasileiro.

postas pela Oil & Gas UK em 2015 e fazer uma análise crítica com um aprofundamento da sua

aplicação para o cenário offshore brasileiro (Oil & Gas UK, 2015).

2. Objetivo O objetivo deste trabalho é apresentar as fases operacionais de descomissionamento pro120 nº406 Petro & Química

artigo 3. Etapas do final da vida operacional O Reino Unido tem demonstrado o seu protagonismo no cenário mundial no desenvolvimento de melhores práticas de descomissionamento. Com

o objetivo de aprimorar a gestão de ativos de produção offshore, dentre eles as plataformas fixas e flutuantes, a Oil & Gas UK (atualmente OEUK) publicou,

em novembro de 2015, o documento “Guidelines on Late-Life/Decommissioning Inspection and Maintenance” (Oil & Gas UK, 2015).

Etapas do Final da Vida Operacional A Figura 2 apresenta as 5 principais etapas do final de vida das instalações.

Figura 2 -Etapas do Final de Vida Operacional de UEPs

Fonte: OGUK Guidelines on Late-Life/Decommissioning Inspection and Maintenance, 2015 (Adaptado pelos Autores).

O artigo apresentará os conceitos apresentados pela Oil & Gas UK (2015) que serão revisitados com objetivo de aplicação para o cenário offshore brasileiro e maior foco em plataformas flutuantes. A seguir são apresentadas as definições gerais das etapas: a) Final de Vida (Late Life) Etapa que a plataforma ainda está em produção, porém, já se identifica uma data esperada para a parada definitiva de

produção. Dependendo da complexidade do Projeto de Descomissionamento, é recomendável a abertura do Projeto 7 anos antes

da parada de produção, de modo a endereçar todas as demandas de planejamento e de execução do descomissionamento.

Petro & Química nº406

121

artigo Como já mencionado, nesta etapa ainda são realizadas operações convencionais de produção, com a especificidade de que já está definida a data de interrupção definitiva de produção. Portanto, é importante destacar que não seria equivocado afirmar que temos um sistema em franca produção, porém, também se encontra em descomissionamento, uma vez que o Projeto de Descomissionamento já foi iniciado. Por fim, em caso de alteração do cenário econômico ou estratégico da empresa operadora, é possível a interrupção e postergação do Projeto de Descomissionamento.

Esta etapa é iniciada com a solicitação da Unidade gestora do ativo de produção para início do projeto de descomissionamento.

De posse da data de interrupção definitiva da produção da plataforma, o ativo de produção deverá estabelecer um cronograma de parada de poços de produção e injeção (ramp down) e sua expectativa para o descomissionamento dos sistemas de produção. O plano de ramp down deve buscar o melhor equilíbrio entre os fatores de risco / 122 nº406 Petro & Química

segurança, otimizando o resultado financeiro para a companhia, levando em conta os custos de manutenção, custos de descomissionamento e garantia de conformidade legal. Esse plano deve ser prérequisito para aprovação de fase (Conceitual) do projeto de descomissionamento que será submetido ao limite de competência de aprovação.

Como boa prática, todos os processos de gestão de mudança decorrentes do ramp down da plataforma devem ser acompanhados pela equipe do projeto de descomissionamento.

Deverá ser realizada análise de integridade e operacionalidade de equipamentos a serem utilizados nas fases especificas do ramp down e no descomissionamento, com o objetivo de obtenção do status da integridade e disponibilidade operacional desses equipamentos e sistemas que ainda serão necessários nas operações futuras.

Essas análises deverão contemplar, por exemplo, mas não se limitando, os seguintes sistemas: Habitabilidades; Facilidades; Lastro; Tancagem; Salvatagem; Ancoragem/Posicionamento;

Pull-in/Pull-out; Segurança; Detecção e Combate a Incêndio; Movimentação de Carga e Pessoal; Comunicação; Geração de Energia Elétrica; Processamento e Tratamento de Óleo e Água Produzida; Flare; Automação/Supervisório; Controle e Parada de Emergência. É recomendável que a operadora tenha uma lista de funções críticas de sistemas essenciais que devem ser monitoradas para garantia da eficiência operacional das atividades de descomissionamento.

O resultado da análise de integridade, caso necessário, poderá indicar um plano de ação para recuperação/ aquisição de equipamentos para assegurar as operações futuras.

A gestão de mudança e o novo plano de manutenção e inspeção da plataforma deverão refletir o cenário de ramp down e o resultado da análise de integridade dos sistemas, já incorporando o seu plano de ação.

Durante todo o final do ciclo da vida operacional, deverão ser avaliadas oportunidades de reutilização de equipamentos/componentes que poderão ser removidos da plataforma.

artigo b) Parada Quente (Warm Suspension) Etapa em que todos os poços já estão fechados. Os sistemas submarinos ainda serão condicionados, e a UEP possui hidrocarbonetos, porém, em processo de descomissionamento.

Uma vez concluído o fechamento dos poços, deverá ser analisada a otimização dos sistemas da plataforma à nova condição de produção, com eventual desativação de sistemas não mais necessários (sistemas completos ou equipamentos específicos).

Nessa etapa, todo o planejamento com

o sequenciamento de atividades e os procedimentos operacionais para condicionamento da planta e tanques (no caso de FPSO ou FSO) deverão estar elaborados para a execução.

Materiais e resíduos deverão ser adequadamente gerenciados/destinados e deverá ser planejado o último offloading (no caso de FPSO ou FSO).

Equipamentos que serão alienados ou reaproveitados deverão ser desembarcados.

Ao final dessa etapa, esperase ainda, preferencialmente, a disponibilidade dos

seguintes sistemas: água potável; alojamento; refrigeração; tratamento de despejos sanitários; ar comprimido; movimentação de cargas; óleo diesel; automação industrial; drenagem aberta; geração e distribuição de energia; Iluminação; salvatagem; telecomunicações; laboratório.

No caso de plataformas fixas, essa etapa inclui a execução do abandono permanente de todos os poços de completação seca.

c) Parada Fria (Cold Suspension) Etapa na qual todos os poços já se encontram fechados, sistemas submarinos condicionados, e não se espera que a UEP possua inventários relevantes de hidrocarbonetos de processos de produção, uma vez que as rotinas de limpeza, drenagem, despressurização e isolamento já foram concluídas. Ao final dessa etapa os risers terão sido desconectados (pull outs) e a unidade estará pronta para desmobilização. No caso de plataforma fixa, ao final dessa etapa, os poços já devem ter sido abandonados

permanentemente.

Em plataformas flutuantes, a etapa de Parada Fria ocorre na condição de operacionalidade dos sistemas navais e essenciais, com a embarcação tripulada (geração de energia elétrica, lastro, habitação, movimentação de carga, comunicação etc.)e em preparo para desmobilização, ou seja, com a recuperação de pontos de reboque, reforços estruturais, instalação de luzes de navegação, escadas de acesso emergencial etc.

A condição de Parada Fria ocorre mesmo com a presença

de diesel combustível a bordo da plataforma, uma vez que esse fluido é essencial para manutenção da operabilidade e que, se armazenado em temperaturas controladas, é um fluido de baixa inflamabilidade, ou seja, os riscos são significativamente reduzidos, mesmo com a sua presença a bordo. Em condições excepcionais, a plataforma pode ser removida da locação ainda com presença de hidrocarbonetos de forma controlada, para que a limpeza/condicionamento Petro & Química nº406

123

artigo seja realizada no acostamento ou no destino final.

As linhas e equipamentos submarinos associados à plataforma já foram limpos ou a limpeza será realizada de tal forma que os efluentes oleosos gerados sejam encaminhados para outra plataforma ou destino adequado, uma vez que a

plataforma em questão será removida.

No caso de plataformas flutuantes, deverá ser planejada a desancoragem da plataforma, considerando um plano de shutdown da unidade, incluindo um “planejamento de último dia”, considerando as operações para desabitação da plataforma, quando essa

for a estratégia definida. No caso de plataformas fixas fora de operação e desabitadas, deverão atender os requisitos da NORMAM-201 Anexo 9-F (Marinha do Brasil, 2023).

A gestão de mudança realizada nessa etapa deve considerar a condição final da instalação até a sua remoção.

habitada, deve considerar a manutenção das condições de habitabilidade da plataforma e sistemas requeridos para navegação/ reboque. As análises de risco relacionadas às atividades de desmobilização, remoção e reboque deverão ser realizadas oportunamente pela área responsável por essas operações. Durante o transporte de plataforma flutuante desabitada devem

estar disponíveis luzes de sinalização náutica, escada de acesso emergencial e ponto de reboque emergencial.

No caso de plataformas fixas é possível o conceito de remoção parcial, quando somente parte da estrutura, em geral o topside e/ou parte superior da jaqueta, é removida.

Em relação a plataformas flutuantes, ao longo da evolução do Projeto de Descomissionamento serão feitos estudos técnicos, econômicos e de mercado para definir, baseado na estratégia de destinação (reaproveitamento do casco para uma nova plataforma ou desmantelamento/

reciclagem), se haverá etapas intermediárias de acostamento entre a remoção da plataforma da locação offshore até a destinação final.

Em todos os cenários a plataforma mantém válidos os certificados de Classe e Estatutários até o momento da destinação. Algumas

d) Remoção Etapa que consiste na desconexão das amarras de ancoragem e remoção/ desmobilização da plataforma por meio de reboque.

As plataformas flutuantes aqui consideradas não possuem meios próprios para navegação, logo, será realizada sua movimentação por meio de reboque. A remoção da plataforma flutuante, se realizada e) Destinação As possíveis destinações da plataforma a ser definida pelo Projeto de Descomissionamento, a partir de aspectos técnicos e estratégicos da Companhia, usualmente são o reaproveitamento do casco para uma nova plataforma ou desmantelamento/ reciclagem.

124 nº406 Petro & Química

artigo Sociedades Classificadoras vêm revisando suas normas internas, considerando as diferentes etapas em que a plataforma já se encontra em parada de produção definitiva, mas ainda na

locação offshore e aquelas que já foram removidas (ABS, 2025).

Neste artigo não serão apresentadas alternativas de destinação de plataformas fixas.

Dessa forma, podemos considerar as seguintes possibilidades de cenários de destinação de plataformas flutuantes:

e.1) Desmantelamento Total – Direto Nesse cenário, a plataforma é desancorada e rebocada da locação offshore diretamente para uma instalação de reciclagem de embarcações (IRE), sem paradas em locais intermediários, onde será realizado o/a desmantelamento/ reciclagem total da plataforma. Ou seja, a plataforma não é reutilizada em novos projetos e as estruturas removidas serão destinadas para reciclagem e destinação adequada de resíduos, conforme os requisitos de SMS da operadora proprietária da

plataforma.

Neste cenário ocorre navegação direta por reboque, sem locais intermediários, com o handover de propriedade do ativo sendo transferido no local de desmantelamento/reciclagem.

Mesmo tendo passado por etapa de condicionamento e limpeza na locação offshore, a plataforma ainda pode possuir resíduos a bordo que deverão ser considerados pela IRE antes do início da execução do desmantelamento.

Figura 3 - Destinação da Plataforma para Desmantelamento / Reciclagem Total – Direto

Petro & Química nº406

125

artigo e.2) Desmantelamento Total - Acostamento Temporário Nesse cenário, a plataforma é desancorada e rebocada da locação offshore para o local de acostamento, onde permanecerá atracada temporariamente para realização de atividades preparatórias para o posterior desmantelamento/ reciclagem, tais como a remoção de bioincrustação de espécies exóticas, eventual complemento do condicionamento/limpeza de planta de processo ou tanques de carga e eventuais manutenções necessárias que, do ponto de vista da segurança das operações ou mesmo econômico, seriam menos eficientes caso fossem realizadas na locação offshore. Além disso, o acostamento possibilita a antecipação da saída da locação offshore para aguardar, de forma mais controlada e menos dispendiosa, a prontidão da instalação de reciclagem de embarcações (IRE), onde será realizado o/a desmantelamento/ reciclagem total. Também nesse cenário, a plataforma não é reutilizada em novos projetos, e as estruturas

removidas serão destinadas para reciclagem e destinação adequada de resíduos, conforme requisitos de SMS. Da mesma forma que o cenário anterior de navegação direta, o handover da propriedade do ativo pode ser realizado no local de desmantelamento/reciclagem ou, em cenários menos usuais, poderá ser avaliado o handover da plataforma para o novo proprietário, no acostamento por ele definido.

Apesar do acostamento temporário permitir a execução de atividades de condicionamento da plataforma, ainda assim, a condição para o desmantelamento deverá ser confirmada e obtida pela IRE antes do início da execução do desmantelamento.

A condição de integridade da plataforma para a navegabilidade do acostamento temporário para o IRE deverá ser confirmada pelas análises técnicas da Sociedade Classificadora.

Figura 4 - Destinação da Plataforma para Desmantelamento / Reciclagem Total com Acostamento Temporário

126 nº406 Petro & Química

artigo e.3) Reaproveitamento do Casco - Acostamento Temporário e Desmantelamento Parcial Nesse cenário, a parte estrutural da plataforma (casco) será reaproveitada em projetos de desenvolvimento da produção para um novo ciclo operacional produtivo.

Ou seja, a embarcação passará por um processo de conversão em uma nova plataforma. Para isso, ela é desancorada e removida da locação e rebocada para o local de acostamento onde permanecerá temporariamente para realização das atividades preparatórias, já citadas anteriormente, para o posterior desmantelamento parcial da planta de processo, utilidades, sistemas navais e do módulo casario/ acomodação.

A depender da infraestrutura do local de acostamento, é possível a realização das atividades de desmantelamento parcial, caracterizando o local de acostamento como uma IRE. Caso o local de acostamento não permita a realização das atividades de desmantelamento parcial, a plataforma será rebocada para uma IRE.

Mais uma vez, apesar do acostamento temporário permitir a execução de atividades de condicionamento da plataforma, ainda assim não é possível garantir a total eliminação de todos os resíduos de hidrocarbonetos, além de outros materiais perigosos e não perigosos a bordo que deverão ser confirmados pela IRE antes do início da execução do desmantelamento parcial e da conversão para uma nova plataforma.

A condição de integridade para a navegação desde o acostamento temporário para o local de desmantelamento parcial (caso não sejam o mesmo) e, posteriormente, para o local de conversão para reaproveitamento do casco, deverá ser confirmada pelas análises técnicas da Sociedade Classificadora.

Após a conclusão do desmantelamento parcial, a plataforma será novamente rebocada para um novo acostamento temporário ou estaleiro, onde será realizado o reaproveitamento do casco para uma nova plataforma.

Figura 5 - Destinação da Plataforma para Reaproveitamento do casco com Acostamento Temporário e Desmantelamento Parcial

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artigo 4. Definições - E&P: Exploração e Produção - Handover: transferência para novo proprietário - IRE: Instalação de Reciclagem de Embarcações - Ramp Down: sequência de fechamento de poços - SMS: Segurança, Meio Ambiente e Saúde - UEP: Unidade Estacionária de Produção 5. Conclusão - O descomissionamento é um conjunto de atividades associadas à interrupção definitiva da operação das instalações, abandono permanente de poços, condicionamento e remoção de estruturas, e é uma etapa natural após a fase produtiva, quando não se identificam mais oportunidades viáveis do ponto de vista técnico ou econômico para prolongar a produção do ativo.

- A criação de etapas no final de vida operacional com definições e requisitos contribui para um melhor gerenciamento de processos operacionais e de projetos de descomissionamento.

- A reavaliação das rotinas de manutenção não significa a redução do rigor, mas sim um ajuste para priorizar aquelas que ainda serão essenciais para a execução do descomissionamento e os sistemas críticos de segurança e habitabilidade da plataforma.

- Apesar da etapa de Parada Fria considerar que a plataforma é condicionada ainda na locação offshore, podem ser necessárias atividades complementares no acostamento temporário ou na instalação de reciclagem de embarcações, sobretudo, para viabilizar as operações de desmantelamento.

- A utilização do acostamento temporário é uma estratégia de redução de custos, pois essa solução implica custos operacionais inferiores em comparação ao cenário de manutenção na locação.

- A definição da destinação da plataforma depende de aspectos técnicos e estratégicos da Companhia, usualmente o reaproveitamento do casco para uma nova plataforma ou o/a desmantelamento/reciclagem que precisa atender ao arcabouço regulatório vigente e seguir as boas práticas da indústria no que se refere à segurança das pessoas e ao meio ambiente.

5. Referências AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Resolução nº 17, de 18 de março de 2015 -.

Regulamento Técnico do Plano de Desenvolvimento de Campos de Produção. Brasília: ANP, 2015.

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Resolução nº 817, de 24 de abril de 2020 -. Dispõe sobre o descomissionamento de instalações de exploração e de produção de petróleo e gás natural, [...]Descomissionamento de Instalações de Exploração e de Produção de Petróleo e Gás Natural. Publicado no Diário Oficial da União em 27 de abril de 2020 | Edição: 79 | Seção: 1 | Página: 37 Brasília: ANP, 2020.

AMERICAN BUREAU OF SHIPPING. Rules for Conditions of Classification: – Offshore Units – Part 1B. Houston: ABS, jul. 2025.

MARINHA DO BRASIL. Diretoria De de Porto E e Costas (DPC). NORMAM-201/DPC: - Nnormas da Autoridade autoridade Marítima marítima para Embarcações embarcações Empregadas empregadas na Navegação navegação em Mar mar Abertoaberto. [Rio de Janeiro]: Marinha do Brasil, 2023.

OIL & GAS UK. Guidelines on Late-Life/Decommissioning Inspection and Maintenance. London: Oil & Gas UK, Issue 1, November. 2015.

128 nº406 Petro & Química

artigo

Dados de Eficiência da Caldeira e dos Gases de Exaustão por: Manish Patel – diretor Leomi Instruments.

A maioria das plantas calcula a eficiência da caldeira com base na entrada de combustível e na saída de vapor. No entanto, uma parte importante dessa avaliação é frequentemente ignorada: o que está saindo pela chaminé.

Os gases de exaustão transportam calor. Se o fluxo

desses gases não for medido, as perdas pela chaminé são apenas estimadas. Quando a otimização se baseia apenas em estimativas, as decisões de melhoria podem não gerar resultados confiáveis.

O custo real da falta de dados sobre o fluxo de gases de exaustão geralmente se manifesta em duas áreas:

Foto 1 - Aplicação em caldeira e chaminé de gases de exaustão para monitoramento de dados de eficiência.

- O excesso de ar na combustão pode passar despercebido, pois não há dados de fluxo disponíveis para embasar uma análise adequada.

- Decisões sobre recuperação de calor podem ser tomadas sem saber quanto calor recuperável está realmente disponível no fluxo de gases de exaustão.

A mediçãoconfiável do fluxo de gases de exaustão ajuda as plantas a compreender as perdas pela chaminé, avaliar o desempenho da combustão e tomar decisões mais fundamentadas para melhorar a eficiência da caldeira.

O Medidor de Vazão

Mássica Térmica de Inserção foi projetado para a medição confiável do fluxo de gases de exaustão em aplicações industriais. Ele é adequado para fluxos de gases de até 400°C, opera em grandes dutos circulares e retangulares e não possui partes móveis. Isso ajuda a Petro & Química nº406

129

artigo reduzir o desgaste mecânico em aplicações de exaustão com presença de material particulado.

O design de inserção permite a instalação com modificações mínimas no duto, tornando-o adequado tanto para novas instalações

quanto para projetos de modernização (retrofit). Ao fornecer medições confiáveis de vazão mássica ou normalizada, o instrumento auxilia no monitoramento do processo, na análise da combustão, na avaliação da recuperação de calor e

Foto 2 - Medidor de Vazão Mássica Térmica de Inserção LEOMI 586 para medição do fluxo de gases de exaustão.

130 nº406 Petro & Química

na melhoria da eficiência energética.

Se a melhoria da eficiência da caldeira está sendo avaliada, a medição dos gases de exaustão é o ponto de partida para a obtenção de dados.

Foto 3 - Sensor de sonda de inserção para aplicações industriais com gases de alta temperatura.

artigo

Boas práticas na gestão dos ativos trazem ganhos de produtividade com baixo investimento na automação pneumática por: Hernane Cauduro – Diretor na Metal Work Pneumática do Brasil

Comprar o atuador ou a válvula pneumática mais barata do mercado parece economia. Na prática, é o caminho mais rápido para perda de produtividade. Em uma operação industrial, o verdadeiro custo de um componente pneumático não está na nota fiscal. Está no que ele representa dentro

da máquina: manutenção, paradas não planejadas, estoque de peças e horahomem.

Sistemas pneumáticos são vitais. Atuadores e válvulas comandam 70% das movimentações em linhas de montagem, embalagem e automação. Quando um cilindro trava ou uma válvula

falha, a linha inteira para. E parar máquina custa caro.

Muito mais que o preço de um atuador ou da válvula. O erro de muitas compras é olhar apenas o CAPEX - o valor de aquisição. O que deveria guiar a decisão é o TCO: Custo Total da Operação. Nesse cálculo entram: MTBF - Mean Time Between Failures: Tempo

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artigo médio entre falhas. Quanto maior, menos parada. B10d: Ciclos que o componente aguenta, Indicador direto de vida útil e segurança. Tempo de troca. Estoque: Peças padronizadas reduzem SKUs em até 60%. Menos capital parado. Segundo estudo da ABDI sobre Indústria 4.0 de 2017, empresas que passaram a gerir ativos com base em indicadores de confiabilidade conseguiram aumentar em até 40% os ganhos de produtividade.

Como? Reduzindo o tempo de máquinas paradas e aumentando o intervalo entre manutenções. De forma concomitante, houve redução de estoque de peças de reposição e das horas de manutenção. Ou seja: a tecnologia ajuda, mas a gestão do ativo é que traz o ganho.

Não se trata de comprar o produto mais caro. Se trata de comprar o produto

com melhor relação custobenefício ao longo do ciclo de vida. Um atuador com vedação de alta performance pode custar 20% a mais.

Mas se ele dobra o MTBF e evita 2 paradas por ano, o retorno vem em semanas. A indústria 4.0 exige decisão baseada em dados. E o dado está nos indicadores. Sem medir MTBF, B10d e custo de parada por minuto, a área de compras está decidindo no escuro.

Conclusão: produtividade não nasce só no chão de fábrica. Nasce na hora da compra. Deixar de considerar o custo total da operação é aceitar que a máquina vai parar. E quando ela para, o preço do atuador vira o menor dos problemas.

Decidir a compra por preço é fazer gestão de Passivo, porque custo de aquisição de um atuador ou válvula representa entre 5% e 15% do TCO em 5 anos. Os outros 85% estão escondidos em

1 - O. MTBF -Tempo Médio entre Falhas

4 contas: Custo de Falha: Cada parada não planejada tem um custo por minuto.

No setor automotivo esse valor chega a R$ 8.000/min.

Em alimentos, a perda é de lote + setup + higienização.

Custo de Manutenção: Horahomem + deslocamento + diagnóstico. Custo de Energia: Vazamentos em conexões e válvulas mal dimensionadas consomem até 30% a mais de ar comprimido. Ar comprimido é o “4º utilidade “ mais cara da fábrica. Comprar o “mais barato” transfere todo esse custo para depois. Para a produção.

Indicadores que devem nortear a decisão de compras compõem o TCO, engenharia e manutenção precisam ter 2 indicadores técnicos que estão ou devem ser disponibilizados pelo fabricante dos atuadores válvulas e demais:

Tempo médio corresponde em quantas horas esse componente vai me dar problema?”.

Um atuador com MTBF de 20.000 horas vs e um de 8.000 horas significa 2,5x menos intervenções no mesmo período. Em uma linha 24/7, isso são 3 paradas a menos por ano 2 - B10d Indicador que corresponde a quantos ciclos o componente executa até que 10% da população apresente falha perigosa.

Para válvulas, o B10d define a vida útil e o intervalo de manutenção preventiva. Ignorar B10d é trabalhar com risco e com manutenção corretiva. Outros indicadores que compõem o TCO: Tempo Médio de Reparo - MTTR, vida útil em ciclos, consumo de ar.

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retrospectiva

Sergipe celebra o SEAP, mas o gasoduto entra na conta do risco regulatório Realizado em de julho, no Centro de Convenções AM Malls, em Aracaju, o Sergipe Oil & Gas (SOG) 2026 confirmou a transformação do estado em um dos principais polos de investimento da indústria brasileira de petróleo e gás. Mas o encontro não se limitou à celebração: colocou em disputa aberta a condição que sustenta o cronograma do Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), a estabilidade das regras de comercialização do gás.

A tensão apareceu nas entrelinhas dos discursos da Petrobras, de um lado, que advertiu que mudanças no arranjo comercial podem adiar a contratação do gasoduto de escoamento; de outro, a ANP, que afirmou que o gas release segue na agenda regulatória, e a indústria consumidora, que cobrou pressa. O SOG 2026 foi, nesse sentido, menos uma vitrine de investimentos do que o palco de um impasse.

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retrospectiva A escala do SEAP — e o que depende do gasoduto Os números dão a dimensão do que está em jogo: segundo a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, o SEAP deve elevar a produção de óleo em Sergipe de 50 mil para 240 mil barris por dia, além de injetar 18 milhões de m3 diários de gás na rede, volume capaz de alterar o equilíbrio da oferta nacional e atacar gargalos históricos de suprimento no Nordeste.

O escoamento desse gás, porém, depende de um gasoduto cuja contratação estava prevista para este ano. Sylvia Anjos afirmou que alterações no arranjo comercial colocam

em risco a viabilidade da obra. Ela sustentou que o projeto foi aprovado sob um cenário de regras estáveis e que mudanças por decreto afetariam acordos já celebrados com os sócios do consórcio, que incluem empresas indianas.

A diretora foi direta sobre o efeito prático de inviabilizar a comercialização: “é mais fácil você investir em óleo do que em gás”. O recado, dirigido ao regulador e ao governo, é que a decisão sobre desconcentração não é neutra do ponto de vista de alocação de capital.

A ANP mantém o rumo e chama a reação de esperada A resposta veio da diretora da ANP, Symone Araújo, que avaliou como natural que a Petrobras se oponha à medida, por ser o agente mais afetado: “seria estranho que ela pudesse ficar absolutamente tranquila”, disse, lembrando o poder de mercado atual da Petrobras.

Segundo a diretora, a Agência vem conduzindo o tema com constância técnica, através de workshop, consulta por formulário e, agora, consolidação das contribuições para análise de impacto regulatório, com documento específico previsto para consulta pública. O assunto integra a Agenda Regulatória 2025/2026 da ANP. Simone Araújo também descartou a

revisão da Resolução 1003, que regulamenta o acesso a terminais de GNL, classificando-a como bem calibrada e ancorada em debate anterior. A posição contrasta com a da Eneva, que vê a norma com cautela e aponta risco de insegurança jurídica para investimentos já estruturados, segundo o diretor de Relações Externas, Aurélio Amaral.

Houve, contudo, um recuo relevante: na classificação de gasodutos, a ANP decidiu abandonar a retroatividade a 2021 e adotar o conceito de vigência “daqui para frente”, atendendo demanda das distribuidoras.

Os limites técnicos de pressão e diâmetro, baseados em parâmetros internacionais, não devem mudar.

A indústria consumidora cobra velocidade O terceiro vértice desse debate foi ocupado pelos grandes consumidores. O presidente da Abrace, Paulo Pedrosa, apresentou o diagnóstico mais duro do evento: o consumo industrial de gás natural no Brasil está estagnado há 14 anos, e o setor químico opera 134 nº406 Petro & Química

com 37% de capacidade ociosa.

Para Pedrosa, o gás da União pode irrigar o mercado e contribuir para a formação de preços, desde que ofertado em leilões transparentes. Ele defendeu um modelo de leilão diário conduzido pela PPSA, atuando

retrospectiva como market maker do mercado secundário.

Sobre a disputa com a estatal, foi conciliador quanto ao método e firme quanto ao princípio: “ninguém pode interferir no preço”. Segundo ele, a Abrace nunca defendeu um gas release imposto a qualquer empresa; apenas que o gás seja vendido em leilão.

O contexto se moveu durante o próprio evento. O CNPE aprovou a realização da primeira disputa pelo gás da União, com previsão para novembro. O modelo permitirá que a PPSA oferte gás diretamente a consumidores finais, em vez de vender todo o volume à Petrobras.

Sergipe Oil & Gas 2026

20 municípios, uma carta e a pergunta que o petróleo não responde Um dia antes da abertura do Sergipe Oil & Gas, em 28 de julho, o Delmar Hotel sediou o Fórum de Desenvolvimento Territorial: Municípios Petrolíferos. O encontro reuniu cerca de 80 lideranças de 20 municípios sergipanos, além de autoridades, operadoras e especialistas.

Promovido pelo Sebrae/SE dentro do

projeto Energias de Sergipe, em parceria com a Rede Petrogas de Sergipe, a ABPIP e o Fórum de Secretários e Dirigentes Municipais de Desenvolvimento Econômico, o fórum tratou de um problema que a agenda técnica do SOG não alcança: o que fazer com o dinheiro depois que o poço seca.

A pauta: royalties, tributação e dois cases O painel técnico percorreu o petróleo como vetor de desenvolvimento territorial (Sebrae-SE), o papel das operadoras na geração de oportunidades locais (ABPIP), a tributação do setor como vantagem comparativa e o processo de distribuição de royalties, apresentado pela ANP. A diretora Symone Araújo esteve na mesa de autoridades - a mesma que, dois dias depois, defenderia no SOG a continuidade do gas release.

A escolha dos casos práticos é reveladora: Maricá (RJ), referência nacional em gestão de fundo soberano municipal alimentado por royalties, e Silves (AM). Também compuseram a mesa Marcelo Santos Menezes (secretário executivo da SEDETEC/SE), Lucas Lima Mota (gerente executivo da ABPIP) e Christiano Dias Lebre (superintendente do Sebrae/SE).

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retrospectiva A entrega: Carta de Sergipe A tarde foi de oficina, com grupos de trabalho municipais redigindo a Carta de Sergipe — agenda estratégica pactuada entre poder público, empresas e sociedade civil. O documento não ficou no fórum: foi formalizado dia 31, dentro da programação do SOG, ao lado do Pacto da Inovação assinado com startups e a cadeia de petróleo e gás.

O objetivo declarado da Carta chama atenção pela franqueza: reduzir a dependência das receitas petrolíferas e

fortalecer os pequenos negócios locais. Em outras palavras, um fórum de municípios produtores cuja meta é depender menos do que os torna produtores.

A analista de competitividade do Sebrae Sergipe, Lea Bomfim, resumiu a lógica ao afirmar que o desenvolvimento real aparece quando os municípios “convertem esses recursos temporários em infraestrutura de longo prazo”, inovação e fortalecimento das empresas locais.

Por que isso importa: porque o SEAP elevará a produção sergipana de 50 mil para 240 mil barris/dia — e, com ela, a arrecadação de royalties dos municípios da área de influência. A capacidade de gestão dessas receitas passa a ser variável crítica; porque a literatura sobre municípios petrolíferos brasileiros documenta risco de acomodação fiscal e dependência.

O caso Maricá é citado justamente por ter tentado o caminho oposto, com fundo soberano e projetos estruturantes; para fornecedores e prestadores de serviço, a Carta sinaliza onde o estado pretende ancorar conteúdo local: qualificação profissional, pequenos negócios e projetos de longo prazo.

Harmonização federativa: o resultado concreto do evento Se o gas release ficou em aberto, o eixo federativo produziu entregas. Foram assinados em Aracaju um pacto entre União, estado de Sergipe e seus reguladores e um acordo de cooperação entre a ANP e as agências estaduais de Mato Grosso do Sul, Espírito Santo e Sergipe, movimento que o diretor de Gás Natural do MME, Marcello Weydt, classificou como ponto de partida para o diálogo entre as esferas.

A ANP avalia que a harmonização pode esvaziar litígios em curso entre União e

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estados. No plano local, o secretário de Desenvolvimento Econômico e Tecnológico de Sergipe, Marcelo Menezes, anunciou que o estado planeja um sócio estatal para a Sergas e a revisão do contrato de concessão, com modelo de capital misto junto à Codise e busca por tarifa competitiva. O senador Laércio Oliveira, autor da Lei do Gás, defendeu que a desconcentração seja construída com diálogo e segurança jurídica, com participação de todos os agentes, inclusive a Petrobras.

retrospectiva Fora da pauta do gás: Margem Equatorial e Pelotas A perfuração do poço Morfo, no Amapá, estava em fase final, com expectativa de entrada no reservatório na primeira semana de agosto - houve atrasos por parada regulatória e por uma zona de pressão anormal que exigiu cimentação total do poço.

Concluída a operação, a sonda seria

deslocada para o Rio Grande do Norte, para perfurar o poço Mãe de Ouro. Na Bacia de Pelotas, onde a Petrobras detém 32 blocos, os trabalhos seguem em levantamento sísmico, com decisão sobre perfuração dependente de estudos previstos para o fim de 2026 ou início de 2027.

A agenda técnica: integridade, inovação e conteúdo local Ao lado do debate regulatório, o congresso técnico manteve programação voltada à engenharia de operação. Sessões trataram de integridade estrutural, segurança de processo, gerenciamento de riscos operacionais, inspeção e manutenção, descomissionamento e práticas regulatórias - pauta coerente com um projeto que combinará ativos novos e reaproveitamento de competências desenvolvidas na indústria offshore brasileira.

A Arena Inovação e o Energy Startup Day reuniram startups, universidades e centros tecnológicos em torno de digitalização, inteligência artificial, monitoramento remoto, automação e redução de emissões. A feira de negócios contou com cerca de 90 expositores e rodadas estruturadas entre operadoras e fornecedores previamente selecionados, com foco em ampliar a participação da indústria regional na cadeia dos futuros empreendimentos.

No painel “Mercado de gás natural em Sergipe com a chegada do SEAP”, o Superintendente Adjunto de Petróleo e Gás Natural da EPE, Marcelo Alfradique, discutiu os impactos no mercado de gás natural no estado com a chegada de grandes volumes de gás advindos do Sergipe Águas Profundas, esperados a partir de 2030. Ele apresentou recorte do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2035 relacionado às projeções de oferta e demanda de gás em Sergipe. Na avaliação do superintendente adjunto, o estado precisa se preparar para atrair indústrias intensivas no consumo deste energético e pode se transformar em um hub de gás natural nos próximos anos. Também participaram do debate representantes da GBS Storage, Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás), Sinergás, Bolsa Brasileira de Gás Natural e Biometano e CONSAG Engenharia. A moderação do painel coube ao Centro de Estudos de Energia da Fundação Getulio Vargas (FGV Energia).

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retrospectiva Então, três leituras ficam após o evento: o SEAP deixou de ser apenas promessa exploratória e virou variável de política energética nacional. Seus 18 milhões de m³/dia interessam ao debate sobre desconcentração tanto quanto ao suprimento do Nordeste; o gargalo do projeto migrou da engenharia para a regulação. O gasoduto de escoamento não depende de solução técnica inédita, mas de definição sobre o arranjo comercial do gás; a cadeia de fornecedores opera sob incerteza

dupla. A demanda por engenharia, inspeção, automação, instrumentação, válvulas e equipamentos submarinos existe — mas seu cronograma está atrelado a uma decisão regulatória ainda em consolidação na ANP. Sergipe deixou de ser fronteira promissora para assumir posição estratégica na expansão da produção nacional de gás. O SOG 2026 mostrou que essa posição, porém, será definida menos em Aracaju do que em Brasília.

Márcio Félix, ao microfone, reforçou apoio da ABPIP ao desenvolvimento da indústria nacional

A ABPIP - Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás marcou presença no Sergipe Oil & Gas 2026, participando de debates técnicos, promovendo reunião exclusiva com seus associados e recebendo visitantes em seu estande institucional.

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retrospectiva A ABPIP falou em dois painéis estratégicos no Congresso: o gerente executivo da Associação, Lucas Lima, participou do debate sobre integridade estrutural e segurança de processos e o presidente da ABPIP, Márcio Felix, integrou o painel “E&P onshore em Sergipe”, que discutiu o potencial dos campos terrestres e os desafios para ampliar investimentos na região.

A Associação realizou uma reunião técnica exclusiva para empresas associadas sobre Segurança Operacional, com a participação de especialistas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), abordando aspectos regulatórios e boas práticas relacionadas à segurança das operações de exploração e produção.

“O Sergipe Oil & Gas tornou-se um espaço estratégico para discutir o futuro da produção independente, compartilhar experiências e construir soluções para ampliar a competitividade do setor. A presença da ABPIP reforça nosso compromisso com

o desenvolvimento da indústria nacional e com o fortalecimento dos produtores independentes”, afirma o presidente da entidade, Márcio Felix.

A participação da ABPIP ocorre em um momento de expansão da produção de seus associados. Em março de 2026, os produtores independentes representados pela Associação alcançaram produção média de 391,6 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), crescimento de 31,6% em relação ao mesmo período do ano anterior.

Em Sergipe, os associados responderam por uma produção média de aproximadamente 13,1 mil boe/d, equivalente a 98% da produção total do estado, composta majoritariamente por operações terrestres. No primeiro semestre de 2026, essa atividade também gerou cerca de R$ 208 milhões em royalties, reforçando sua relevância econômica tanto para o estado quanto para os municípios produtores.

Lucas Mota falou sobre integridade estrutural

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retrospectiva

Conexões Produtivas destaca Pecém como plataforma da nova indústria de energia, óleo e gás e hidrogênio verde A quarta edição do Conexões Produtivas: Oportunidades para o Desenvolvimento da Indústria Brasileira, realizada na sede da Fiec - Federação das Indústrias do Estado do Ceará, em Fortaleza, consolidou o Ceará como um dos principais polos nacionais da nova política industrial voltada à internacionalização, à transição energética e ao fortalecimento das cadeias produtivas estratégicas.

Promovido pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), em parceria com a Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (ABDI), a Agência 140 nº406 Petro & Química

retrospectiva Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (ApexBrasil), a FIEC e outras instituições, o encontro reuniu representantes do governo federal, entidades empresariais e empresas para discutir instrumentos de competitividade, inovação, financiamento e acesso a mercados internacionais, com destaque para as oportunidades abertas pelo Acordo Mercosul-União Europeia.

Embora a programação tenha abordado diversos segmentos industriais, um dos temas centrais foi o papel do Complexo Industrial e Portuário do Pecém (CIPP) como principal plataforma logística e industrial do Nordeste para projetos de descarbonização e de expansão das cadeias de óleo e gás, combustíveis renováveis e hidrogênio de baixa emissão de carbono. A localização estratégica do porto, com as menores rotas marítimas entre o Brasil, a Europa e a costa leste dos Estados Unidos, vem ampliando sua atratividade para investimentos industriais voltados tanto ao mercado doméstico quanto à exportação.

O Pecém atravessa uma fase de transformação estrutural.

Além da consolidação de seu parque siderúrgico e metalmecânico, o complexo tornou-se um dos principais polos brasileiros para projetos de hidrogênio verde (H₂V). Diversas empresas internacionais firmaram memorandos de entendimento para implantação de plantas de produção destinadas principalmente ao mercado europeu, aproveitando a elevada disponibilidade de energia eólica e solar do Ceará, a infraestrutura portuária e a futura demanda por combustíveis de baixo carbono.

O fortalecimento dessa cadeia produtiva foi apontado durante o evento como uma oportunidade para ampliar a participação da

indústria brasileira nas novas cadeias globais de valor.

Outro segmento estratégico é o de óleo e gás, que passa por uma nova etapa de expansão no Pecém. O complexo vem recebendo investimentos em infraestrutura logística para movimentação e armazenamento de combustíveis, incluindo a implantação de um novo parque de tancagem, que permitirá ampliar a capacidade de recepção, estocagem e distribuição de derivados de petróleo, biocombustíveis e outros líquidos energéticos. A infraestrutura também complementa a operação do Terminal de Regaseificação de GNL do Pecém, considerado um dos principais ativos de suprimento de gás natural do Nordeste e elemento importante para a segurança energética regional.

Durante o Conexões Produtivas, representantes da ABDI e da ApexBrasil destacaram que o fortalecimento da competitividade industrial depende da integração entre infraestrutura logística, inovação tecnológica, digitalização, sustentabilidade e acesso a mercados internacionais. Nesse contexto, o Ceará foi apresentado como exemplo de ambiente favorável à atração de investimentos industriais, especialmente em setores intensivos em tecnologia e voltados à economia de baixo carbono. A combinação entre o Porto do Pecém, projetos de energias renováveis, expansão da infraestrutura de gás natural e políticas de apoio à internacionalização posiciona o estado como um dos principais candidatos a liderar a nova industrialização associada à transição energética brasileira.

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retrospectiva

@Divulgação

O BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social participou da quarta edição do Conexões Produtivas apresentando os instrumentos financeiros que sustentam a estratégia da Nova Indústria Brasil (NIB), com foco na ampliação da competitividade, inovação e transição energética da indústria nacional. Representado por Luiza Sidônio Rodrigues, gerente do Departamento de Inovação e Estratégia Industrial, o banco detalhou as linhas de financiamento destinadas à modernização tecnológica, aumento da produtividade, digitalização de processos industriais e projetos alinhados às missões da política industrial brasileira, além de disponibilizar atendimento técnico às empresas interessadas em estruturar novos investimentos.

Para o Ceará, a mensagem apresentada pelo BNDES tem relevância estratégica diante da consolidação do Complexo Industrial e Portuário do Pecém (CIPP) como um dos principais polos nacionais para projetos de hidrogênio de baixo carbono, infraestrutura de gás natural, combustíveis renováveis e descarbonização industrial. Embora não tenham sido anunciadas linhas de crédito exclusivas para o estado, os instrumentos do banco contemplam investimentos em infraestrutura energética, equipamentos para energias renováveis, inovação industrial e cadeias produtivas de baixo carbono, segmentos que concentram parte significativa dos projetos em implantação ou estruturação no Pecém. A convergência entre financiamento público e investimentos privados tende a acelerar a formação de um ecossistema industrial voltado à produção, processamento e exportação de novas moléculas energéticas.

Essa diretriz foi reforçada pela agenda do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC) durante o evento.

Após visitar o Complexo do Pecém, o ministro 142 nº406 Petro & Química

Márcio Elias Rosa destacou o potencial do empreendimento para impulsionar investimentos em gás natural, hidrogênio verde, data centers e infraestrutura industrial, consolidando o Ceará como um dos principais vetores da nova política industrial brasileira. Nesse contexto, o papel do BNDES transcende a oferta de crédito: a instituição atua como indutora de projetos estruturantes capazes de integrar logística portuária, indústria de transformação, energia e inovação tecnológica, ampliando a competitividade do Brasil nas cadeias globais de óleo e gás, hidrogênio e combustíveis de baixo carbono.

O ministro visitou o complexo antes da abertura do encontro e ressaltou que o Pecém representa um dos principais vetores da nova política industrial brasileira, concentrando investimentos em gás natural, hidrogênio de baixo carbono, infraestrutura portuária, data centers e indústria de transformação.

Segundo o ministro, o conjunto de projetos previstos para o complexo poderá gerar cerca de 80 mil empregos diretos e indiretos, reforçando seu papel como plataforma

retrospectiva de atração de investimentos nacionais e internacionais.

Outro destaque foi a apresentação do ambiente de negócios oferecido pelo Complexo Industrial e Portuário do Pecém e pela Zona de Processamento de Exportação como diferenciais competitivos para empresas interessadas em acessar o mercado europeu após a implementação do Acordo Mercosul-União Europeia. A integração entre porto, ZPE, parque industrial e futura conexão ferroviária da Transnordestina foi apontada como um dos principais fatores para reduzir custos logísticos e aumentar a competitividade das cadeias de siderurgia, energias renováveis, petróleo, gás natural e hidrogênio de baixo carbono.

Embora não tenha havido lançamento de novos investimentos pelo CIPP durante o evento, a estratégia apresentada reforçou projetos já em desenvolvimento no complexo, como a consolidação do hub de hidrogênio de baixo carbono, a ampliação da infraestrutura para movimentação de combustíveis e gás natural, a expansão da cadeia metalmecânica e siderúrgica e a atração de indústrias intensivas em energia limpa. Nesse contexto, o Conexões Produtivas posicionou o Pecém como uma das principais portas de entrada da Nova Indústria Brasil para os setores de óleo e gás, combustíveis de baixa emissão, hidrogênio e exportações industriais de maior valor agregado, articulando financiamento público, inovação tecnológica e inserção em cadeias globais de valor A realização da quarta edição do Conexões Produtivas em Fortaleza reforça ainda a estratégia do governo federal de aproximar os instrumentos da Nova Indústria Brasil das vocações produtivas regionais. Para o Ceará, isso significa potencializar investimentos em

cadeias como siderurgia de baixo carbono, fertilizantes, equipamentos para energias renováveis, hidrogênio verde, combustíveis sustentáveis, logística portuária, petróleo e gás, setores que tendem a demandar maior conteúdo local, inovação tecnológica e qualificação de fornecedores nacionais. Nesse cenário, o Complexo do Pecém consolidase não apenas como um corredor logístico, mas como um ecossistema industrial capaz de integrar produção, energia, exportação e desenvolvimento tecnológico, fortalecendo a competitividade da indústria brasileira nos mercados globais.

O Conexões Produtivas: Oportunidades para a Indústria no Acordo Mercosul-União Europeia é uma série de eventos presenciais realizada pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), pela Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (ApexBrasil) e pela Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (ABDI) com o apoio do Sebrae, INPI, INMETRO e BNDES, em diferentes regiões do Brasil, com o objetivo de apresentar às empresas brasileiras as oportunidades geradas pelo Acordo Mercosul-União Europeia. A iniciativa reúne especialistas, representantes governamentais, lideranças empresariais e organizações parceiras para debater tendências de mercado, oportunidades comerciais, estratégias de internacionalização e os impactos do acordo para os diversos setores produtivos brasileiros.

Cada edição é adaptada às características econômicas da região anfitriã, conectando empresas locais às demandas do mercado europeu e ampliando o acesso a informações estratégicas para a geração de novos negócios.

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retrospectiva

Biometano avança no transporte pesado, mas expansão depende de infraestrutura, regulação e escala O principal consenso do CIBiogás Conecta Transporte Pesado foi que a descarbonização do transporte rodoviário pesado deixou de ser apenas uma meta ambiental para se tornar uma estratégia industrial e energética. O evento aconteceu na sede do Grupo Ultra, em São Paulo, e reuniu representantes da cadeia produtiva do biometano, fabricantes de equipamentos, distribuidoras de gás, empresas de transporte, produtores de combustível renovável e especialistas para discutir o estágio atual da tecnologia, o ambiente regulatório e os desafios para transformar o biometano em um combustível competitivo para caminhões, ônibus e veículos de grande porte.

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retrospectiva O momento é particularmente favorável para o setor já que, nos últimos anos, o Brasil passou a estruturar um conjunto de políticas públicas voltadas aos combustíveis de baixo carbono, enquanto a indústria ampliou significativamente os investimentos em plantas de produção de biometano, infraestrutura logística e desenvolvimento de veículos movidos a gás.

Durante a abertura do evento, o CIBiogás destacou que São Paulo deverá consolidar sua liderança nacional na produção de biometano. A projeção apresentada indica que a capacidade instalada pode chegar a 1 milhão de m3/d, sustentada principalmente pela expansão de projetos associados aos

setores sucroenergético, de resíduos sólidos urbanos e de saneamento. A expectativa é de continuidade desse crescimento nos anos seguintes, acompanhando a entrada em operação de novas plantas e a ampliação da demanda industrial e veicular.

O cenário apresentado está alinhado ao Panorama do Biogás 2025, elaborado pelo próprio CIBiogás, segundo o qual São Paulo já responde pela maior produção nacional de biogás e concentra uma parcela crescente da produção de biometano, resultado da combinação entre elevada disponibilidade de resíduos, infraestrutura de distribuição de gás natural e forte presença da agroindústria.

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retrospectiva Tecnologia já disponível Uma das discussões do encontro mostrou que o gargalo para a expansão do biometano deixou de ser tecnológico; os fabricantes já oferecem caminhões, ônibus e motores dedicados ao gás natural e ao biometano com desempenho equivalente ao dos veículos movidos a diesel para diversas aplicações de transporte regional e urbano. Nos últimos anos, empresas como Scania, Iveco, Volvo, Cummins e FPT Industrial ampliaram seus portfólios de motores a gás para o segmento pesado, enquanto fornecedores de sistemas de abastecimento, compressores, estações de compressão e armazenamento desenvolveram soluções específicas para operações logísticas de alta demanda.

Outro aspecto destacado foi que o biometano pode ser utilizado sem alterações significativas na infraestrutura já existente para gás natural veicular (GNV), permitindo o aproveitamento de redes de distribuição, postos de abastecimento e equipamentos atualmente em operação.

Essa característica reduz investimentos iniciais e acelera a adoção do combustível em frotas comerciais.

A CNT – Confederação Nacional dos Transportes é a favor da pluralidade de fontes energéticas e monitora a descarbonização dos transportes no país.

O transporte pesado é a principal fronteira de crescimento Embora o biometano já seja empregado em aplicações industriais e na geração de energia elétrica, o transporte pesado passou a ser considerado o principal mercado de expansão, o ponto chave para alavancar o setor.

Caminhões, ônibus, veículos de coleta de resíduos e operações logísticas de longa distância continuam altamente dependentes do diesel, responsável por parcela significativa das emissões de gases de efeito estufa do setor de transportes então, a substituição gradual desse combustível por biometano oferece vantagens ambientais relevantes, reduzindo as emissões líquidas de carbono

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ao aproveitar resíduos agrícolas, urbanos e do saneamento para produzir um combustível renovável de alta qualidade.

Além da redução das emissões de CO₂, a utilização do biometano também contribui para diminuir material particulado, óxidos de enxofre e parte das emissões de óxidos de nitrogênio, melhorando a qualidade do ar em centros urbanos.

retrospectiva Ambiente regulatório evolui Outro tema discutido foi o avanço do marco regulatório brasileiro para combustíveis renováveis. A aprovação da Lei nº 14.993/2024, conhecida como Lei do Combustível do Futuro, estabeleceu diretrizes para ampliar a participação de combustíveis de baixa intensidade de carbono na matriz energética nacional, criando instrumentos que favorecem o crescimento do mercado de biometano.

A legislação reconhece o combustível como componente estratégico da transição energética brasileira e cria mecanismos para ampliar sua produção, comercialização e utilização em diferentes segmentos econômicos.

Paralelamente, estados como São Paulo

vêm adotando medidas específicas para estimular novos investimentos. Entre elas está a chamada TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) Verde - modelo regulatório instituído pela ARSESP que viabiliza a interconexão de plantas de biometano à rede de distribuição, que possui condições diferenciadas para conexão de plantas produtoras de biometano às redes de distribuição de gás canalizado.

Na avaliação dos participantes do evento, essas iniciativas representam um passo importante para reduzir barreiras econômicas e acelerar a integração entre produtores de biometano e concessionárias estaduais de gás.

Produção cresce, mas oferta ainda precisa acompanhar a demanda Apesar do cenário otimista, os especialistas ressaltaram que a expansão do transporte pesado movido a biometano dependerá não apenas do crescimento da oferta do combustível, mas também de políticas públicas. Eles demonstraram que o apoio do Governos ao segmento foi fundamental tanto na Europa quanto nos EUA. Segundo dados apresentados pelo CIBiogás, o Brasil possui mais de 1.800 plantas de biogás em operação.

Entretanto, apenas parte dessa produção é convertida em biometano de padrão comercial. Até o início de 2026, 19 plantas estavam autorizadas a produzir biometano, enquanto outras 41 encontravam-se em processo de autorização, indicando um pipeline expressivo de novos empreendimentos.

O setor considera que a ampliação dessa capacidade será essencial para garantir abastecimento contínuo às futuras frotas de caminhões e ônibus movidos a gás renovável.

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retrospectiva Infraestrutura permanece como principal desafio Se a tecnologia está disponível e o ambiente regulatório evolui, a infraestrutura continua

sendo um dos maiores obstáculos para a expansão do mercado.

A Compagás contou como vem aumentando seus corredores verdes, corroborando o fato de que o país ainda possui número reduzido de corredores de abastecimento para veículos pesados movidos a gás, especialmente fora dos grandes centros urbanos. Além disso,

muitos produtores de biometano encontram dificuldades para conectar suas plantas às redes de distribuição ou para estruturar contratos de longo prazo capazes de garantir segurança aos investimentos.

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retrospectiva Outro desafio discutido envolve a logística de transporte do combustível em regiões onde ainda não existe gasoduto disponível, exigindo soluções baseadas em gás comprimido (CBG) ou gás liquefeito (LBG). Aqui, a Transjordano

mostrou o trabalho que vem desenvolvendo na criação de um corredor verde na Rodovia Anhanguera, elaborado com investimentos do Fundo Clima do BNDES+Finame, através da Garagelog.

Economia circular fortalece competitividade Além do aspecto energético, o evento reforçou o papel do biometano como vetor de economia circular.

Entra com peso aqui o setor sucroenergético, representado no evento pela Coperçúcar e pela Cocal.

Ao transformar resíduos da agroindústria, aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto em combustível renovável, o processo reduz emissões

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retrospectiva de metano, gera receita adicional para produtores rurais e operadores de resíduos, diminui impactos ambientais e amplia a segurança energética nacional.

Essa integração entre saneamento, agronegócio, indústria e transporte vem sendo apontada como uma das principais vantagens competitivas brasileiras na transição para uma economia de baixo carbono.

A inclusão do biogás/biometano e do biodiesel foi analisada na prática: o diesel, por 150 nº406 Petro & Química

exemplo, já reina no setor sucroenergético e é preciso otimizar a infraestrutura existente.

retrospectiva Perspectivas A avaliação entre os participantes foi de que o mercado brasileiro de biometano entrou em uma nova fase de desenvolvimento. A combinação entre políticas públicas, aumento da produção, amadurecimento tecnológico e crescente interesse das empresas de transporte cria condições para uma expansão consistente ao longo da próxima década.

Ainda assim, o ritmo dessa transformação dependerá da capacidade de ampliar rapidamente a infraestrutura de abastecimento, acelerar o licenciamento

de novas plantas, consolidar modelos de contratação de longo prazo e garantir estabilidade regulatória para investidores.

Se essas condições forem atendidas, o biometano poderá deixar de ocupar um nicho de mercado para tornar-se um dos principais combustíveis renováveis destinados ao transporte pesado brasileiro, contribuindo simultaneamente para a descarbonização da logística, o aproveitamento de resíduos e o fortalecimento da segurança energética do país.

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@arquivo pessoal Jennifer Miskimins

retrospectiva

LACPEC 2026 mostra América Latina como polo global de inovação em engenharia de petróleo e gás A edição de 2026 da Society of Petroleum Engineers (SPE) Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (LACPEC) confirmou o crescente protagonismo da América Latina na evolução tecnológica da indústria de exploração e produção (E&P). Realizado entre 9 e 11 de junho, no Windsor Barra Hotel, no Rio de Janeiro, o evento reuniu especialistas, operadores, empresas de tecnologia, universidades e centros de pesquisa sob o tema “Engineered Opportunities: Technologies Shaping the Energy Landscape”, refletindo a convergência entre produtividade, descarbonização e transformação digital.

Promovido pela SPE, o LACPEC voltou ao Brasil em um momento particularmente favorável para a região. O avanço do Pré-sal brasileiro, a expansão das operações offshore na Guiana e no Suriname, o desenvolvimento de Vaca Muerta, na Argentina, e a busca por maior eficiência operacional em campos maduros transformaram a América Latina em um dos principais laboratórios mundiais para novas tecnologias de engenharia de reservatórios, perfuração, produção e gestão de ativos.

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retrospectiva Digitalização deixa de ser tendência e vira requisito operacional Um dos principais temas do congresso foi a rápida incorporação de tecnologias digitais em todas as etapas do ciclo de vida dos ativos de E&P. Diversas apresentações mostraram como inteligência artificial, aprendizado de máquina, análise avançada de dados, computação em nuvem e integração de dados em tempo real estão reduzindo incertezas geológicas, aumentando fatores de recuperação e diminuindo custos operacionais.

Casos apresentados por operadores da região evidenciaram aplicações de IA na interpretação sísmica, otimização de perfuração, monitoramento contínuo de poços, manutenção preditiva e apoio à tomada de decisão baseada em grandes volumes de dados. A digitalização também apareceu fortemente associada à automação de operações offshore e ao conceito de campos inteligentes (Smart Fields), permitindo maior integração entre equipes onshore e offshore.

Descarbonização passa a integrar decisões de engenharia Ao contrário das primeiras discussões sobre transição energética, nas quais sustentabilidade aparecia como tema paralelo, o LACPEC 2026 mostrou que a redução da intensidade de carbono se tornou variável técnica incorporada aos projetos de

engenharia.

A mensagem predominante foi que competitividade e descarbonização caminham juntas, especialmente diante das exigências crescentes de investidores, financiadores e mercados consumidores.

Ciência de dados deixou de ser trilha e virou camada Quatro sessões técnicas foram dedicadas exclusivamente a ciência de dados e tecnologias digitais, mas ainda mais relevante do que o volume é o deslocamento de vocabulário. As sessões não falam mais em “analytics” genérico: falam em sistemas de agentes de IA, modelos de linguagem de grande porte aplicados a fluxos de trabalho operacionais e estratégias de dados abertos. É a diferença entre usar aprendizado de máquina para prever uma variável e delegar

a um sistema a execução encadeada de uma tarefa de engenharia. Um detalhe de bastidor confirma a direção: o comitê de programa de 2026 inclui Nefeli Moridis, da NVIDIA. A presença de um fornecedor de infraestrutura de computação em um comitê técnico de engenharia de petróleo é um indicador razoavelmente claro de que a discussão migrou do algoritmo para a capacidade computacional que o sustenta.

CCUS atravessou a fronteira da engenharia regulatória Duas sessões trataram de captura, utilização e armazenamento de carbono e ainda de modelagem avançada de reservatório e de abordagens de condição de contorno capazes de reduzir custo computacional sem perda de

fidelidade, com três finalidades declaradas: gerenciamento de pressão, definição da Área de Revisão (Area of Review) e aprovação regulatória. Esses três itens não são temas de pesquisa exploratória; são entregáveis de

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retrospectiva licenciamento.

A Área de Revisão é a região ao redor do poço injetor na qual a pluma de CO₂ e a frente de pressão podem comprometer a integridade de poços preexistentes; delimitála exige simulação acoplada e define o escopo de monitoramento exigido pelo regulador.

Quando um congresso de E&P dedica meia sessão a otimizar o custo computacional desse cálculo, a mensagem é que projetos de CCUS na região deixaram a fase conceitual e entraram na fase em que o gargalo é a submissão regulatória e o financiamento, não a viabilidade técnica.

Ativos maduros concentraram o problema técnico mais denso A revitalização de campos maduros apareceu em três frentes distintas: New Life for Old Fields, Beyond the Barrel: Smarter Management of Latin America’s Energy Assets e Managing Risk and Extending Life: Integrity Solutions for Complex Wells.

A composição é ilustrativa do reordenamento do ativo brasileiro em terra e em águas rasas: PetroReconcavo,

Perenco Brasil, Ecopetrol Oil & Gas do Brasil, a consultoria NSAI e a gerência de projetos de ativos maduros em águas profundas da Petrobras. O eixo comum é o mesmo que estrutura qualquer decisão de fim de vida útil: estender, revitalizar ou descomissionar e a engenharia que sustenta cada uma dessas rotas é substancialmente diferente.

A discussão chegou ao nível operacional dessa decisão, reunindo diagnóstico de poços em fim de vida, equipamentos de bombeio submerso e operações de fresagem. Não por acaso, a plenária de abertura incluiu Dimitrios Chalela Magalhães, gerente executivo de

Projetos de Capital e Descomissionamento da Petrobras, ao lado de Jennifer Miskimins (presidente da SPE em 2026) e Felipe Arbelaez (BP Brasil). Descomissionamento subiu à mesa principal.

A geografia do upstream regional está sendo redesenhada O painel “From Patagonia to the Caribbean Sea” reuniu YPF, Ecopetrol Brasil, TGS, Rystad Energy e a gerência-geral de Exploração da 154 nº406 Petro & Química

Margem Equatorial da Petrobras para tratar de um deslocamento simultâneo em duas direções: reservas provadas amadurecendo

retrospectiva em bacias tradicionais e novas fronteiras se abrindo do sul argentino ao Caribe.

Do ponto de vista de engenharia, isso significa que a região opera hoje três regimes

técnicos distintos em paralelo - carbonatos do Pré-sal, não convencionais de Vaca Muerta e exploração de fronteira em margem equatorial e no Caribe.

PD&I colaborativo como modelo estrutural, não como discurso O painel “Bridging Research, Development & Innovation”, organizado pelo Comitê Técnico de PD&I Brasil da SPE, colocou na mesma mesa Repsol Sinopec Brasil, Petrobras/ CENPES, TotalEnergies, Shell, Equinor Brasil e Galp. A pergunta central foi a integração entre operadoras, universidades, ICTs, empresas de serviço e reguladores.

A recorrência do tema tem uma explicação

regulatória concreta no caso brasileiro: a cláusula de PD&I da ANP transforma percentual da receita bruta de campos de alta produtividade em investimento obrigatório em pesquisa. O que está em disputa nesse painel não é se haverá investimento, mas qual arranjo institucional converte esse investimento em tecnologia efetivamente implantada em campo.

Cooperação regional ganha importância O LACPEC também evidenciou um movimento crescente de cooperação técnica entre países latino-americanos.

Além do Brasil, diversos painéis discutiram oportunidades de integração tecnológica envolvendo Argentina, México, Colômbia, Guiana, Suriname e Trinidad e Tobago, compartilhando experiências sobre

exploração offshore, desenvolvimento de reservatórios não convencionais, segurança operacional e gestão de riscos.

Segundo a SPE, o objetivo é fortalecer uma comunidade técnica regional capaz de acelerar a adoção de novas tecnologias e responder aos desafios específicos da indústria energética latino-americana.

O que isso sinaliza para a cadeia de fornecimento O evento como conjunto destaca quatro implicações para fornecedores de automação,

instrumentação, software industrial, sensoriamento e serviços de engenharia:

• A demanda migra de ferramentas para arquitetura. Sistemas de agentes e LLMs pressupõem dados estruturados, interoperáveis e governados — o que desloca valor para integração e engenharia de dados, não para o modelo em si.

• CCUS vira negócio de conformidade técnica. Capacidade de simulação acoplada, definição de Área de Revisão e produção de dossiê regulatório passam a ser diferencial competitivo.

• Ativos maduros e descomissionamento formam um mercado técnico próprio, com exigências de diagnóstico, integridade e intervenção distintas das de campos novos.

• Retrofit digital de instalações existentes tende a superar, em volume, os projetos greenfield — e exige soluções que convivam com sistemas legados.

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@API

retrospectiva

Dez anos de integridade mecânica Em 20 a 23 de julho de 2026, o Henry B. González Convention Center, em San Antonio (Texas), sediou a décima edição do API Inspection and Mechanical Integrity Summit, promovido pelo American Petroleum Institute. Sob o tema “Maintaining Asset Integrity in the Evolving Energy Industry”, o encontro é um dos principais fóruns técnicos do setor para inspeção de equipamentos estáticos, ensaios não destrutivos, corrosão e gestão de integridade.

O grande volume de conteúdo foi organizado

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em uma matriz dupla: cinco divisões setoriais (upstream, midstream, downstream, petroquímica e multissetorial) cruzadas com três trilhas centrais e quatro trilhas focadas. As trilhas centrais foram Inspeção/ END/Monitoramento, Metalurgia/Corrosão e Engenharia & Gestão de Integridade de Ativos; as focadas, Transformação Digital, Tanques de Armazenamento, SynGas e Unmanned Inspection Systems — esta última, um indicador claro de que inspeção robotizada deixou de ser subtema.

retrospectiva

IA na pauta — com ressalvas vindas de dentro no terceiro dia por Brent Ray, especialista corporativo de inspeção e engenharia de confiabilidade de equipamentos estáticos da Marathon Petroleum, membro de grupos de trabalho do API e presidente desta edição do Summit.

@API/AndriOrphanides

A abertura coube ao estrategista de inovação Shawn Kanungo, com a palestra “Strategy in a World of Disruption”, centrada em IA generativa e transformação organizacional. Mas o posicionamento mais relevante do congresso não veio do palco principal, e sim de uma entrevista concedida

Ray defendeu uma adoção deliberadamente cautelosa: ele argumenta que o valor real da tecnologia depende de duas condições que não são tecnológicas, mas a qualidade dos dados de entrada e o julgamento técnico de quem interpreta os resultados. Recuperou o princípio clássico da computação - dado ruim na entrada, resultado não confiável na saída - e o aplicou ao contexto específico da integridade mecânica, em que registros de inspeção, leituras de sensores e históricos de manutenção alimentam decisões sobre equipamentos críticos.

O argumento tem consequência prática: qualquer recomendação gerada por sistema de IA precisa ser validada por profissional com competência para avaliá-la antes de virar decisão. Ray também associou o tema a um problema demográfico que preocupa o setor - a aposentadoria de engenheiros com décadas de experiência simultânea à contratação de profissionais que precisam absorver processos cada vez mais complexos. Nesse ponto, ele vê utilidade concreta na IA como organizadora de acervo técnico e facilitadora de consulta, sem que isso substitua o aprendizado prático.

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retrospectiva O programa técnico: falhas reais, não conceitos O que distingue o Summit de eventos comparáveis é a ancoragem em falhas documentadas. O formato recorrente “Failures that changed the industry” apareceu em duas trilhas: no downstream, com a análise da falha na linha lateral da Unidade nº 4 da refinaria da Chevron em Richmond, em 2012; no midstream, com o colapso do tanque do terminal da Ashland em Pittsburgh. São dois marcos regulatórios da história recente da integridade mecânica norte-americana.

Na divisão petroquímica, a metalurgia dominou: seleção de materiais para pigtails de hidrogênio em reformadores a vapor (SMR) e trocadores em plantas de ácido nítrico; investigação de falha em reator secundário multicamadas de ureia de alta pressão; e uma apresentação que questiona a interpretação de filamentos metálicos finos como evidência de trincamento por relaxação de tensões. A trilha de END trouxe detecção de trincamento sob tensão em reatores encamisados por meio de phase coherence imaging, e a trilha SynGas abordou estimativa de vida remanescente em fluência de pigtails em plantas SMR. No upstream, o foco foi submarino e ambiente severo: detecção de trincamento circunferencial em dutos submarinos sob restrições extremas, inspeção de risers na zona de respingo com abordagem multitecnologia, sistemas acústicos híbridos (HATs) para integridade de risers e modelagem automatizada de corrosão submarina em tempo real. Uma apresentação tratou de controle proativo de degradação combinando inspeção baseada em risco (RBI) e janelas operacionais de integridade (IOWs) para extensão de vida útil.

No downstream, destaque para inspeção de corrosão em operação a alta temperatura, um sensor ultrassônico de matriz densa para monitoramento contínuo de corrosão localizada e erosão, revisão de ocorrências de dano por H₂S em refinarias e — sinal da transição energética entrando na pauta de integridade — os desafios de corrosão em plantas de combustíveis renováveis. Houve ainda uma sessão dedicada a “Avoiding the IOW Illusion”, crítica ao uso formalista de janelas operacionais.

No midstream, a agenda de descarbonização apareceu de forma técnica e concreta: revestimento de barreira

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O Brasil esteve bem representado: Gênesis Gonsalves de Almeida, fundador e CEO da R1, compartilhou os resultados de um caso de sucesso de aplicação em ativos submarinos, mostrando como a tecnologia está impulsionando melhorias reais em inspeção e integridade mecânica.

multicamada para readequar dutos de gás natural ao transporte seguro de CO₂, e monitoramento de corrosão interna em dutos de biogás e gás natural renovável (RNG).

A trilha de tanques discutiu conformidade com a API 2350 por meio de avaliação de lacunas. E, no multissetorial, uma apresentação antecipou o exemplo de Nível 3 da futura Parte 15 da API 579, aplicada a conexões de pequeno diâmetro com análise por elementos finitos.

retrospectiva Três painéis, três diagnósticos • Three Grey-Beards: em formato de podcast, três especialistas aposentados em integridade de equipamentos estáticos somaram mais de 140 anos de experiência para discutir causas-raiz de acidentes graves de segurança de processo e como aprender com falhas alheias sem precisar vivê-las.

• Satélites para monitoramento de faixa de servidão: operadores, reguladores e provedores de tecnologia debateram vigilância por satélite de dutos, incluindo detecção de emissões, vazamentos, invasões e mudanças de vegetação. O painel tratou explicitamente de limiares de detecção e falsos positivos - a questão prática que decide se a tecnologia entra ou não no programa de conformidade.

• Robótica offshore em escala: discussão sobre estratégias multirrobô para ativos offshore, incluindo tanques de casco de FPSOs em águas profundas, e o que é necessário para levar a robótica de pilotos bemsucedidos a programas de inspeção em frota.

Três leituras se destacam para quem acompanha o mercado de integridade de ativos: • A infraestrutura legada está sendo reconvertida, não substituída.

Retrofit de dutos de gás natural para CO₂, monitoramento de RNG e corrosão em plantas de renováveis mostram que a transição energética chega à inspeção como problema de compatibilidade material, não como projeto novo.

• Monitoramento contínuo desloca a inspeção periódica. Sensores ultrassônicos permanentemente instalados, coleta por drone e modelagem em tempo real apontam para uma mudança de regime: da campanha de inspeção para o fluxo contínuo de dados.

• A qualidade do dado virou gargalo declarado. A posição do presidente do evento — de que IA sem governança de dados e supervisão humana não entrega confiabilidade — sinaliza que o próximo ciclo de investimento tende a ser em curadoria e rastreabilidade de registros, não apenas em algoritmos.

Para o público brasileiro, a agenda tem leitura direta: praticamente todos os temas - integridade de risers, revitalização de ativos maduros, adequação de dutos para

CO₂, corrosão em plantas de renováveis correspondem a problemas já postos no parque nacional de refino e na operação offshore.

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retrospectiva

API Inspection and Mechanical Integrity Summit 2026

Retrato de um mercado fragmentado A exposição do API Inspection and Mechanical Integrity Summit 2026 contou com 107 estandes, setorizados por tecnologias:

• Robótica e inspeção não tripulada — Gecko Robotics, Square Robot (robôs para

tanques em serviço), Deep Trekker (ROVs), HausBots (robôs escaladores), ARIX Technologies (inspeção robotizada de tubulação), KEWAZO (andaimes robotizados), Abyss Solutions e Oceaneering. A trilha técnica dedicada a Unmanned Inspection Systems tinha correspondência direta no piso.

• Sensoriamento permanente e monitoramento contínuo —

Inductosense, CorrosionRADAR, PipeSense, Ionix Advanced Technologies, EMPIT, INGU, evoSonic e Molex mPACT2WO. O grupo mais numeroso entre as empresas jovens, e o que melhor traduz a migração da campanha periódica de inspeção para o fluxo contínuo de dados.

• END avançado — Eddyfi, Evident, Waygate Technologies (Baker Hughes), Sonatest,

The Phased Array Company, Innerspec (EMAT), Danatronics, JIREH, Foerster, TesTex, Cygnus, Ekoscan e Guided Wave Analysis.

• Radiografia digital e fontes — DÜRR NDT, FUJIFILM NDT, Carestream Health e

QSA Global.

• Software de gestão de integridade — AsInt, Cenosco, Equity (E2G), Oplii,

intelliSPEC e Akselos, esta última com gêmeos digitais estruturais.

• Engenharia de consultoria e materiais — Becht, Stress Engineering,

KnightHawk, Wiss Janney Elstner, Vysus e ABS Consulting; em materiais, Alleima, Kucher Steel e UTComp (compósitos).

Entre as grandes corporações, presença discreta da Baker Hughes, Emerson, Siemens Energy, Wood e Black & Veatch.

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@Marleen deVries / ©Equinor

INPI: 822 617 897 - 16

Equinor contrata fornecedores para primeira onda de projetos submarinos e acelera estratégia de padronização no Mar do Norte A Equinor deu início à primeira fase de sua nova estratégia para acelerar o desenvolvimento de recursos offshore na plataforma continental norueguesa ao conceder contratos de aproximadamente US$ 590 milhões para quatro projetos submarinos.

A iniciativa integra um programa de padronização que prevê o desenvolvimento de cerca de 75 projetos subsea até 2035, com foco na redução de custos e do tempo entre a descoberta e o início da produção.

Segundo Gunnar Nakken, vice-presidente sênior de Projetos e Subsea da Equinor na plataforma continental norueguesa (NCS), a companhia pretende transformar a forma como desenvolve pequenas descobertas offshore.

“Para aproveitar esses recursos, precisamos desenvolver acumulações menores de forma muito mais rápida e econômica. Nossa ambição é reduzir pela metade os custos e o prazo de execução por meio de processos simplificados, soluções padronizadas e maior integração com fornecedores e parceiros”, afirmou.

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Os quatro empreendimentos - TWIN, Omega Sør, Tyrihans Nord e Brime - devem adicionar entre 130 milhões e 220 milhões de barris de óleo equivalente (boe) à produção futura da plataforma continental da Noruega,

reforçando a estratégia do país de manter elevados níveis de produção ao longo das próximas décadas por meio da monetização de descobertas satélites próximas à infraestrutura existente.

Contratos priorizam padronização da cadeia de suprimentos Os contratos foram distribuídos entre quatro fornecedores estratégicos: • TechnipFMC fornecerá os sistemas de produção submarina para Brime, Omega Sør e Tyrihans Nord, além de instalar os dutos rígidos do projeto TWIN, utilizando tubos fabricados pela Tenaris; • OneSubsea será responsável pelo sistema submarino do projeto TWIN e pelo fornecimento dos cabos umbilicais de todos os quatro projetos; • Ocean Installer executará as operações offshore de instalação das estruturas submarinas, interligação dos equipamentos, instalação dos cabos de controle e dos dutos flexíveis; • NOV fornecerá os dutos flexíveis destinados aos projetos Omega Sør, Tyrihans Nord e Brime.

Segundo Jannicke Nilsson, diretora de Compras da Equinor, a coordenação simultânea das encomendas aumenta a previsibilidade para a indústria fornecedora, fortalece a concorrência e reduz significativamente os custos dos projetos. A empresa pretende ampliar esse modelo para futuras campanhas de desenvolvimento submarino, tornando economicamente viáveis descobertas consideradas marginais.

Outro aspecto estratégico é a antecipação das encomendas de equipamentos de longo prazo de fabricação. Conforme explicou Gunnar Nakken, a aquisição antecipada de equipamentos padronizados permitirá reduzir significativamente o intervalo entre

descoberta e produção. Caso algum projeto da primeira fase não receba aprovação definitiva das autoridades ou dos parceiros, os equipamentos poderão ser redirecionados para futuros desenvolvimentos.

TWIN é o primeiro projeto aprovado Dos quatro empreendimentos, apenas o TWIN (Troll West Increased Gas Recovery North) recebeu até o momento aprovação definitiva dos parceiros e comunicação formal ao Ministério da Energia da Noruega, conforme estabelece a legislação petrolífera

do país.

O investimento supera NOK 4 bilhões e deverá acrescentar aproximadamente 11 bilhões de metros cúbicos padrão de gás natural às reservas produzidas do campo Troll, principal ativo gasífero da Noruega.

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O projeto prevê a perfuração de dois novos poços ligados às instalações submarinas existentes por meio de uma nova estrutura

submarina. O gás será processado na plataforma Troll A antes de seguir para a unidade de processamento de Kollsnes.

A parceria é formada por: • Equinor Energy AS (operadora) – 30,55%; • Petoro – 55,93%; • A/S Norske Shell – 8,19%; • TotalEnergies EP Norge – 3,69%; • ConocoPhillips Skandinavia – 1,64%.

Três projetos permanecem em fase de maturação O projeto Brime prevê quatro poços ligados às instalações submarinas existentes em Visund Sør, com processamento da produção em Gullfaks C e posterior exportação para Kårstø. Os recursos recuperáveis são estimados entre 16 milhões e 34 milhões de barris de óleo equivalente. O desenvolvimento também poderá servir de base para uma futura expansão da descoberta Nøkken.

Já Omega Sør, descoberta anunciada em 2026 nas proximidades do campo Snorre, deverá ser desenvolvido por meio de uma plataforma submarina e um satélite

de produção conectado à infraestrutura existente. Os volumes recuperáveis são estimados entre 25 milhões e 89 milhões de barris, predominantemente petróleo.

Por sua vez, Tyrihans Nord, descoberta originalmente realizada em 1984, deverá ser desenvolvido com dois novos poços ligados ao gasoduto existente entre o campo submarino de Tyrihans e a plataforma Kristin, no Mar da Noruega. As reservas estimadas variam entre 20 milhões e 30 milhões de barris de óleo equivalente, majoritariamente gás natural.

Descoberta Sissel também integra a estratégia Embora não faça parte dos contratos anunciados nesta etapa, a descoberta Sissel, realizada em janeiro de 2026, integra a primeira onda de projetos da Equinor.

O plano inicial previa uma nova estrutura submarina do tipo Cap-X, mas estudos de engenharia levaram à simplificação do desenvolvimento, que passará a utilizar a infraestrutura existente do campo Utgard. Os recursos recuperáveis atualmente estimados variam entre 6 milhões e 28 milhões de barris de óleo equivalente.

Com essa abordagem integrada, a Equinor pretende consolidar um novo modelo 164 nº406 Petro & Química

de desenvolvimento offshore baseado em padronização, reaproveitamento de infraestrutura instalada, compras coordenadas e maior integração entre operadora e fornecedores. A estratégia busca preservar a competitividade da plataforma continental norueguesa diante da maturidade dos campos do Mar do Norte e do Mar da Noruega, garantindo a continuidade da produção de petróleo e gás com menores custos de desenvolvimento e menor intensidade de emissões por barril produzido.

@PPSA/Tauan Alencar

Primeiro leilão de gás natural da União deve acontecer no último bimestre de 2026 O presidente da PPSA - Pré-Sal Petróleo S.A., Luis Fernando Paroli, informou nesta quinta-feira (30) que o primeiro leilão de gás natural da União deverá ser realizado no último bimestre de 2026, possivelmente em novembro. O anúncio foi feito em Brasília, após a aprovação, pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), da resolução que estabelece as diretrizes para a comercialização do gás natural da União.

A resolução do CNPE prevê dois modelos de leilões de comercialização. O primeiro consiste em leilões de curto prazo, para entrega entre 2027 e 2030, voltados preferencialmente aos consumidores livres dos setores da indústria de base. O segundo modelo será destinado à comercialização de longo prazo, a partir de 2030, para novos empreendimentos ou para expansão da capacidade produtiva das empresas desses setores.

O primeiro certame será destinado à comercialização da produção da União prevista para 2027. A expectativa é realizar, até 2029, leilões anuais com objetivo de comercializar a produção prevista para o ano subsequente.

Segundo Paroli, a PPSA está na fase final das negociações para contratar a Petrobras como agente comercializador do gás natural da União, etapa necessária para viabilizar a oferta do gás processado ao mercado.

“Após a conclusão dessa etapa, iniciaremos a elaboração das minutas do edital e dos contratos para a realização do primeiro leilão”, afirmou.

A nova regulamentação também permite a comercialização de pequenas quantidades de gás natural da União no mercado de curto prazo (spot), conferindo maior flexibilidade às operações.

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Primeiro abastecimento com etanol de navio porta-contêineres transoceânico no Brasil, no Porto de Santos A CMA CGM, referência global em soluções de transporte marítimo, terrestre, aéreo e logística; a Copersucar, líder global no setor de açúcar e etanol; a AGEO Terminais, maior armazenador de granéis líquidos do Porto de Santos; Santos Brasil, o maior terminal de contêineres do país; e a Bunker One, subsidiária do grupo dinamarquês Bunker Holding, líder global na comercialização de bunker, concluíram com sucesso, em 12 de julho, no Porto de Santos, a operação de abastecimento com etanol do CMA CGM IRON,

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primeiro navio porta-contêineres de 13.000 TEU equipado com motor tricombustível certificado.

A operação pioneira representa um marco para a descarbonização do transporte marítimo, posiciona o Brasil entre os países capazes de realizar este tipo de abastecimento e reforça o etanol como solução já disponível para reduzir emissões do setor.

O etanol fornecido pela Copersucar conta com uma cadeia de produção consolidada e certificada. A expansão da cultura da cana

ocorre predominantemente sobre áreas de pastagens degradadas, enquanto o programa RenovaBio estabelece rigorosos critérios de sustentabilidade e de desmatamento zero.

O abastecimento demandou coordenação logística e operacional entre diversos agentes da cadeia, envolvendo o transporte do etanol até o Porto de Santos, sua armazenagem em infraestrutura dedicada e a movimentação até o navio por meio de barcaça especializada, utilizando os mais elevados padrões internacionais de segurança e eficiência.

A iniciativa também contou com a colaboração de diversas instituições e autoridades responsáveis pelos aspectos regulatórios, operacionais e portuários,

cuja atuação foi essencial para viabilizar este marco para a navegação sustentável e também fortalecer o papel do Porto de Santos como referência em inovação para a transição energética.

O abastecimento demonstra, na prática, que o etanol reúne atributos capazes de acelerar a descarbonização do transporte marítimo. Além de proporcionar significativa redução das emissões de gases de efeito estufa, oferece disponibilidade imediata em escala comercial, infraestrutura de produção já consolidada no Brasil e competitividade econômica, características relevantes diante da crescente demanda global por combustíveis sustentáveis.

Posicionando o Brasil e o Porto de Santos como um futuro hub de combustíveis marítimos de baixo carbono Para além desta primeira demonstração, o Porto de Santos e o terminal de contêineres da Santos Brasil se posicionam e posicionam o Brasil como um futuro hub de combustíveis marítimos de baixo carbono para a América do Sul. Como o maior porto do continente e uma das principais portas de entrada e saída do comércio global, Santos tem potencial para conectar os recursos brasileiros de

energia renovável à demanda da navegação internacional. A aquisição da Santos Brasil pela CMA CGM, em 2025, reforça o compromisso de longo prazo do Grupo com o porto e reflete sua ambição de apoiar o desenvolvimento da infraestrutura e das parcerias necessárias para acelerar a transição energética no setor marítimo.

Avançando no uso de combustíveis alternativos para a descarbonização do transporte marítimo Como parte de seu compromisso de alcançar a neutralidade de carbono até 2050, a CMA CGM amplia o uso e avalia as soluções mais eficazes disponíveis para reduzir as emissões de gases de efeito estufa em suas operações de transporte marítimo e logística.

Até 2031, o Grupo prevê operar cerca de 200 navios porta-contêineres capazes de utilizar

energias de baixo carbono.

O CMA CGM IRON, entregue em 2025, é o primeiro navio do Grupo em uma série de doze porta-contêineres de 13.000 TEU, equipado com o primeiro motor tricombustível do mundo certificado para operar com etanol: o Everllence-B&W G95ME-C10.5-LGIM.

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“Juntamente com nossos parceiros, demonstramos que a inovação pode sair do laboratório e chegar às operações marítimas reais. A certificação do nosso primeiro navio com motor tricombustível representa um importante marco tecnológico para a CMA CGM. Ela abre caminho para o uso mais amplo de combustíveis de menor intensidade de carbono e nos oferece novas alternativas para acelerar a descarbonização de nossas operações de transporte marítimo”, afirmou Christine Cabau Woehrel, Vice-Presidente Executiva de Ativos e Operações da CMA CGM. @Divulgação

Neusa Marcelino – CEO da CMA GCM do Brasil com Tomás Manzano, CEI da Copersucar

A Copersucar oferece soluções em energia renovável em larga escala que impulsionam a transição energética e contribuem para a segurança alimentar global. Organizada como um ecossistema único e integrado de negócios especializados, a companhia é líder global na comercialização de açúcar e etanol, com atuação também em energia elétrica renovável e biometano, apoiada por um eficiente sistema logístico multimodal.

168 nº406 Petro & Química

“Esta operação demonstra a capacidade da Copersucar de conectar produção, logística e mercado para viabilizar soluções bioenergéticas em escala. Mais do que um abastecimento pioneiro, estamos construindo as condições para que o etanol passe a integrar, de forma competitiva, a matriz energética da navegação, ampliando o protagonismo do Brasil na transição para uma economia de baixo carbono”, afirma Tomás Manzano, presidente da Copersucar.

A Bunker One é subsidiária do grupo dinamarquês Bunker Holding, líder global no fornecimento e comercialização de combustíveis marítimos. As boas práticas

ambientais, sociais e de governança (ESG) renderam à empresa o Selo de Sustentabilidade do Ministério de Portos e Aeroportos (MPor).

“Essa operação pode ser considerada um marco na transição energética na indústria marítima em escala mundial, que começa a se adaptar para este modelo.

Atualmente, aproximadamente 70 navios da frota global podem ser abastecidos com metanol e, consequentemente, com etanol. Mas a previsão é que, nos próximos anos, outras 400 embarcações saiam dos estaleiros aptas a navegar com um combustível não fóssil”, avalia Flavio Ribeiro, CEO da Bunker One.

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@Edilson Rodrigues/Agência Senado

Programa Nacional Metano Zero pode acelerar mercado de biogás, biometano e valorização energética de resíduos A tramitação do Projeto de Lei nº 3.311/2025, que institui o Programa Nacional Metano Zero (MetanoZero), representa uma das mais relevantes iniciativas legislativas recentes para integrar a gestão de resíduos sólidos à política energética e climática brasileira. A proposta altera a Lei nº 12.305/2010, que instituiu a Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), estabelecendo diretrizes para ampliar o aproveitamento de resíduos orgânicos urbanos, agroindustriais e agropecuários na produção de biogás, biometano e biofertilizantes, além de estimular a redução das emissões de metano, gás cujo potencial de aquecimento global é cerca de 28 vezes superior ao do dióxido de carbono (CO₂) em um horizonte de 100 anos, segundo o Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC). O projeto encontra-se em tramitação no Senado Federal, após aprovação na Comissão de Assuntos Econômicos (CAE), seguindo para análise da Comissão de Meio Ambiente (CMA).

170 nº406 Petro & Química

Um dos pontos que vêm despertando maior interesse do mercado é a possibilidade de o Certificado de Origem Metano Zero (COMZ) dialogar com outros instrumentos de descarbonização já existentes, como os certificados previstos para o biometano e os mercados regulado e voluntário de carbono. Entretanto, o texto aprovado até o momento não estabelece fungibilidade automática entre esses mecanismos. A conversão, equivalência ou reconhecimento recíproco entre certificados dependerá de regulamentação posterior e da compatibilização com marcos legais como o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões (SBCE), instituído pela Lei nº 15.042/2024, e com os instrumentos previstos na Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024).

No âmbito legislativo, o PL nº 3.311/2025 avançou em 8 de julho de 2026 com a aprovação pela Comissão de Assuntos Econômicos (CAE) do Senado, sob relatoria do senador Eduardo Braga, e atualmente encontra-se na Comissão de Meio Ambiente (CMA), sob relatoria da senadora Eliziane Gama. Após essa etapa, a proposta seguirá para análise terminativa na Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) antes de ser encaminhada à Câmara dos Deputados, caso seja aprovada.

Na prática, o Metano Zero busca transformar um passivo ambiental em ativo econômico ao incentivar a captura do metano gerado em aterros sanitários, estações de tratamento de esgoto, granjas, confinamentos pecuários, usinas sucroenergéticas e agroindústrias.

Entre as medidas previstas estão a integração das políticas de resíduos sólidos e de energia renovável, estímulos à implantação de infraestrutura para biodigestão anaeróbia,

incentivos à inovação tecnológica, fortalecimento da economia circular e criação de um ambiente regulatório mais favorável à produção de biometano. A proposta converge com a Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024), que criou o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano (PNDG), estabelecendo metas obrigatórias de descarbonização para o mercado de gás natural e mecanismos como o Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB).

Os impactos econômicos podem ser expressivos. Segundo a Associação Brasileira do Biogás (ABiogás), o Brasil possui um dos maiores potenciais mundiais de produção de biogás e biometano, impulsionado pela disponibilidade de resíduos agropecuários, urbanos e industriais ainda subaproveitados.

A criação de um marco legal específico para o aproveitamento energético desses resíduos tende a ampliar investimentos em plantas de biodigestão, sistemas de purificação de biometano, infraestrutura de distribuição, equipamentos industriais, soluções digitais e serviços especializados de gestão ambiental. Além de reduzir emissões de gases de efeito estufa, o Programa Nacional Metano Zero poderá fortalecer a segurança energética, gerar novas receitas para municípios e produtores rurais, impulsionar cadeias industriais nacionais e consolidar o biometano como um dos principais vetores da transição energética brasileira, complementando a expansão das energias renováveis e contribuindo para a substituição gradual do gás natural fóssil.

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Uruguai acelera exploração offshore em área contígua à Bacia de Pelotas e reforça nova fronteira petrolífera do Atlântico Sul O Uruguai deu início a uma nova fase de investigação geológica de sua margem continental, intensificando as atividades exploratórias em blocos offshore localizados na Bacia Punta del Este, cuja porção sul é considerada geologicamente contínua à Bacia de Pelotas, compartilhada com o Brasil.

A iniciativa fortalece a estratégia uruguaia de atrair investimentos internacionais para uma região que ganhou destaque após as grandes descobertas de petróleo leve na margem atlântica da Namíbia, consideradas análogas do ponto de vista geológico às bacias do Atlântico Sul Ocidental.

A nova campanha começou com a aquisição de dados sísmicos 3D em águas profundas sob coordenação da estatal uruguaia ANCAP, em parceria com a empresa de geociências Viridien (antiga CGG). O levantamento utiliza o navio sísmico BGP Prospector, responsável pela aquisição de aproximadamente 7.000 172 nº406 Petro & Química

km² de dados sísmicos em duas etapas, sendo a primeira realizada entre março e abril de 2026 e a segunda programada entre novembro de 2026 e abril de 2027. O objetivo é ampliar significativamente o conhecimento geológico das bacias offshore uruguaias antes da perfuração dos primeiros poços exploratórios.

Segundo a ANCAP, toda a campanha foi autorizada pelo Ministério do Ambiente uruguaio após avaliação de impacto ambiental e incorpora protocolos internacionais para proteção da fauna marinha, incluindo monitoramento acústico passivo, observadores especializados a bordo e interrupção imediata das operações caso sejam identificados cetáceos, tartarugas ou outras espécies sensíveis na área de aquisição sísmica.

O passo seguinte será a perfuração do primeiro poço exploratório no bloco OFF-

6, operado pela norte-americana APA Exploration, prevista atualmente para setembro de 2027. Embora inicialmente planejada para ocorrer antes, a empresa informou que o cronograma foi ajustado em função da complexidade logística, da obtenção das autorizações regulatórias e da contratação da sonda de perfuração dentro da melhor janela meteorológica e oceanográfica para operações em águas profundas. A ANCAP destacou que a alteração não representa redução do compromisso do operador com o projeto.

Atualmente, o Uruguai possui sete áreas offshore concedidas a empresas internacionais, incluindo APA Corporation, Shell, YPF e Challenger Energy, que desenvolvem programas de aquisição sísmica, reprocessamento de dados e estudos exploratórios. A estratégia uruguaia combina estabilidade regulatória, disponibilidade de dados geológicos em ambiente virtual para investidores, grandes blocos exploratórios e contratos considerados competitivos para reduzir o risco exploratório em uma bacia ainda sem descobertas comerciais.

O interesse crescente decorre principalmente da comparação geológica entre a margem uruguaia e a costa sudoeste africana. Estudos sísmicos indicam que as bacias de Pelotas e Punta del Este fazem parte do mesmo sistema petrolífero desenvolvido durante a separação entre América do Sul e África. A descoberta dos campos Venus, pela TotalEnergies, e Graff, pela Shell, na Namíbia, reforçou a hipótese de que estruturas semelhantes possam existir do lado sul-americano, aumentando o interesse das companhias por essa nova fronteira exploratória.

Para o Brasil, o avanço uruguaio possui

relevância estratégica. A Bacia de Pelotas, localizada entre o litoral do Rio Grande do Sul e Santa Catarina, vem sendo apontada pela Petrobras como uma das principais novas fronteiras exploratórias do país. O município de Pelotas já foi escolhido para sediar a base logística das futuras campanhas brasileiras, previstas para apoiar a caracterização do potencial petrolífero da bacia. A proximidade geológica entre os projetos brasileiros e uruguaios permitirá que informações sísmicas e resultados de perfuração em um dos lados da fronteira contribuam para reduzir as incertezas exploratórias do outro, aumentando a atratividade regional para novos investimentos.

Especialistas observam que, embora o Uruguai nunca tenha registrado uma descoberta comercial de petróleo, a estratégia adotada pela ANCAP busca justamente reduzir o risco geológico por meio da ampliação da base de dados antes da perfuração. Segundo a estatal, a combinação entre estabilidade institucional, transparência regulatória, acesso remoto às informações geocientíficas e abertura permanente para investidores permitiu recolocar o offshore uruguaio no radar das grandes companhias internacionais após vários anos de baixa atividade exploratória.

Caso os primeiros poços confirmem sistemas petrolíferos ativos na margem uruguaia, o impacto poderá extrapolar as fronteiras do país. Uma descoberta comercial fortaleceria significativamente o potencial exploratório da Bacia de Pelotas, acelerando investimentos em ambos os lados da fronteira marítima e consolidando o extremo sul do Atlântico como uma das mais promissoras províncias petrolíferas emergentes do hemisfério sul.

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Constellation apresenta estratégia de inclusão feminina como resposta aos desafios da força de trabalho offshore A crescente demanda por profissionais qualificados e os desafios relacionados à renovação da força de trabalho têm levado empresas de óleo e gás em todo o mundo a buscar novas formas de atrair, desenvolver e reter talentos, especialmente mulheres.

Esse foi um dos temas abordados pela Constellation Oil Services durante o painel Women in Industry, realizado no IADC

World Drilling, em Portugal. A companhia apresentou sua estratégia para ampliar a participação feminina em operações offshore e fortalecer o pipeline de profissionais para a indústria de perfuração.

Desde dezembro de 2020, a Constellation registrou crescimento de 390% no número de mulheres atuando em suas operações offshore.

“Decidimos tratar a inclusão como parte da estratégia de negócios e não apenas como uma iniciativa de recursos humanos, associada à sustentabilidade da força de trabalho, à atração de talentos e à performance operacional. Os resultados mostram que ampliar oportunidades para mulheres no offshore fortalece a empresa como um todo”, afirma Flávia Soares, gerente de RH da Constellation.

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A estratégia da companhia foi estruturada em três pilares: governança e accountability, com metas acompanhadas pela liderança; desenvolvimento de um ambiente mais inclusivo, por meio de capacitação, mentoria e adequações na infraestrutura offshore; e geração de impacto para o negócio, ampliando a disponibilidade de profissionais para funções críticas e fortalecendo a retenção de talentos.

Durante o evento, a empresa compartilhou iniciativas implementadas nos últimos anos para ampliar o acesso de mulheres a carreiras técnicas e operacionais, além dos resultados

obtidos em indicadores de diversidade, retenção e desenvolvimento profissional.

Entre elas está o Programa de Trainee Offshore, voltado à formação acelerada de profissionais para posições técnicas e de liderança. Na edição mais recente, a companhia definiu a meta de destinar 50% das vagas a mulheres. O programa inclui cerca de 640 horas de capacitação especializada e aproximadamente 21 meses de experiência prática nas unidades offshore da empresa. O índice de retenção dos participantes chega a 94%.

“Por meio desse programa, tive experiência real nas operações offshore e estou pronta para ocupar uma posição de liderança logo no início da minha carreira. O que fez a diferença foi o suporte que encontrei: uma cultura na qual me sinto segura, acolhida e capaz de crescer profissionalmente”, afirma Karine Miranda, Assistente Sondador da Constellation.

Outro destaque é o Programa Intro to Drilling, criado para preparar profissionais para posições de entrada nas operações offshore. Desde 2023, o programa realizou seis turmas e capacitou mais de 200 profissionais, incluindo uma turma composta integralmente por mulheres. A iniciativa combina treinamento técnico intensivo e desenvolvimento de competências necessárias para atuação embarcada.

Os próximos passos da Constellation incluem ampliar as iniciativas de atração de talentos, fortalecer a formação técnica e acelerar o desenvolvimento de lideranças femininas para funções críticas nas operações.

“A construção de uma força de trabalho mais diversa e preparada será cada vez mais importante para sustentar a competitividade e a continuidade operacional da indústria offshore nos próximos anos”, conclui Flávia.

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bp negocia sua participação no projeto Bay du Nord A Equinor chegou a um acordo com a bp para adquirir sua participação no projeto Bay du Nord, na costa do Canadá, aumentando a propriedade da Equinor para 100%.

A transação reflete a simplificação

contínua do portfólio da bp e proporciona à Equinor maior flexibilidade para continuar a desenvolver o projeto rumo à decisão final de investimento (FID), prevista para o início de 2027.

“Nos últimos anos, fortalecemos o projeto Bay du Nord, aprimorando seu modelo de negócios e reduzindo os principais riscos. Esta transação reflete nossa confiança no projeto, enquanto continuamos a desenvolvê-lo rumo à decisão final de investimento. Buscaremos oportunidades para atrair parceiros como parte do desenvolvimento futuro do projeto”, afirma Philippe Mathieu, Vice-Presidente Executivo de Exploração e Produção Internacional.

Bay du Nord está localizada na bacia de Flemish Pass, a aproximadamente 500 quilômetros da costa de Terra Nova e Labrador. O conceito de desenvolvimento baseia-se em uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) com interligações submarinas e um amplo potencial de recursos em toda a bacia.

O projeto avançou para a fase de engenharia básica (FEED), com o trabalho contínuo focado no fortalecimento da eficiência de 176 nº406 Petro & Química

capital, no planejamento da execução e na robustez geral do projeto. O engajamento construtivo com os governos provinciais e federal tem apoiado o progresso em marcos importantes e continuará sendo fundamental à medida que o projeto avança.

A Equinor continuará a desenvolver o projeto visando uma decisão final de investimento, atualmente prevista para o início de 2027, sujeita às condições de mercado, aprovações regulatórias e aprovações internas.

TotalEnergies e ExxonMobil arrematam cargas de Atapu e de Bacalhau TotalEnergies e ExxonMobil foram as vencedoras do 7º Leilão Spot, promovido pela PPSA - Pré-Sal Petróleo S.A. em 29/07. A TotalEnergies arrematou uma carga de 900 mil barris de petróleo do campo de Atapu (lote 1), com previsão de carregamento em setembro de 2026; e a ExxonMobil arrematou uma carga 1 milhão de barris do campo de Bacalhau (lote 2), com previsão de carregamento em outubro de 2026.

O lote 3, referente a uma carga de 1 milhão de barris do campo de Bacalhau com carregamento previsto para novembro/ dezembro, não foi arrematado e voltará a ser

comercializado oportunamente.

Nos leilões spot, os valores são divulgados 15 dias após o embarque das cargas.

As ofertas de preço foram referenciadas pelo Brent datado e abertas em tempo real durante reunião on-line realizada com a participação de representantes das empresas. Desta vez, além da TotalEnergies e da ExxonMobil, participaram do certame: CNOOC, Equinor, Galp, Petrobras e Petrochina.

Petro & Química nº406

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notícias da Petrobras

Petrobras e Vast Infraestrutura reforçam parceria e assinam novo contrato para operações de transbordo de petróleo 178 nº406 Petro & Química

notícias da Petrobras

A Vast Infraestrutura assinou um novo contrato de longo prazo com a Petrobras para operações de transbordo de petróleo no T-Oil, Terminal de Petróleo da Vast, localizado no Porto do Açu, no norte do estado do Rio de Janeiro. O acordo marca uma nova etapa da parceria entre as empresas, iniciada em 2019,

sendo esse o primeiro contrato firmado entre as companhias na modalidade take-or-pay.

Nesse modelo contratual, são estabelecidos compromissos mínimos de utilização da infraestrutura, proporcionando maior previsibilidade operacional e garantia de capacidade para ambas as partes.

“O novo contrato reflete a confiança mútua desenvolvida ao longo dessa trajetória com a Petrobras e reforça o papel estratégico do T-Oil no escoamento da produção brasileira de petróleo. A modalidade take-or-pay irá garantir mais eficiência para as operações de exportação da Petrobras”, afirma Victor Snabaitis Bomfim, CEO da Vast.

Reconhecido pela segurança, eficiência operacional e soluções voltadas à redução de emissões, o T-Oil é atualmente líder nacional em operações de transbordo de petróleo entre navios. Em 2025, o terminal realizou 229 operações de transbordo e respondeu por mais de 48% das exportações brasileiras de óleo cru realizadas a partir de terminais, segundo dados da Antaq Agência Nacional de Transportes Aquaviários.

Localizado próximo às principais bacias produtoras do país, o T-Oil conta com licença para movimentar até 1,8 milhão de barris de petróleo por dia. O terminal possui três berços de atracação (Sul, Central e Norte), dos quais

dois (Central e Norte) são aptos a receber navios do tipo Very Large Crude Carrier (VLCC), embarcações com capacidade de até 2 milhões de barris de petróleo, e um (Sul) é apto a operar com navios do tipo Suezmax, com capacidade de até 1 milhão de barris. A partir deste ano, o terceiro berço (Sul) passará a operar também com navios da classe VLCC, ampliando a competitividade e a capacidade operacional da companhia.

Atualmente, o T-Oil atende 11 das principais operadoras de óleo e gás que atuam no Brasil: BW Energy, CNOOC, Equinor, ExxonMobil, Galp, Petrobras, PetroChina, PETRONAS, PRIO, Shell e TotalEnergies.

Petro & Química nº406

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@Petrobras

notícias da Petrobras

Produção própria da Petrobras cresce 14% No 2º trimestre de 2026, a produção média de óleo, LGN e gás natural alcançou a marca recorde de 3,34 MM barris de óleo equivalente por dia (boed), 14,1% acima do mesmo trimestre do ano passado e 3,4% acima do 1º trimestre de 2026, em função, principalmente, da maior eficiência operacional, do rampup dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte, Alexandre de Gusmão, no campo

180 nº406 Petro & Química

de Mero, P-78, no campo de Búzios, além do início de produção do FPSO P-79, no campo de Búzios. Estes fatores foram parcialmente compensados pelo declínio natural de campos maduros.

Neste trimestre, entraram em operação 10 novos poços produtores, sendo 4 na Bacia de Campos e 6 na Bacia de Santos.

notícias da Petrobras

Principais eventos no 2T26 • O aumento da eficiência operacional dos ativos permitiu que fossem produzidos 70 mil barris por dia (mbpd) a mais que o mesmo trimestre do ano anterior (2T25). Este ganho é resultado dos esforços operacionais e dispêndios com manutenção e integridade, que aumentam a confiabilidade dos sistemas de produção. Este desempenho equivale à capacidade de produção do FPSO Anna Nery, no campo de Marlim.

• As plataformas do campo de Búzios atingiram, no dia 23/6, a produção média recorde de 1,1 MM bpd, superando a marca de 1 milhão, alcançada em outubro de 2025. E apenas três dias depois, no dia 26/06, as plataformas de Búzios superaram essa marca, com produção média de 1,2 MM bpd. Estes recordes foram alcançados com a ampliação das atividades das plataformas P-78 e P-79, que estão em processo de desenvolvimento da produção.

• Além disso, as plataformas do campo de Búzios alcançaram, pela primeira vez, em junho, uma produção média mensal superior a 1 MM bpd. Esta marca foi atingida 8,2 anos após o início de produção comercial dos sistemas definitivos de produção do campo, superando o desempenho das plataformas que produzem no campo de Tupi, que alcançaram o mesmo patamar em 8,8 anos.

• A plataforma P-79 entrou em produção no dia 01/05, no pré-sal da Bacia de Santos, com três meses de antecedência em relação à data prevista no Plano de Negócios 2026–2030 (PN 26–30) e antecipação total de cinco meses frente ao planejamento do ano anterior (PN 25– 29). Oitava plataforma do campo de Búzios, com capacidade de produção de 180 mbpd e de Petro & Química nº406

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notícias da Petrobras compressão de gás de 7,2 MM m³/d, a unidade aumentará a capacidade instalada de produção do campo para aproximadamente 1,33 MM bpd. A unidade injetou o primeiro gás no dia 26 de junho, alcançando mais um recorde em plataformas próprias da Petrobras: 56 dias após o início da produção.

• O FPSO Almirante Tamandaré, que também produz no campo de Búzios, atingiu recorde de produção média mensal de óleo com 253 mbpd em junho/2026, se mantendo como a plataforma com a maior produção no Brasil.

• O ativo de Mero teve uma produção média de cerca de 740 mbpd no 2T26, com elevado índice de eficiência operacional.

• Além de Búzios e Mero, os outros ativos da Bacia de Santos vêm mantendo um alto patamar de produção, estável desde 2022, mesmo sem a entrada de novos sistemas. Tais ativos - como Tupi, Sépia, Atapu, Itapu, Sapinhoá e Berbigão - apresentam um desempenho operacional consistente, que sustenta, juntamente com os grandes desenvolvimentos do portfólio, uma produção acima de 1,5 MM bpd.

• Na Bacia de Campos, a produção de óleo foi de 559 mil bpd no 2T26, a segunda maior produção desde o 4T23, resultante dos ganhos obtidos com investimentos e com medidas de gestão e otimização dos ativos desta Bacia, revertendo a tendência de queda.

Neste trimestre, diversos recordes de produção foram atingidos, dentre os quais destacam-se: • Produção total operada no 2T26: 4,87 MM boed (recorde anterior de 4,65 MM boed no 1T26).

• Produção total própria no 2T26: 3,34 MM boed (recorde anterior de 3,23 MM boed no 1T26).

• Produção total operada no pré-sal no 2T26: 4,24 MM boed (recorde anterior de 4,01 MM boed no 1T26).

• Produção total própria no pré-sal no 2T26: 2,78 MM boed (recorde anterior de 2,66 MM boed no 1T26).

Destaques do segmento de Refino, Transporte e Comercialização Foi registrado no 2T26 recorde histórico do Fator de Utilização (FUT) das refinarias, atingindo a marca de 101,2%, superando o recorde anterior de 101,1%, alcançado no 3T14. Destaca-se nesse período um patamar de FUT de 102,5% por dois meses consecutivos, em abril e maio de 2026, maior resultado mensal do parque de refino atual.

No contexto geopolítico atual, a elevada utilização do parque de refino tem sido 182 nº406 Petro & Química

fundamental para ampliar a oferta de derivados no mercado nacional. Deste modo, foi registrado no 2T26 o menor volume trimestral de importações de derivados, com 67 mbpd, e foram ampliadas as vendas de produtos próprios.

As vendas de derivados no mercado interno no 2T26 mantiveram-se em patamar semelhante ao do 1T26, uma vez que o crescimento da comercialização de diesel e

notícias da Petrobras GLP compensou a retração observada nos demais produtos.

O crescimento da produção de petróleo contribuiu para a elevação das exportações, que chegaram a um patamar próximo a 1 MM

bpd, ao mesmo tempo em que favoreceu a redução das importações de óleo para 89 mbpd no 2T26, o menor volume desde a pandemia.

No trimestre, foram destaque: • Aumento na produção de derivados, atingindo 1.918 mbpd, com crescimento de 5,6% ante o 1T26 e 10,9% ante o 2T25.

• Elevada utilização do parque de refino resultou em recordes de produções no 2T26, com destaque para 509 mbpd de diesel S10 e 109 mbpd de QAV. • Derivados médios (diesel e QAV) e gasolina representaram 68% da produção total de derivados no 2T26, reafirmando o foco estratégico na produção de derivados de alto valor agregado.

• A participação do óleo do pré-sal na carga processada no 2T26 foi de 73%, incremento de 4 p.p. ante o 1T26, evidenciando a flexibilidade na utilização dessas correntes.

• Em abril de 2026, a Petrobras atingiu um marco do Programa RefTOP: capacidade de processar 100% de óleos do pré-sal em suas cargas de destilação. O avanço amplia a flexibilidade operacional da empresa para otimizar a utilização dessas correntes, quando economicamente atrativo.

• Foram comercializados 6,1 mil m³ de Combustível Sustentável de Aviação (SAF) produzido por coprocessamento na REDUC com 1% de conteúdo renovável e com certificação de sustentabilidade internacional CORSIA, volume superior ao registrado no trimestre anterior.

Alguns recordes foram atingidos, dentre os quais destacam-se: • A Gasolina Petrobras Podium alcançou, em maio de 2026, o maior volume mensal de vendas nos seus 24 anos de história, com 12,49 milhões de litros comercializados. O resultado evidencia a crescente aceitação da Podium entre consumidores que valorizam desempenho, proteção ao motor e menor impacto ambiental, com compensação integral das emissões de gases de efeito estufa por meio de créditos de carbono de projetos de conservação florestal.

• Também em maio de 2026, foi registrado recorde mensal de movimentação de derivados nos polos do Centro-Oeste, com 40,1 mil m³ de diesel e gasolina em Rondonópolis, Sinop e Rio Verde. O resultado reforça a relevância estratégica desses polos na atuação da Petrobras em uma importante fronteira agrícola do país, cada vez mais relevante para o escoamento da produção da Replan.

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notícias da Petrobras

Petrobras aprova diretor de Transição Energética de forma interina O Conselho de Administração da Petrobras aprovou a eleição de William Vella Nozaki como diretor executivo de Transição Energética e Sustentabilidade (DTEN), de forma interina, a partir de 1º de agosto de 2026.

William Vella Nozaki já vinha desempenhando o cargo de gerente executivo de Gestão Integrada de Transição Energética da Petrobras, função ligada à DTEN, desde agosto de 2024 e é membro do Conselho de Administração da Transpetro desde dezembro de 2023.

184 nº406 Petro & Química

@Geraldo Falcão / Petrobras

notícias da Petrobras

P-33 da Petrobras deixa Porto do Açu para destinação sustentável A P-33 iniciou navegação dia 23/07 rumo ao estaleiro Rio Grande (RS), onde será submetida a processo de reciclagem sustentável de embarcações da companhia. A plataforma estava acostada no Porto do Açu, localizado em São João da Barra (RJ), desde fevereiro de 2024. A Petrobras acompanha todas as etapas do plano de desmantelamento a fim de garantir o cumprimento das melhores práticas ASG (Ambiental, Social e Governança) da indústria mundial.

A plataforma foi vendida em 2023 para a Gerdau S.A., em parceria com o Grupo Ecovix,

operador do Estaleiro Rio Grande. A P-33 ocupará o espaço anteriormente destinado à P-32, primeira unidade de produção flutuante da Petrobras a seguir a política de Reciclagem Sustentável implantada pela companhia, com foco em sustentabilidade, geração de valor, segurança e respeito ao meio ambiente e às pessoas.

Até 2030, o Plano Estratégico da Petrobras prevê o descomissionamento de 18 plataformas, sendo sete plataformas fixas e 11 unidades flutuantes.

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notícias da Petrobras

Petrobras celebra início das operações do Centro Tecnológico para o Pré-sal brasileiro, em Itajubá (MG) 186 nº406 Petro & Química

notícias da Petrobras A Petrobras celebrou o início das operações do Centro Tecnológico para o Pré-sal Brasileiro (CTPB), instalado na Universidade Federal de Itajubá, em Minas Gerais. A cerimônia reuniu cerca de 80 participantes, entre gestores da companhia, representantes do Consórcio de Libra e dos principais fornecedores, da ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis e do Poder Público Federal.

O CTPB é uma planta de processo em escala semi-industrial considerada uma das mais modernas do mundo em sua categoria e a única com capacidade de reproduzir as condições operacionais do Pré-sal brasileiro — altas pressões, altas temperaturas e alto teor de CO₂.

O centro foi viabilizado por um investimento de R$ 300 milhões em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) da Petrobras e dos parceiros do Consórcio de Libra (Shell Brasil, Total Energies, CNPC China National Petroleum Company e CNOOC China National Offshore Oil Company), com recursos decorrentes da determinação brasileira de

promover a pesquisa e a inovação no país.

“Ter uma instalação como essa em solo brasileiro, capaz de simular as condições reais dos nossos campos do Pré-sal do nosso reservatório, é resultado direto do compromisso da Petrobras com a inovação e com o desenvolvimento tecnológico nacional. É com orgulho que vemos esse investimento se transformar em capacidade real de geração de conhecimento e de valor para o país “, disse a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Renata Baruzzi.

Para o reitor da Unifei - Universidade Federal de Itajubá, Marcel Parentoni, a presença do CTPB na Unifei é a concretização de um projeto que une ciência, tecnologia e parceria institucional em torno de um desafio estratégico para o Brasil. “Para a nossa universidade, é uma honra contribuir com a Petrobras e com o Consórcio de Libra nessa jornada. Este centro fortalece nossa vocação para a pesquisa aplicada e abre novas fronteiras para a formação de pesquisadores e engenheiros de altíssimo nível.”

Tecnologia e soberania para o Pré-sal O centro tecnológico é peça estratégica no desenvolvimento do projeto HISEP (Sistema de Separação Submarina de Alta Pressão), uma tecnologia desenvolvida pela Petrobras que promove a separação submarina ainda no fundo do mar, permitindo reinjetar gás rico em CO₂ no reservatório e aumentar a produção com menor emissão de carbono e maior eficiência operacional no Pré-sal. Em 2023, a Petrobras testou com sucesso a primeira bomba de fase densa com arquitetura submarina fabricada e testada no Brasil - feito que rendeu ao Consórcio o Prêmio de Inovação Tecnológica da ANP na categoria de sistemas submarinos. Para o segundo semestre de 2026, estão previstos os testes finais de qualificação das bombas no CTPB. “Este é mais do que um marco tecnológico: é a materialização de uma escolha estratégica da Petrobras e de seus parceiros em Libra de investir em inovação, desenvolver conhecimento de ponta no Brasil e transformar desafios extremos em soluções tecnológicas transformadoras”, concluiu a diretora de Exploração e Produção, Geóloga, Sylvia Anjos.”

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@André Motta de Souza / Agência Petrobras

notícias da Petrobras

Petrobras conclui aquisição de bloco exploratório em São Tomé e Príncipe A Petrobras concluiu a aquisição da participação e a assunção da operação do bloco 3, localizado no offshore de São Tomé e Príncipe, na África.

Com a conclusão da transação, o consórcio passa a ser composto pela Petrobras (operadora, com 75% de participação) em parceria com a empresa Oranto (15%) e a Agência Nacional do Petróleo de São Tomé e Príncipe (10%).

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A operação está alinhada à estratégia da Petrobras de recomposição das reservas de óleo e gás por meio da exploração de novas fronteiras, tanto no Brasil quanto no exterior, conforme previsto em seu Plano de Negócios.

A avaliação de novas oportunidades busca diversificar o portfólio exploratório da companhia, promovendo a geração de valor e a sustentabilidade de longo prazo de seus negócios.

excelência sustentável

Dia da Sobrecarga da Terra 2026 expõe aprofundamento do déficit ecológico global e reforça necessidade de acelerar a transição energética Petro & Química nº406

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excelência sustentável

30 de julho marcou o Earth Overshoot Day (Dia da Sobrecarga da Terra) 2026, data que representa o momento em que a humanidade esgota o orçamento anual de recursos naturais que o planeta é capaz de regenerar em um único ano. A partir desse dia, a economia mundial passa a operar em “déficit ecológico”, utilizando estoques naturais acumulados ao longo de décadas e intensificando o acúmulo de resíduos, especialmente dióxido de carbono (CO₂), na atmosfera.

O indicador é calculado anualmente pela Global Footprint Network, em parceria com a York University, com base nas Contas Nacionais de Pegada Ecológica e Biocapacidade (National Footprint and Biocapacity Accounts), que utilizam dados de agências das Nações Unidas sobre uso da terra, produtividade agrícola, florestas, pesca, emissões de carbono e consumo de

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recursos naturais. A metodologia compara a biocapacidade do planeta -sua capacidade de regenerar recursos e absorver resíduos com a Pegada Ecológica da humanidade, por meio da fórmula: (Biocapacidade da Terra ÷ Pegada Ecológica da Humanidade) × 365 dias.

Criado na década de 1970 pelos pesquisadores Mathis Wackernagel e William Rees, o conceito se tornou um dos principais indicadores globais de sustentabilidade.

Em 1971, a humanidade ainda consumia praticamente o equivalente à capacidade anual de regeneração do planeta, e o Dia da Sobrecarga ocorreu em 31 de dezembro.

Desde então, o crescimento populacional, a expansão do consumo, a intensificação do uso de combustíveis fósseis e a degradação dos ecossistemas fizeram a data avançar continuamente no calendário: em 1990 ocorreu em 11 de outubro, em 2000 em 16 de

excelência sustentável setembro, em 2010 em 8 de agosto, em 2020 recuou temporariamente para 22 de agosto em razão da desaceleração econômica provocada pela pandemia de Covid-19, voltou para 2 de agosto em 2023, 1º de agosto em 2024, 24 de julho em 2025 e agora é registrada em 30 de julho de 2026. Apesar de a data ter ocorrido seis dias mais tarde que no ano anterior, a Global Footprint Network ressalta que isso decorre principalmente da atualização das estimativas sobre a capacidade dos oceanos de absorver carbono e não de uma redução efetiva da pressão humana sobre os recursos naturais.

Na prática, o nível de sobrecarga ecológica atingiu o maior valor já registrado, pois a Pegada Ecológica continuou aumentando.

Os números ilustram a magnitude do desafio. Em 2026, a humanidade demanda recursos naturais em ritmo equivalente a 1,73 planeta Terra, ou seja, consome aproximadamente 73% acima da capacidade anual de regeneração dos ecossistemas.

Segundo a Global Footprint Network, cerca de 62% da Pegada Ecológica mundial está associada às emissões provenientes da queima de combustíveis fósseis, tornando a descarbonização da matriz energética um dos principais fatores capazes de postergar o Earth Overshoot Day. Entre 1970 e 2026, a população mundial cresceu cerca de 121%, enquanto as populações médias de vertebrados monitoradas sofreram redução de aproximadamente 73%, evidenciando a crescente pressão sobre os sistemas naturais.

No caso brasileiro, o cenário é mais favorável que a média global, mas ainda apresenta desafios importantes. Segundo a Global Footprint Network, o Brasil figura entre os poucos países que ainda mantêm

superávit ecológico, graças à elevada biocapacidade proporcionada por seus biomas, especialmente a Amazônia, o Cerrado e o Pantanal, pela extensa disponibilidade de recursos hídricos e por uma matriz elétrica predominantemente renovável. Entretanto, esse saldo vem diminuindo nas últimas décadas em razão do desmatamento, das mudanças no uso da terra, da degradação dos ecossistemas e do aumento do consumo de recursos naturais. Ao mesmo tempo, o país reúne condições singulares para contribuir com o adiamento do Dia da Sobrecarga da Terra por meio da expansão da bioeconomia, do biometano, dos biocombustíveis, do hidrogênio de baixo carbono, da captura e armazenamento de carbono (CCUS), da eletrificação industrial e da ampliação da geração eólica e solar. Nesse contexto, preservar a elevada biocapacidade nacional torna-se um ativo estratégico não apenas para o cumprimento das metas climáticas, mas também para consolidar o Brasil como fornecedor global de energia e produtos de baixo carbono.

Para os setores de energia, petróleo, gás e indústria, o indicador reforça a necessidade de acelerar investimentos em eficiência energética, eletrificação de processos industriais, economia circular, captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS), hidrogênio de baixo carbono, biometano, combustíveis sustentáveis, digitalização industrial e ampliação da participação das fontes renováveis. A campanha internacional #MoveTheDate, coordenada pela Global Footprint Network, demonstra que medidas como redução das emissões de carbono, diminuição do desperdício de alimentos, aumento

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excelência sustentável

da produtividade agrícola, recuperação florestal, melhoria da eficiência dos edifícios e expansão da mobilidade de baixo carbono podem deslocar gradualmente o Dia da Sobrecarga para datas mais próximas do final do ano. Nesse contexto, projetos brasileiros voltados ao hidrogênio de baixo carbono, biogás, biometano, combustíveis sustentáveis e infraestrutura de captura de CO₂ deixam de representar apenas oportunidades de negócios e passam a integrar uma estratégia global para reduzir o déficit ecológico e aumentar a resiliência das economias diante das mudanças climáticas.

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excelência sustentável

Firjan sedia lançamento nacional de nova norma da ABNT sobre gestão ambiental A Firjan recebeu lideranças da indústria e convidados para o lançamento nacional da ABNT NBR ISO 14001:2026, nova versão da principal norma internacional voltada para os requisitos do Sistema de Gestão Ambiental (SGA) nas organizações.

Publicada originalmente em 15/4 pela ISO (International Organization for Standardization) para substituir a edição de 2015, a atualização foi apresentada ao mercado industrial e institucional nacional.

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excelência sustentável

Durante a abertura do encontro, Nelson Carvalho, superintendente de Sustentabilidade do Grupo Águas do Brasil e coordenador da Câmara Técnica de Meio Ambiente da Firjan, enfatizou que as questões ambientais deixaram de ser uma agenda meramente burocrática para se tornar um pilar essencial para a continuidade e o crescimento das atividades industriais.

“Em um cenário de mudanças climáticas e de escassez de recursos naturais, a norma se apresenta como uma ferramenta robusta para a gestão de riscos ambientais, transformando responsabilidades em vantagem competitiva e em motor de crescimento”, afirmou Carvalho.

O coordenador apontou as principais evoluções técnicas em relação à versão anterior, destacando a inserção da biodiversidade no contexto das organizações, o planejamento preventivo de mudanças estruturais, a revisão sistêmica da cadeia de suprimentos e a perspectiva de ciclos de vida dos produtos.

Carvalho também conectou os novos requisitos normativos aos dados da Pesquisa Firjan ESG 2025, apontando o amadurecimento do setor produtivo do estado: 96,1% das empresas fluminenses

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rastreabilidade, a norma ISO 14001:2026 coloca definitivamente temas relevantes como a resiliência climática, o monitoramento contínuo da cadeia de suprimentos e o protagonismo da alta liderança corporativa no centro das decisões estratégicas dos negócios.

@Reprodução

O principal objetivo da revisão foi alinhar o arcabouço normativo às urgências climáticas e ambientais contemporâneas, como a consolidação dos critérios ESG (Ambiental, Social e Governança) e de compliance.

Classificada não como uma ruptura, mas como um aprimoramento necessário para um mercado que exige transparência e

já adotam critérios ESG internamente, registrando um avanço de 10% em relação a 2023. De acordo com o especialista, o maior gargalo atual das indústrias é justamente encontrar fornecedores qualificados que acompanhem essa evolução. Nesse contexto, a atuação integrada da Firjan e do SENAI nas áreas de inovação e educação profissional se torna estratégica até o final da fase de transição para as empresas se adaptarem à nova norma, prazo estipulado para abril de 2029.

excelência sustentável

Alinhamento internacional e comércio exterior O presidente da Associação Brasileira de Normas e Técnicas (ABNT), Mario William Esper, abordou o papel das normas técnicas como instrumentos fundamentais de consenso e confiança que promovem a eficiência e facilitam o comércio global. Para ele, a versão 2026 da norma mantém o Brasil sintonizado com as melhores práticas de governança e exige que as corporações parem de focar apenas em processos documentados e passem a evidenciar indicadores e resultados práticos.

“Essa evolução fortalece a transparência, amplia a estabilidade das ações ambientais e aumenta a confiança de clientes, investidores, órgãos reguladores e sociedade”, pontuou Esper.

Ele destacou ainda o impacto comercial da norma para as empresas exportadoras, em especial diante do cenário de efetivação do acordo entre o Mercosul e a União Europeia, mercados que elevam continuamente o

rigor sobre rastreabilidade e conformidade ambiental. Ao adotar a nova norma ISO 14001, as indústrias brasileiras ganham fôlego para blindar sua reputação e ampliar a competitividade externa.

Encerrando as perspectivas técnicas do painel, o gerente de sustentabilidade da Firjan, Jorge Peron Mendes, destacou a importância da norma ISO 14001 como referência normativa e importante ferramenta para o ecossistema corporativo ao longo das últimas décadas. Mendes celebrou o fato de a Firjan acolher mais uma etapa histórica de atualização normativa, repetindo o pioneirismo já observado no lançamento da versão de 2015.

“É preciso reconhecer a norma ISO 14001 como uma ferramenta de gestão de risco ambiental e atrelada diretamente ao desenvolvimento da indústria do estado do Rio de Janeiro”, concluiu, reforçando o compromisso institucional da Firjan em atuar como o braço de apoio técnico para que as empresas fluminenses realizem suas transições operacionais com segurança jurídica e eficiência.

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excelência sustentável

Setor de eletrodomésticos e eletroeletrônicos amplia uso de plástico reciclado e chega a 54 mil toneladas A indústria eletroeletrônica segue em expansão no Brasil, impulsionada pela demanda por produtos mais sofisticados, tecnológicos e eficientes. De acordo com a Abinee Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica, o setor encerrou 2025 com faturamento de R$ 270,8 bilhões, crescimento real de 4% em relação a 2024, já descontada a inflação.

Esse movimento também se reflete na escolha de matérias-primas mais alinhadas à economia circular e à sustentabilidade.

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excelência sustentável Segundo o estudo “Monitoramento dos Índices de Reciclagem Mecânica de Plásticos Pós-consumo no Brasil”, encomendado pelo Movimento Plástico Transforma e realizado pela MaxiQuim, o setor de eletrodomésticos e eletroeletrônicos consumiu 54 mil toneladas

de resinas recicladas pós-consumo (PCR) em 2024. O resultado evidencia a utilização crescente do plástico reciclado na fabricação de produtos eficientes, duráveis e com menor impacto ambiental.

“O avanço no uso de resinas recicladas pós-consumo reforça como a indústria de eletrodomésticos vem evoluindo em direção à economia circular. Além de reduzir o impacto ambiental, amplia as possibilidades de aplicação do plástico reciclado em produtos duráveis, como já temos feito em diferentes linhas da Electrolux. Ao incorporar esses materiais e antecipar exigências regulatórias, fortalecemos nosso compromisso com a conformidade e com nossas metas ESG, afirma João Zeni, diretor de Sustentabilidade da Electrolux.

Entre as principais aplicações, o poliestireno (PS) reciclado respondeu por mais de 13 mil toneladas, utilizado em peças internas e externas de reposição, o que representa mais de 50% do uso dessa resina no segmento.

O polipropileno (PP) reciclado também aparece com destaque, especialmente em componentes eletrônicos de reposição e carcaças, somando mais 27 mil toneladas.

“Os dados mostram que o plástico reciclado pós-consumo vem ganhando espaço em setores estratégicos da economia, como o de eletrodomésticos e eletroeletrônicos. Além de contribuir para a redução do impacto ambiental, o uso de PCR fortalece a economia circular, estimula a inovação na indústria e demonstra que sustentabilidade e desempenho podem caminhar juntos na produção de bens duráveis”, afirma Simone Carvalho, integrante do grupo técnico do Movimento Plástico Transforma.

A incorporação de resinas plásticas recicladas pós-consumo (PCR, post-consumer recycled) pela indústria brasileira de eletrodomésticos e eletroeletrônicos ganhou escala em 2024, consolidando-se como uma das principais frentes de transição para a

economia circular na manufatura nacional.

Levantamento do estudo “Monitoramento dos Índices de Reciclagem Mecânica de Plásticos Pós-consumo no Brasil”, encomendado pelo Movimento Plástico Transforma e desenvolvido pela consultoria

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excelência sustentável MaxiQuim, mostra que o segmento consumiu aproximadamente 54 mil toneladas de resinas recicladas ao longo do ano, evidenciando que materiais provenientes da reciclagem mecânica estão deixando de ocupar nichos específicos para integrar, de forma crescente, cadeias produtivas de bens duráveis.

O avanço acompanha o momento positivo vivido pela indústria eletroeletrônica brasileira. Segundo dados da Abinee, o setor encerrou 2025 com faturamento de R$ 270,8 bilhões, resultado que representa crescimento real de 4% sobre 2024, descontada a inflação. O desempenho reflete a expansão da produção nacional de eletrodomésticos, equipamentos eletrônicos, sistemas de automação, componentes elétricos e soluções para infraestrutura digital, segmentos cada vez mais pressionados por metas de descarbonização, requisitos ambientais de grandes clientes e novas regulamentações relacionadas ao ciclo de vida dos produtos.

Os números do estudo mostram que o consumo de PCR pelo setor concentrase principalmente em dois polímeros de engenharia. O polipropileno (PP) reciclado respondeu por cerca de 27 mil toneladas, sendo empregado na fabricação de carcaças, componentes estruturais e peças eletrônicas.

Já o poliestireno (PS) reciclado ultrapassou 13 mil toneladas, utilizado em componentes internos, externos e peças de reposição, representando mais da metade de todo o consumo dessa resina pelo segmento de eletrodomésticos e eletroeletrônicos. A escolha desses materiais decorre de sua boa estabilidade dimensional, facilidade de processamento e capacidade de atender especificações técnicas exigidas para produtos duráveis.

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O levantamento reforça uma mudança estruturalnacadeiaprodutiva.Diferentemente das primeiras iniciativas de reciclagem, restritas a aplicações de baixo valor agregado, as resinas PCR vêm sendo incorporadas em equipamentos sujeitos a requisitos rigorosos de desempenho mecânico, resistência térmica, acabamento superficial e segurança elétrica. Esse movimento exige maior padronização da matéria-prima reciclada, investimentos em processos de descontaminação, rastreabilidade da origem dos resíduos e controle de qualidade comparável ao aplicado às resinas virgens.

Segundo João Zeni, diretor de Sustentabilidade da Electrolux, o crescimento do uso de PCR demonstra a evolução da indústria rumo à economia circular. De acordo com o executivo, a incorporação de resinas recicladas reduz impactos ambientais, amplia as possibilidades de utilização do plástico reciclado em bens duráveis e antecipa exigências regulatórias relacionadas às agendas de sustentabilidade e ESG. A Electrolux figura entre as fabricantes que vêm ampliando o emprego de materiais reciclados em diferentes linhas de produtos, acompanhando uma tendência já observada em mercados europeus e norte-americanos.

Na avaliação de Simone Carvalho, integrante do grupo técnico do Movimento Plástico Transforma, os resultados evidenciam que o plástico reciclado vem conquistando espaço em setores industriais estratégicos. Segundo a especialista, além de reduzir impactos ambientais, o uso de PCR fortalece a economia circular, estimula inovação tecnológica e demonstra que sustentabilidade e desempenho técnico podem coexistir na produção de bens de longa vida útil.

excelência sustentável Os dados do estudo também refletem a recuperação mais ampla da indústria brasileira de reciclagem mecânica de plásticos. Após a retração observada em 2023, o país voltou a crescer em 2024, alcançando índice geral de reciclagem mecânica de 21% para plásticos pós-consumo e 24,4% especificamente para embalagens plásticas. A produção nacional de resina PCR ultrapassou 1 milhão de toneladas, consolidando o Brasil entre os maiores produtores latino-americanos desse tipo de matéria-prima secundária.

Para fabricantes de eletrodomésticos e equipamentos eletroeletrônicos, a utilização crescente de PCR representa também uma resposta às demandas internacionais por cadeias produtivas de menor intensidade de carbono. Grandes compradores globais passaram a exigir comprovação da origem dos materiais reciclados, rastreabilidade do conteúdo reciclado incorporado aos produtos

e redução da pegada ambiental ao longo de todo o ciclo produtivo. Nesse contexto, o desenvolvimento de resinas recicladas com propriedades técnicas equivalentes às matérias-primas convencionais torna-se um diferencial competitivo para a indústria nacional.

A tendência é que esse movimento se intensifique nos próximos anos, impulsionado simultaneamente pela evolução tecnológica dos recicladores, pela ampliação da coleta seletiva, por políticas de logística reversa previstas na Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS) e pela crescente demanda dos consumidores por produtos com menor impacto ambiental. Para a indústria eletroeletrônica, a economia circular deixa de representar apenas uma estratégia de sustentabilidade corporativa e passa a integrar os critérios de inovação, competitividade e acesso aos mercados internacionais.

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excelência sustentável

@Divulgação

Mineração avança em ESG ESG deixou de ser apenas uma tendência para se consolidar como um dos principais indicadores de desempenho das empresas.

No setor mineral, as práticas voltadas à sustentabilidade têm ganhado peso não apenas na redução de impactos ambientais, mas também na relação das companhias com as comunidades onde atuam e na forma como estruturam sua governança.

Esse movimento é acompanhado por avaliações independentes, como a da EcoVadis, uma das principais plataformas globais de classificação de desempenho em sustentabilidade corporativa. A metodologia

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analisa critérios relacionados à gestão ambiental, direitos humanos e trabalhistas, ética e compras sustentáveis, considerando também o contexto de atuação de cada empresa.

No Pará, a Artemyn, mineradora que atua na extração e beneficiamento de caulim em Barcarena e Ipixuna, é um exemplo dessa evolução. Em apenas dois anos de operação no Estado, a empresa conquistou a medalha de prata na avaliação EcoVadis 2026. Com 77 pontos, continua a integrar desde 2025 o grupo das 15% de empresas mais bem avaliadas do mundo em práticas ESG.

excelência sustentável

“A nossa participação inicial no ano passado ofereceu informações valiosas sobre áreas que precisavam de melhorias. Consequentemente, estabelecemos nosso Comitê de Melhoria de Sustentabilidade, publicamos nosso primeiro Relatório de Sustentabilidade e elevamos com sucesso nossa pontuação geral no EcoVadis este ano. Essa conquista é um reflexo de um esforço global e coeso do qual nos orgulhamos imensamente”, afirma Nilesh Shah, CEO da Artemyn.

Entre as iniciativas que contribuíram para esse desempenho está o Espaço Artemyn, centro de desenvolvimento social mantido pela empresa em Barcarena e Ipixuna do Pará.

Entre 2025 e 2026, o projeto realizou mais de 8 mil atendimentos, oferecendo gratuitamente reforço escolar, cursos de informática, qualificação profissional, oficinas culturais e ações de cidadania para moradores das comunidades vizinhas às operações.

Na agenda ambiental, a companhia também tem investido em soluções de economia circular. Um dos destaques é o projeto que utiliza o caroço de açaí como biomassa para abastecer as caldeiras da unidade industrial no Pará. A iniciativa substitui parte do consumo de combustíveis convencionais por uma fonte de energia

renovável produzida a partir de um resíduo abundante na Amazônia, contribuindo para a redução das emissões de gases de efeito estufa e para o aproveitamento sustentável de um subproduto da cadeia do açaí.

O reconhecimento obtido pela Artemyn evidencia como as operações minerais instaladas no Pará têm incorporado critérios cada vez mais rigorosos de sustentabilidade na gestão do negócio. Em um estado que concentra parte significativa da produção mineral brasileira, iniciativas voltadas à redução de impactos ambientais, ao desenvolvimento das comunidades e ao fortalecimento da governança indicam uma transformação em curso no setor, alinhada às exigências de investidores, governos, clientes e mercados internacionais.

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excelência sustentável

Avanço da regulação ambiental impulsiona mercado de resinas recicladas no Brasil Com leis ambientais cada vez mais rigorosas, o Brasil vive um novo momento na economia circular. A pressão para que as empresas utilizem embalagens recicladas transformou a produção de resina plástica reciclada em um dos grandes destaques da indústria atual.

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Esse novo movimento vem sendo impulsionado pelos avanços na Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), metas mais rígidas de logística reversa e novas regras sobre gestão de resíduos. Assim, o país vem se consolidando como referência global quando o tema é circularidade do plástico.

excelência sustentável Diante desse cenário, a indústria nacional vem se alinhando cada vez mais às questões de ESG, a fim de se adequar às exigências. “A reciclagem de plásticos pós-consumo no Brasil já supera a marca de 1,01 milhão de toneladas por ano, o que evidencia a capacidade do país de transformar plásticos já utilizados em novos recursos produtivos, gerando valor”, explica Marcelo Okamura, presidente da Campo Limpo Plásticos, única empresa do Brasil que produz embalagens recicladas para defensivos agrícolas – a partir de resina reciclada pósconsumo, sendo a pioneira global dessa iniciativa.

“A eficiência desse modelo sustentável reflete diretamente nos negócios. No ano passado, faturamos mais de R$ 500 milhões, nosso recorde. Isso comprova a plena viabilidade financeira do que fazemos e a importância das resinas recicladas para os negócios. Para 2026, devemos seguir crescendo, com aumento de 10%, no faturamento, em comparação com o ano anterior”, afirma o executivo.

O potencial econômico do setor também é validado por dados gerais de mercado.

O último levantamento realizado pelo Movimento Plástico Transforma, parceiro da Rede Pela Circularidade do Plástico, iniciativa mobilizada pela Associação Brasileira da Indústria do Plástico (Abiplast), aponta que o valor financeiro gerado pelo mercado de resinas plásticas recicladas foi de R$ 4 bilhões, somente em 2024.

Legislação traz novidades para o setor Sancionada recentemente, a Lei nº 15.088/2025 proibiu a importação de resíduos sólidos e rejeitos (incluindo plásticos) no Brasil. Com isso, as indústrias nacionais precisam olhar exclusivamente para o mercado interno para obter matériaprima reciclada, aquecendo a demanda por empresas brasileiras capazes de fornecer resina pós-consumo de alta qualidade.

O também recente decreto federal 12.688, publicado em 21 de outubro de 2025, instituiu o Sistema de Logística Reversa (SLR) para embalagens de plástico. O objetivo central desta legislação é promover a economia circular do plástico, aprimorar a infraestrutura física e logística de destinação ambientalmente correta do material no mercado nacional e fortalecer a inclusão

socioprodutiva de catadoras e catadores de material reciclável nesse ecossistema.

Contudo, essa legislação não se aplica aos sistemas de logística reversa de embalagens de produtos eletroeletrônicos de uso doméstico; medicamentos domiciliares de uso humano, de defensivos agrícolas e óleos lubrificantes – todos regulamentados por sistemas de logística reversa específicos.

Para Okamura, o avanço das regulamentações apenas evidencia que a indústria brasileira já está preparada para os novos tempos. “Toda a indústria deve estar ciente de que transformar desafios ambientais e legais em recursos valiosos para toda a cadeia produtiva é uma necessidade”, finaliza.

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excelência sustentável

Marcopolo utiliza tecido produzido com PET 100% reciclado A Marcopolo, uma das maiores fabricantes de carrocerias de ônibus do mundo, anunciou um passo estratégico em sua jornada de sustentabilidade ao incorporar um novo tecido de alta performance, produzido com 100% de material PET reciclado pós-consumo, nos revestimentos de suas poltronas. A iniciativa,

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desenvolvida em parceria com a DINI Têxtil, reforça o compromisso com a inovação e a economia circular no setor de transportes.

O novo material não apenas oferece uma solução de menor impacto ambiental, mas também comprova que a sustentabilidade pode andar de mãos dadas com a qualidade

excelência sustentável

e a durabilidade exigidas pela indústria automotiva. Estudos de ciclo de vida do tecido indicam uma redução de até 60% nas emissões de CO₂ em comparação com o poliéster virgem, além de um consumo de água significativamente menor no processo produtivo.

Cada quilo do novo fio reciclado utiliza aproximadamente 200 garrafas PET,

transformando o que seria resíduo em um insumo de alto valor agregado. Além disso, a aplicação do conceito de “monomaterial” — utilizando um só tipo de matéria-prima no componente — foi projetada para facilitar a desmontagem, separação e reciclagem do tecido ao final de sua vida útil, fechando o ciclo e contribuindo efetivamente para uma economia mais circular.

“A inovação está no DNA da Marcopolo, e isso inclui buscar soluções que gerem valor não apenas para nossos clientes, mas para toda a sociedade e o meio ambiente”, afirma Ricardo Portolan, diretor de Vendas e Marketing da Marcopolo. “Adotar um tecido feito de PET reciclado, que mantém a performance e o conforto que nossos passageiros esperam, é a prova de que é possível unir tecnologia, design e responsabilidade ambiental de forma concreta e escalável.”

A comprovação da qualidade foi um pilar fundamental do projeto. Laudos técnicos e certificações, como a IATF 16949 (padrão de qualidade automotiva), atestam que o tecido reciclado possui performance equivalente ao convencional em quesitos como durabilidade, resistência à abrasão e conforto ao toque.

A parceria com a DINI Têxtil, empresa com mais de 30 anos de experiência e uma planta industrial verticalizada, foi essencial para o desenvolvimento. O principal desafio técnico foi recompor a matriz do polímero reciclado para entregar um produto com propriedades

mecânicas e estéticas idênticas às do material virgem. O resultado é um tecido que não só cumpre os rigorosos requisitos da Marcopolo, mas também carrega uma história positiva de impacto socioambiental, desde o trabalho dos catadores de recicláveis até a poltrona do passageiro.

A iniciativa posiciona a Marcopolo na vanguarda do setor de transportes, demonstrando que a inovação em materiais é um caminho poderoso para reduzir o impacto ambiental da indústria e promover um futuro mais sustentável para a mobilidade.

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empresas e negócios

Acelen supera R$ 380 milhões em ganhos com IA e transformação digital na Refinaria de Mataripe 206 nº406 Petro & Química

empresas e negócios A Acelen, empresa de energia do Mubadala Capital, já gerou mais de R$ 380 milhões em ganhos operacionais na Refinaria de Mataripe, na Bahia, a partir de projetos de inteligência artificial, automação industrial e transformação digital implementados desde o início da operação da companhia, há quatro anos.

Com um plano de modernização de quase R$ 4 bilhões, a refinaria ampliou eficiência, segurança e confiabilidade operacional por meio da integração entre IA, sensores inteligentes, robótica e sistemas digitais em tempo real. O avanço posiciona a Refinaria de Mataripe entre os principais cases de inovação industrial e Indústria 4.0 do setor de energia nas Américas, segundo reconhecimento do Gartner.

Entre as principais soluções digitais implementadas pela companhia estão: *Monitoramento inteligente de mais de

1.100 dispositivos com IA reduzindo em 53% as intervenções corretivas e ampliando o tempo médio entre falhas para mais de 830 dias; *Uso de “digital twins” para monitoramento em tempo real de consumo energético e emissões, com potencial estimado de R$ 15 milhões por ano em redução de custos energéticos; *Sistemas de visão computacional para detecção automática de vazamentos, permitindo identificação até 9 vezes mais rápida e redução potencial de perdas equivalentes a 13,5 mil toneladas de vapor por ano; *Uso de drones, robótica e termografia em inspeções industriais, reduzindo em 60% a exposição humana em áreas confinadas e aumentando em 44% a disponibilidade operacional da planta;

*CatalyzeAI, sistema inteligente de monitoramento de catalisadores que gerou impacto econômico estimado em R$ 300 milhões entre 2024 e 2025.

A companhia também ampliou o uso de IA generativa com o lançamento do AcelenGPT, plataforma interna já utilizada por mais de 1.000 colaboradores para análise de dados, produtividade e criação de assistentes especializados para diferentes áreas da operação.

“A inteligência artificial já faz parte da rotina da refinaria e vem aumentando eficiência, segurança e confiabilidade operacional”, afirma Celso Ferreira, vice-presidente de Operações da Acelen.

O avanço digital da companhia também vem sendo reconhecido no Brasil e no exterior. A Acelen já apresentou seus cases em mais de 20 fóruns internacionais do setor de energia e conquistou reconhecimentos como a inclusão entre as “100+ Inovadoras no Uso de TI”, do IT Forum, além do reconhecimento do Gartner.

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empresas e negócios

Contrato de 10 anos e entrada de 30% de participação da Messer em quatro locais de produção de hidrogênio renovável A Lhyfe, uma das pioneiras mundiais na produção de hidrogênio verde e renovável para a descarbonização da indústria e mobilidade, assinou uma importante parceria comercial, industrial e financeira com a Messer, empresa especialista privada do mundo em gases industriais, médicos, eletrônicos e especiais.

Messer está adquirindo uma participação de 30% em quatro dos locais de produção de hidrogênio da Lhyfe na França e na Alemanha.

Além disso, os dois parceiros assinarão um contrato de 10 anos para o fornecimento de hidrogênio renovável.

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Com essa única transação, a Messer será, para a Lhyfe, não apenas um cliente de longo prazo, mas também um parceiro industrial de referência e um investidor no patrimônio dos ativos. Ele dá forma concreta às prioridades anunciadas pela Lhyfe - crescimento comercial por meio de vendas indiretas, visibilidade de receita e demonstração do valor criado por seu portfólio de locais - e marca a primeira rotação de capital da Lhyfe. A parceria reúne duas organizações altamente complementares.

Messer contribui com décadas de expertise em tecnologias, aplicações, logística e

empresas e negócios distribuição de gás do hidrogênio, enquanto a Lhyfe se consolidou como uma das principais

desenvolvedoras e operadoras de ativos renováveis de produção de hidrogênio.

Uma parceria estruturada construída em torno de três alavancas O acordo de fornecimento de 10 anos é respaldado por três unidades da Lhyfe na França e uma na Alemanha. A Messer compromete-se com um volume mínimo a partir de 2026, que deve aumentar gradualmente e atingir várias centenas de toneladas por ano. Além desse compromisso, a Messer pretende adquirir metade da produção dos três locais franceses envolvidos.

Ao se tornar acionista de 30% da empresa que possui esses quatro locais, a Messer valida

sua qualidade industrial, posicionamento comercial e o potencial de criação de valor dos ativos desenvolvidos pela Lhyfe. A Messer trará sua expertise em gases industriais, especialmente em segurança, operações, logística, manuseio de gás, relacionamento com clientes e distribuição multigás. Esperase que essa parceria contribua para o desempenho, resiliência e aumento comercial dos locais envolvidos.

Por meio desse acordo, a Messer garante acesso de longo prazo ao hidrogênio renovável, incluindo hidrogênio certificado pela RFNBO, proveniente de múltiplos locais de produção na França e Alemanha. Ao integrar esse hidrogênio à sua oferta multigás, a Messer poderá atender às necessidades

de descarbonização tanto de seus clientes industriais atuais quanto de novos clientes.

Além de sua dimensão comercial, essa parceria reflete uma visão convergente do mercado de hidrogênio renovável entre a Lhyfe e a Messer, incluindo seu potencial de desenvolvimento a médio e longo prazo.

Uma parceria que fortalece o perfil financeiro Essa parceria fortalece o perfil financeiro por meio de fluxos de caixa mais visíveis e recorrentes resultantes do contrato de longo prazo e do compromisso mínimo de compra, além do fortalecimento da posição financeira do Grupo por meio da venda de uma participação de 30% na empresa que

detém os quatro locais de produção. A Lhyfe continuará consolidando essa empresa em base total e fortalecerá a capacidade de concentrar recursos nos projetos mais avançados, comercialmente seguros e geradores de valor.

Com essa transação, a Lhyfe dá um Petro & Química nº406

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empresas e negócios passo adicional em seu modelo como desenvolvedora e operadora de ativos de hidrogênio renovável. Após concluir as fases de licenciamento, financiamento, construção e comissionamento, o Grupo demonstra sua capacidade de cristalizar o valor de seus ativos por meio de uma primeira rotação de capital, mantendo a exposição majoritária ao seu potencial de crescimento e permanecendo

como operador exclusivo desses locais assim, os serviços de operação e gestão continuam sendo faturados pela Lhyfe às empresas que possuem esses ativos.

A conclusão da transação é esperada nos próximos meses e permanece sujeita ao consentimento dos credores, de acordo com a documentação de financiamento no local.

Peter Mohnen, CEO Messer SE & Co. KGaA, disse que “este acordo marca um marco importante para a Messer e a Lhyfe e reforça nosso compromisso de longo prazo em possibilitar a economia do hidrogênio. Ao garantir acesso a volumes substanciais de hidrogênio renovável, estamos fortalecendo nossa capacidade de apoiar as ambições de descarbonização de nossos clientes e potenciais clientes em uma ampla gama de setores. A demanda por hidrogênio renovável continua aumentando, e a pegada de produção geograficamente diversificada desses locais nos permite otimizar cadeias de suprimentos, encurtar distâncias de transporte e reduzir as emissões relacionadas ao transporte. Na Messer, vemos como nossa responsabilidade contribuir ativamente para enfrentar os desafios do nosso tempo, e essa parceria é um passo importante para construir um futuro industrial mais resiliente, competitivo e descarbonizado.”

“A decisão de uma empresa líder mundial de gases industriais, como a Messer, com mais de 125 anos de experiência, de se juntar a nós envia um forte sinal para toda a indústria. Isso confirma tanto a força do nosso modelo de negócios quanto a adoção acelerada do hidrogênio renovável nos setores industriais. Junto com a Messer, já cliente da Lhyfe há vários anos, compartilhamos a convicção de que o hidrogênio renovável está prestes a se tornar uma das pedras angulares do novo mix energético industrial. Esse acordo nos dá os meios para fortalecer a solidez financeira da Lhyfe, perseguir nossa ambição e desenvolver projetos cada vez mais transformadores e de grande porte, ajudando a acelerar a descarbonização da Europa”, afirmou Matthieu Guesné, fundador e CEO da Lhyfe.

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produtos e serviços

Vedação coaxial de última geração A John Crane apresenta o novo Selo Coaxial de Separação Tipo 93AX, um selo seco de nova geração criado para ajudar os clientes a reduzir emissões, aumentar a confiabilidade dos equipamentos e diminuir os custos operacionais.

O Tipo 93AX se apoia no legado de experiência em selagem industrial da John Crane e traz um projeto robusto, à prova de falhas, que continua operando mesmo diante de múltiplos cenários de falha. Projetado com base no feedback direto de clientes, o selo mecânico reduz o consumo de Nitrogênio em até 80% em comparação com os selos de separação radial convencionais, oferecendo benefícios significativos de eficiência e sustentabilidade.

Pesquisas demonstraram que a contaminação contribui significativamente para falhas em selos secos, tornando-a uma das principais causas de manutenção não programada e paradas de equipamento. O Tipo 93AX foi projetado para evitar a entrada de óleo na câmara de rolamento do compressor, minimizando esse risco e proporcionando uma operação mais confiável e contínua.

O Tipo 93AX foi concebido para mitigar riscos de desempenho e financeiros, estendendo a confiabilidade do sistema de vedação a gás seco e reduzindo a demanda sobre infraestruturas de suporte, como geradores de Nitrogênio (N2) e compressores de ar.

A vedação opera em três estados distintos e se adapta automaticamente em situações de falha para minimizar interrupções e conter a migração de gás ou óleo. No primeiro cenário, de operação padrão, o funcionamento é sem contato, oferecendo mitigação efetiva da entrada de óleo. Já no segundo cenário, de perda de gás de separação, mantém o funcionamento sem contato e o controle de óleo mesmo na ausência do gás de separação.

No terceiro cenário, de falha na vedação de gás seco, ocorre a restrição do vazamento de gás de processo durante o desligamento do compressor (até 35 bar) e preserva a integridade da vedação até 70 bar.

O Tipo 93AX contribui para metas de sustentabilidade ao reduzir emissões e consumo de energia. Ao cortar o uso de Nitrogênio em até 80%, ele diminui a demanda sobre sistemas de geração de N2, que consomem energia e geram custos.

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produtos e serviços

Eaton lança linha para controle e proteção de motores A Eaton lançou uma linha de produtos de Power Distribution da família ICON, voltada ao controle e proteção em aplicações industriais e comerciais. Desenvolvida para atender fabricantes de painéis elétricos (panel builders) e OEMs, a linha reúne contatores, relés e dispositivos de proteção com foco em eficiência energética, confiabilidade operacional e facilidade de integração.

Entre os destaques está a nova série de contatores ICON para aplicações AC-3 até 170 A, que apresenta dimensões mais compactas em relação à linha xStart e correntes nominais ajustadas por aplicação. A proposta é oferecer maior flexibilidade de projeto, otimização de espaço em painéis e melhor adequação às demandas específicas de cada operação.

Complementando o portfólio, os relés de sobrecarga ICON série ZB…N trazem recursos como sensibilidade à falta de fase, compensação de temperatura, botões de reset manual e automático, além de teste/desligamento e contato auxiliar, usado para sinalização e controle. A montagem direta no contator, para correntes de até 175 A, simplifica a instalação e aumenta a confiabilidade do sistema.

A linha inclui ainda os relés de contator ICON série DILA…N, com configurações versáteis de contatos de quatro polos, corrente térmica convencional de 16 A e dimensões padronizadas para acionamento em corrente alternada (CA) e contínua (CC). Nos modelos em CC, supressores de surto integrados aumentam a proteção e a durabilidade dos componentes.

Outro destaque é o contator DILM…N, que permite acionamento direto via PLC em modelos até 38 A, reduzindo a necessidade de relés de interface e simplificando a engenharia dos sistemas. A menor dissipação de calor também contribui para reduzir custos com ventilação de painéis e melhorar a eficiência energética.

Para aplicações de maior porte, a Eaton também apresenta os contatores ICON de 185 A a 500 A, que incorporam recursos avançados de monitoramento, como indicação de estado, sinalização de falhas e diagnóstico de vida útil. Esses recursos permitem manutenção preditiva, reduzindo o tempo de parada e os custos operacionais, além de aumentar a produtividade e o retorno sobre o investimento.

Além dos equipamentos principais, a família ICON conta com uma ampla gama de acessórios, como contatos auxiliares, supressores, módulos temporizadores, intertravamentos mecânicos e capas seláveis, garantindo maior flexibilidade e personalização dos projetos.

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produtos e serviços

Coriolis para medição de vazão mássica de alta precisão A OleumTech® lançou seu Medidor de Vazão Coriolis, projetado para fornecer medições precisas e repetíveis de vazão mássica, densidade e temperatura em uma ampla gama de aplicações com líquidos e gases.

Projetada para os setores de exploração e produção, transporte e refino de petróleo e gás, bem como para o processamento químico e ambientes de serviços públicos industriais, a nova plataforma oferece desempenho comparável ao de outros fabricantes líderes, com um custo total de propriedade mais competitivo.

Baseados nos princípios comprovados da medição Coriolis, os medidores de vazão Coriolis da OleumTech fornecem medição direta da vazão mássica, independentemente das características variáveis do fluido, como viscosidade ou temperatura, permitindo um controle de processo superior, precisão na alocação e visibilidade operacional. A plataforma oferece precisão de vazão mássica de ±0,1%, precisão de densidade de ±0,0005 g/cm³ e precisão de temperatura de ±0,2 °C, ajudando os operadores a otimizar a produção e a reduzir a incerteza em pontos de medição críticos.

Os robustos componentes em aço inoxidável 316L e o design à prova de explosão dos medidores de vazão Coriolis HMFM da OleumTech são ideais para instalações em ambientes severos, onde o tempo de atividade e a confiabilidade são essenciais. As configurações de montagem direta e remota do transmissor oferecem flexibilidade de instalação para processos em altas temperaturas ou locais de difícil acesso. Além disso, graças aos botões de controle fotossensíveis, os usuários podem interagir com o dispositivo sem remover a tampa.

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produtos e serviços

Transmissor de Posição O transmissor de posição VTP10, da Vivace, foi projetado para monitorar sistemas lineares ou rotativos de deslocamento, tais como atuadores para válvulas. Aplicações lineares ou rotativas: válvulas de controle, manuais, modulantes, comportas, sistemas basculantes, alinhamento de esteiras transportadoras, medição de nível etc.

Sua principal função é calcular o correto posicionamento do sistema instalado, de acordo com as configurações e calibrações realizadas pelo usuário, exportando esta medição por meio de comunicação digital Profibus-PA ou HART (4-20 mA).

O sensor de medição utilizado não possui contato mecânico com o sistema a ser medido, já que funciona por efeito do campo magnético, garantindo alta exatidão e imunidade a variações mecânicas. De fácil instalação e inicialização, o transmissor conta ainda com medição de temperatura ambiente e vários diagnósticos preditivos que auxiliam na correta manutenção do sistema, tais como contadores de reversão, final de curso, quilometragem e histograma de posição.

Pode ser configurado, calibrado e monitorado utilizando configuradores e ferramentas baseadas em EDDL® ou FDT/DTM®, de acordo com o protocolo específico.

As bibliotecas DTM para os equipamentos HART e Profibus-PA podem ser encontradas nas descrições dos produtos VCI10-UH e VCI10-UP, respectivamente, no diretório Interfaces.

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produtos e serviços

Manômetro Submarino O Manômetro Subsea SB da Ashcroft foi desenvolvido exclusivamente para operações submarinas, como em Árvores de Natal Molhadas (ANM), nas quais a integridade do poço e a continuidade operacional dependem de medições exatas sob pressão extrema das águas.

O instrumento é capaz de operar a até 6 mil metros de profundidade, oferecendo vedação hermética que garante precisão sem infiltrações. Além da resistência à corrosão, possui alta durabilidade, mesmo em contato com a água do mar e uma estrutura robusta, que oferece proteção contra vibrações e variações térmicas elevadas.

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produtos e serviços

Dispositivo de calibração para transdutor de pressão inteligente O FYCAL é um dispositivo de calibração para transdutor de pressão - a base piezoelétrica - que faz parte do posicionador eletropneumático do posicionador Smar FY. • Disponível para válvula posicionadora com protocolos de comunicação: HART® (FY301 e FY400) FOUNDATION™ fieldbus (FY302) e PROFIBUS PA (FY303); • Permite a verificação e calibração da base piezoelétrica do posicionador; • Ferramenta para ajudar o usuário a tornar-se autossuficiente na manutenção do posicionador de válvulas; • Fácil de usar; • Ideal tanto para engenheiros quanto para técnicos de instrumentação.

O dispositivo de verificação e calibração para o posicionador de válvulas Smar é, sem dúvida, mais uma ferramenta que ajuda o usuário a tornar-se autossuficiente na manutenção dos produtos Smar.

216 nº406 Petro & Química

produtos e serviços

Solução baseada em software para operação de controle redundante A disponibilidade da planta desempenha um papel crucial na indústria de processos, em particular, portanto, incorporar redundância aos projetos de tecnologia de automação é vital. É por isso que a Beckhoff expandiu sua extensa gama de soluções nessa área para incluir também uma solução de software para operação de controle redundante: TwinCAT Controller Redundancy.

Embora o design robusto dos PCs industriais da empresa já garanta um alto nível de disponibilidade, a Beckhoff agora expande seu portfólio de produtos para atender a mais um requisito com a Redundância de Controlador TwinCAT (TF1100). Essa solução totalmente baseada em software permite que dois PCs industriais padrão, que executam o mesmo programa de CLP, operem como controladores redundantes em apenas alguns passos simples.

Uma conexão de rede adicional de alto desempenho entre os dois controladores fornece a sincronização necessária. Utiliza-se Ethernet padrão, dispensando componentes de hardware dedicados. Com o mínimo esforço, isso garante que apenas um dos dois PCs industriais acesse os componentes do barramento de campo em um dado momento, e que os programas de controle sejam executados simultaneamente em ambos os computadores.

Essa sincronia é o pré-requisito básico para a troca do PC industrial principal em caso de falha, sem perda de informações.

Outros métodos de redundância Além da redundância do controlador, o consagrado software de Redundância EtherCAT (TF6220) protege contra falhas causadas por conexões de cabos defeituosas. Os módulos de E/S são conectados por dois cabos separados, que idealmente devem ser instalados em locais diferentes. Enquanto a Redundância EtherCAT trata da comunicação do controlador para o barramento de campo, o Protocolo de Redundância Paralela TwinCAT (PRP, TF6230) agora também oferece redundância de cabos para comunicação Ethernet de acordo com a norma IEC 62439-3 para sistemas de nível superior, como MES ou sistemas HMI desacoplados. O protocolo define uma conexão de rede redundante e transparente, que pode ser monitorada e diagnosticada no TwinCAT.

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