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Ano XLVI - nº 407 - 2026

PETRÓLEO - GÁS - PETROQUÍMICA - QUÍMICA - ENERGIAS

TEMPO REAL • COBERTURA ROG.e 2026

ROG.e 2026: do ativo à transformação da indústria Tecnologia, novas fronteiras, regulação, talentos e descarbonização convergem para redesenhar o setor energético Margem Equatorial Nova fronteira amplia debate sobre exploração e licenciamento Bacia de Santos 20 anos de maturidade no Pré-Sal

Quando os avanços são reais, o reconhecimento sempre vem.

A Refinaria de Mataripe é a 2ª mais produtiva do Brasil, segundo a ANP. Foram 95,1 milhões de barris de petróleo processados em 2025, o maior volume desde o início da gestão da Acelen, em 2021. Desempenho que reforça a importância da refinaria para o abastecimento da região e é fruto de R$ 4 bilhões investidos em modernização, eficiência, inovação, segurança e sustentabilidade. São avanços reais: o Acelen SolarPark I, feito para suprir 100% da demanda externa de energia elétrica da refinaria; maior eficiência no reúso da água; redução do consumo de energia e das emissões; e projetos sociais que já beneficiaram mais de 30 mil pessoas nas comunidades do entorno. Refinaria de Mataripe. 76 anos. E produzindo como nunca.

matéria de capa

Depois do Pré-sal: a engenharia de uma nova indústria de energia Há vinte anos a Petrobras criava a Unidade da Bacia de Santos. Hoje a região responde por 48% da produção nacional de petróleo, com 18 plataformas e 11,5 mil trabalhadores. Em julho de 2026, o Pré-sal respondeu por 82,4% da produção brasileira de óleo e gás - 4,821 milhões de boe/d, com Búzios como maior produtor de petróleo e Mero na liderança de gás. Vinte anos depois, a pergunta que atravessa a ROG.e 2026 não é mais sobre o tamanho do Pré-sal, e sim sobre o que o Brasil fará com a indústria construída para chegar até aqui. Essa edição reúne nomes emblemáticos do setor de energia para discutir justamente essa próxima etapa. Os 1.208 trabalhos técnicos avaliados por 278 especialistas, distribuídos entre upstream, downstream, gás, diversificação energética e transformação digital, mostram uma mudança de sistema industrial - não apenas de nomenclatura, de óleo e gás para energia. O petróleo segue sendo simultaneamente matéria-prima, ativo financeiro e instrumento geopolítico, como lembrou a volatilidade provocada pelas tensões no Oriente Médio em 2026. Nesse tabuleiro, o Brasil não controla rotas marítimas, mas acumulou algo estratégico: capacidade tecnológica para produzir em águas profundas. Depois de Santos, a próxima fronteira já está desenhada na Margem Equatorial, onde a ANP aprovou 86 blocos entre Foz do Amazonas, Pará-Maranhão e Barreirinhas - e onde a pergunta deixa de ser “onde está o petróleo” para ser “qual infraestrutura viabiliza produzilo”. O gás natural é o centro dessa engenharia. O acordo entre PPSA e Petrobras, assinado em 10 de setembro, torna a Petrobras agente comercializadora do gás da União e viabiliza o primeiro leilão, em outubro - um passo concreto rumo à abertura do mercado, que a ANP também discute em consultas públicas sobre acesso a gasodutos e concentração de mercado. Biometano, hidrogênio e CO2 começam a ocupar essa mesma infraestrutura, e o desafio é conectá-los em vez de isolá-los. É nesse ponto que a especificação técnica vira estratégia. Uma válvula, um redutor ou um elemento final de controle mal especificado altera materiais, manutenção, segurança e vida útil do ativo sobretudo em áreas classificadas, sob as exigências do sistema IECEx. A válvula, aliás, deixou de ser apenas uma válvula: hoje carrega diagnóstico embarcado, dados e inteligência artificial, e a fronteira entre equipamento e sistema está desaparecendo. Digitalizar uma decisão de engenharia errada só a torna mais rápida. Essa integração também exige pessoas: profissionais que dominem reservatórios e sistemas submarinos, mas também dados, cibersegurança e novas moléculas. A transição energética não substitui competências; sobrepõe novas às antigas. A Bacia de Santos provou que o Brasil transforma desafio geológico em vantagem produtiva. A próxima etapa é transformar essa vantagem em vantagem industrial, tecnológica e geopolítica, conectando petróleo, gás, biometano, válvulas, automação e pessoas em um mesmo sistema. É essa equação que a ROG.e 2026 chega para discutir. A Petro & Química está presente nos debates técnicos e de negócios na ROG.e e também por meio de atualizações diárias em suas mídias sociais e newsletters semanais, conectando especialistas, empresas e tomadores de decisão às transformações que redesenham o setor.

Ano XLVI - nº 407 - 2026

PETRÓLEO - GÁS - PETROQUÍMICA - QUÍMICA - ENERGIAS

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Petro & Química nº407

matéria de capa

ÍNDICE

34 A importância da formação multidisciplinar para a Gestão de Medições

103 O gargalo que aparece antes da próxima plataforma: o déficit de 5,1 mil técnicos no petróleo e gás

112

O Custo Oculto da Má Especificação de Equipamentos

123

ENTREVISTA EXCLUSIVA: Ninguém chega pronto aos grandes cargos

negociado a infraestruturas essenciais 66 Odeacesso gás natural no Brasil: da Nova Lei do Gás à regulamentação em curso na ANP

ROG.e 2026: da transformação do ativo à transformação da indústria

20 anos que mudaram a escala do petróleo brasileiro

Margem Equatorial: da descoberta à prova de desenvolvimento

8. jornal 34. especial 66. matéria de capa 132. opinião 192. artigo 217. retrospectiva

95 223.

Conteúdo Local no papel, importação na prática: a distância entre a política e o chão de fábrica da indústria naval e de petróleo brasileira

nº407 Petro & Química

229. notícias da Petrobras 234. excelência sustentável 241. empresas e negócios 250. produtos e serviços

@PlanetaCOPPE

jornal

Coppe amplia cooperação tecnológica com universidades chinesas A Coppe/UFRJ recebeu, em agosto, professores da North China University of Technology e do Beijing Institute of Petrochemical Technology para uma agenda de intercâmbio científico e tecnológico em áreas estratégicas para os setores de energia

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e petróleo. A visita permitiu apresentar competências desenvolvidas na Coppe e, ao mesmo tempo, conhecer tecnologias e linhas de pesquisa das instituições chinesas, ampliando possibilidades de cooperação entre universidades dos dois países.

jornal A delegação conheceu projetos e laboratórios dedicados a temas como energia renovável no oceano, tecnologia submarina, engenharia de poços e caracterização da dinâmica de fluidos com fibra óptica, além de instalações para simulação, em escala real, de operações em poços de petróleo. O professor Átila Freire, do Programa de Engenharia Mecânica, apresentou o Núcleo Interdisciplinar de Dinâmica de Fluidos, que reúne sete laboratórios de alta tecnologia. O núcleo desenvolve pesquisas relacionadas a escoamentos multifásicos e em alta pressão, recuperação avançada de petróleo (EOR), medições de CO₂ em condições supercríticas e tecnologias para captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS), entre outros temas de interesse da indústria de energia. No Programa de Engenharia Oceânica, o professor Milad Shadman apresentou o portfólio do Grupo de Energia Renovável no Oceano, que reúne pesquisas em eólica offshore flutuante, energia das ondas, energia solar flutuante, conversão de energia térmica oceânica (OTEC), produção offshore

de hidrogênio a partir de fontes renováveis e sistemas híbridos de geração de energia. O grupo também desenvolve gêmeos digitais (digital twins) de turbinas eólicas offshore flutuantes. Segundo Milad, a experiência do Gero inclui projetos desenvolvidos em parceria com empresas e universidades estrangeiras, entre elas TotalEnergies, CNOOC, China University of Petroleum, Tsinghua University e Ocean University of China. Essas colaborações já resultaram em inovação, patentes e 18 artigos publicados em revistas científicas de alto fator de impacto. A delegação também conheceu a expertise do Laboratório de Tecnologia Submarina, apresentada pelo professor Ilson Paranhos, e as instalações do recém-inaugurado Núcleo de Tecnologia de Poços. Entre os temas de pesquisa estão o descomissionamento de estruturas submarinas, a integridade de dutos e cabos umbilicais e o desenvolvimento de sistemas para detecção de anomalias subaquáticas, além de estudos sobre o comportamento de equipamentos em condições extremas.

Tecnologia transportável e estratégica A visita também abriu espaço para que os pesquisadores chineses apresentassem suas próprias pesquisas e tecnologias. Para o vicepresidente da NCUT, professor Jiaqing Chen, a complementaridade entre as competências brasileiras e chinesas cria oportunidades para uma cooperação mais ampla. “O Brasil abriga os maiores conjuntos de campos de petróleo em águas profundas e na camada do Pré-sal do mundo, além de possuir um enorme potencial em energias renováveis, incluindo energia eólica e solar. A China,

por sua vez, apresenta fortes vantagens em tecnologias de desenvolvimento energético e no projeto e fabricação de equipamentos verdes. Olhando para o futuro, devemos integrar as competências complementares de um número maior de instituições, incluindo universidades, com o objetivo de promover um ecossistema de cooperação”, afirmou. Chen apresentou as atividades de seu grupo de pesquisa, dedicado ao desenvolvimento de tecnologias e equipamentos de separação de alta eficiência para escoamentos multifásicos.

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jornal

Professor Átila Freire apresentando as competências e projetos do NIDF

O tema ganha importância à medida que campos de petróleo offshore avançam para fases mais maduras de produção, aumentando a quantidade de água produzida juntamente com o petróleo. Segundo o pesquisador, técnicas de recuperação avançada de petróleo podem tornar as emulsões de óleo e água ainda mais complexas, dificultando a operação de separadores trifásicos e desidratadores eletrostáticos. Entre os desafios estão aumentar a eficiência da separação, reduzir o uso de produtos químicos e o espaço ocupado pelos equipamentos e, consequentemente, diminuir os custos operacionais. O professor Yipeng Ji, do BIPT, apresentou uma tecnologia desenvolvida e testada na China para enfrentar esse tipo de desafio. O Tubular Electrostatic Coalescer (TEC) pode ser instalado antes de um separador trifásico ou de um desidratador eletrostático e, segundo o pesquisador, tem potencial para reduzir a

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temperatura de aquecimento e a dosagem de produtos químicos, aumentar a eficiência da separação óleo-água e diminuir o espaço ocupado pelos equipamentos. A tecnologia pode ser aplicada tanto em novos projetos (greenfield) quanto na modernização de instalações existentes (brownfield retrofit), ampliando seu potencial de aplicação industrial. A apresentação de tecnologias chinesas e o conhecimento das competências da Coppe reforçam o caráter de mão dupla da cooperação. A aproximação entre os grupos pode contribuir não apenas para o intercâmbio acadêmico, mas também para o desenvolvimento de soluções tecnológicas voltadas a desafios concretos da indústria de energia, em uma agenda que combina a experiência brasileira em operações offshore com a capacidade chinesa de desenvolvimento e fabricação de tecnologias e equipamentos.

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Indústria adota novas soluções para reduzir pegada de carbono nas embalagens flexíveis A busca pela redução das emissões de gases de efeito estufa tem impulsionado avanços também na indústria de embalagens plásticas flexíveis. O movimento passa pelo desenvolvimento de soluções que conciliem a função essencial da embalagem, como proteção e segurança do produto, com maior eficiência no uso de recursos e mais possibilidades de reciclagem ao longo da cadeia. Nesse cenário, as indústrias têm ampliado investimentos em matériasprimas, tecnologias e processos capazes de aliar desempenho técnico, competitividade e avanços ambientais. Na avaliação do coordenador de Pesquisa 10 nº407 Petro & Química

e Desenvolvimento da Chromoplast Embalagens Plásticas, Moisés Silveira, a indústria evoluiu significativamente nos últimos anos, utilizando diferentes estratégias para reduzir as emissões de gases de efeito estufa na fabricação de embalagens flexíveis. “Estruturas monomateriais, redução de espessura, incorporação de resina reciclada pós-consumo (PCR), aumento da reciclabilidade e projetos voltados ao ecodesign mostram que é possível reduzir o impacto ambiental sem comprometer a proteção do produto”, destaca. Silveira ressalta ainda que a análise sobre os impactos de uma embalagem precisa

jornal considerar todo o seu ciclo, incluindo desenvolvimento, utilização e destinação após o consumo. “Quando a embalagem é corretamente desenvolvida, utilizada e

encaminhada para reciclagem, ela deixa de ser resíduo e passa a ser matéria-prima para novos produtos, fortalecendo a economia circular”, explica.

Caminhos para ampliar a circularidade Entre as estratégias adotadas pela indústria estão investimentos em eficiência energética, modernização de equipamentos, utilização de energia proveniente de fontes renováveis, otimização logística e desenvolvimento de estruturas que favoreçam a reciclagem. Conforme relatório do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (PNUMA), o design para circularidade passa, entre outros aspectos, pela simplificação do número de polímeros e outros materiais utilizados nos produtos, preservando as funcionalidades necessárias. O documento aponta que estruturas monomateriais podem favorecer a reciclagem ao reduzir desafios relacionados à separação, identificação, triagem e processamento dos materiais. Também fazem parte desse movimento iniciativas de logística reversa e de reinserção de materiais reciclados na cadeia produtiva. Na Chromoplast Embalagens Plásticas, essas diferentes frentes são trabalhadas de forma integrada e incluem pesquisa

“

e desenvolvimento de novas estruturas, eficiência nos processos produtivos e uso de energia proveniente de fontes renováveis. Uma de suas linhas, a Green Shield, reúne tecnologias voltadas à circularidade e à redução de impactos sem comprometer o desempenho técnico das embalagens. A linha utiliza resina reciclada pós-consumo (PCR) em aplicações com até 30% desse material, e tem estrutura monomaterial desenvolvida para facilitar a reciclagem. A linha atende segmentos como nutrição animal e pet care, atomatados, pães, medicina animal, azeitonas, maionese e sabonete líquido, entre outros. Além do desenvolvimento de soluções como a Green Shield, a empresa utiliza energia elétrica proveniente de fontes 100% limpas, adquirida no Mercado Livre de Energia, e investe em tecnologias de processo voltadas ao aumento da eficiência produtiva e à redução de desperdícios.

O objetivo é desenvolver embalagens tecnicamente viáveis, que mantenham a proteção e a segurança do produto e, ao mesmo tempo, contribuam para uma cadeia mais circular. A redução da pegada de carbono depende de escolhas feitas em diferentes etapas, desde a matéria-prima até a destinação da embalagem depois do consumo.

Cledson Francisconi, CEO da Chromoplast. Petro & Química nº407

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.

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“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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Rota Bioceânica pode transformar logística do agro brasileiro e aproximar produção nacional dos mercados asiáticos 14 nº407 Petro & Química

jornal A Rota Bioceânica, corredor rodoviário que conecta o Brasil aos portos do norte do Chile por meio de Paraguai e Argentina, entra em uma nova fase de consolidação e começa a ganhar espaço nas discussões sobre o futuro da logística, do agronegócio e do comércio exterior brasileiro. Com mais de 3 mil km de extensão, a ligação cria uma alternativa terrestre entre o Oceano Atlântico e o Pacífico e pode reduzir distâncias, tempo de transporte e custos para produtos destinados aos mercados da Ásia. Mais do que uma estrada, o projeto

representa um novo corredor de integração econômica entre quatro países sulamericanos. A iniciativa ganhou forma institucional em 2015, quando Brasil, Paraguai, Argentina e Chile assinaram a Declaração de Assunção e criaram um grupo de trabalho para viabilizar o Corredor Rodoviário Bioceânico Porto Murtinho– Portos do Norte do Chile. Um dos principais marcos físicos do projeto é a ponte internacional sobre o Rio Paraguai, ligando Porto Murtinho (MS), no Brasil, a Carmelo Peralta, no Paraguai.

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Como funciona a Rota Bioceânica O trajeto tem como porta de entrada no Oceano Atlântico o Porto de Santos, maior complexo portuário da América Latina e um dos maiores do mundo. A rota passa pela região Centro-Oeste brasileira e segue até Porto Murtinho, na fronteira com o Paraguai. Depois de atravessar o rio Paraguai, entra em território paraguaio, cruza a Argentina e chega ao norte do Chile, conectandose a portos como Antofagasta, Iquique e Mejillones. Na prática, a nova conexão permitirá que cargas brasileiras tenham uma alternativa

ao caminho tradicional marítimo utilizado para chegar aos mercados asiáticos. Entre os potenciais ganhos da ligação rodoviária entre os oceanos Atlântico ao Pacífico, estão a redução do tempo de transporte, dos custos logísticos e a diversificação das rotas de exportação. Entretanto, para que esses benefícios se concretizem, não basta concluir as obras rodoviárias. A operação também dependerá da integração entre os sistemas aduaneiros, procedimentos sanitários, fiscalização e estruturas de apoio nos quatro países.

O que muda para o agronegócio e avanço na obra Produtos da pauta exportadora brasileira com forte demanda nos mercados asiáticos poderão ser alcançados por uma nova alternativa logística. Para produtores e empresas exportadoras, a possibilidade de utilizar diferentes corredores prevê uma otimização de 14 a 20 dias no prazo de entrega, além de reduzir a dependência de determinados portos e trajetos e permitir uma gestão mais eficiente de custos e riscos logísticos. A infraestrutura também pode estimular investimentos em armazenagem, transporte, terminais, serviços de apoio e outras atividades ao longo do trajeto, movimentando as economias das regiões atravessadas pela rota. 16 nº407 Petro & Química

A infraestrutura física já apresenta avanços importantes, mas a consolidação da Rota Bioceânica como corredor internacional depende de etapas complementares. No Brasil, as obras de acesso à ponte, em Porto Murtinho, incluem 13,1 km de rodovia, seis pontes, um viaduto e um Centro Integrado de Fronteira. O cronograma do acesso brasileiro é atualmente apontado para o início de 2027, enquanto a ponte e os acessos paraguaios possuem cronogramas próprios. Além das obras, questões como burocracia nas fronteiras, integração digital, segurança, capacidade de transporte, mão de obra e serviços de apoio serão determinantes para que o corredor funcione de forma eficiente.

| BS02BR |

EtherCAT e controle baseado em PC: Nova tecnologia de automação

EtherCAT e tecnologia de controle baseado em PC estabelecendo padrões em todo o mundo: todos os componentes para IPC, E/S, motion e automação marcos na automação em escala global estabelecidos: Sistema Lightbus, Bus Terminal, software de automação TwinCAT escalabilidade máxima e sistemas de automação abertos com base na rede de alto desempenho EtherCAT integração de todas as funções essenciais da máquina e do sistema em uma única plataforma de controle soluções de automação universal para mais de 20 indústrias: desde máquinas-ferramentas controladas por CNC até sistemas inteligentes de controle predial.

Digitalize para descobrir tudo sobre o sistema de controle da Beckhoff

@Yaracarboncalc

jornal

Yara lança plataforma que mensura índice de descarbonização a partir da escolha do fertilizante

18 nº407 Petro & Química

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Print do dia 14/09/26

A Yara, líder global em nutrição de plantas, lançou a Yara CarbonCalc, plataforma que estima, com base em números e metodologia comparativa, o impacto do diferencial quanto à sustentabilidade e menor pegada de carbono de seus fertilizantes de base nitrato, comparado a outros fertilizantes do mercado. O objetivo é dar visibilidade a estimativas mais concretas de redução da pegada de carbono associadas aos fertilizantes e apoiar produtores rurais, cooperativas, tradings e empresas da indústria de alimentos na adoção de soluções que contribuam para suas estratégias e metas de redução de emissões. Desde janeiro de 2026, a plataforma reúne e analisa dados de venda de fertilizantes Yara. Do início do ano até meados de agosto, a comercialização de fertilizantes com menor pegada de carbono no Brasil já evitou cerca de 450 mil toneladas de CO₂ equivalente (CO₂eq).

Esse número equivale ao carbono sequestrado por aproximadamente 3,2 milhões de árvores ao longo dos seus primeiros 20 anos de crescimento - equivalência ambiental baseada em referência do Instituto Brasileiro de Florestas (IBF), adotada em documentos do Governo Federal. A plataforma utiliza o indicador CO2 equivalente (CO2eq), que permite consolidar, em uma única métrica, o impacto climático de todos os gases de efeito estufa emitidos ao longo da cadeia produtiva. Na produção de fertilizantes e na agricultura, por exemplo, gases como o óxido nitroso (N2O) possuem um potencial de aquecimento global muito superior ao do CO2. Ao converter todos os gases para sua equivalência em CO2, é possível comparar diferentes fontes de emissão de forma padronizada e avaliar seu impacto real sobre o clima.

Petro & Química nº407

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Para além da mensuração, a Yara CarbonCalc representa um avanço na forma como a Yara comunica os resultados da sua jornada de descarbonização, um benefício ambiental, antes invisível, e que agora é um indicador concreto, compreensível e auditável para toda a cadeia de alimentos. Ao transformar dados em informações relevantes, conseguimos evidenciar um importante atributo de sustentabilidade associado ao diferencial do nosso portfólio de menor pegada de carbono. A iniciativa também ressalta e reconhece o papel fundamental do produtor rural, que está no centro dessa transformação e é peça-chave para uma agricultura de menor pegada de carbono. Deise DallaNora, diretora de Public Affairs, Comunicação e Sustentabilidade da Yara Brasil. Para tradings e cooperativas, o uso de fertilizantes de menor pegada pode contribuir para estratégias de redução de emissões na origem da produção agrícola. Já para processadores e fabricantes de alimentos, a iniciativa representa uma oportunidade de atuar sobre as emissões associadas à produção das matérias-primas, especialmente relacionadas ao Escopo 3. As emissões de Escopo 3 abrangem todas as emissões indiretas de gases de efeito estufa geradas ao longo da cadeia de valor, incluem desde as atividades dos fornecedores até o uso e o descarte dos produtos vendidos. Por conta da tecnologia dos catalisadores

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instalados nas fábricas que filtram o óxido nitroso emitido na produção do fertilizante, todo o portfólio atual de nitrogenados da companhia de base nitrato possui, no mínimo, uma pegada de carbono 50 a 60% menor em comparação aos mesmos fertilizantes produzidos sem esta tecnologia. A empresa também conta com o novo portfólio Yara Climate Choice, fertilizantes produzidos a partir de uma matriz renovável ou via CCS (captura e armazenamento de carbono), os quais apresentam uma redução de emissões entre 65 e 90% em comparação aos fertilizantes produzidos a partir do gás natural.

Disponibilidade não acontece por acaso. No setor de Petróleo e Gás, cada ativo crítico tem impacto direto na segurança das pessoas, na continuidade da produção e nos resultados do negócio. Manter operações confiáveis exige mais do que tecnologia. Exige conhecimento especializado, serviços conectados e uma estratégia contínua para reduzir riscos, evitar paradas não planejadas e maximizar o desempenho dos ativos. A Rockwell Automation ajuda sua empresa a aumentar a confiabilidade operacional por meio de serviços de manutenção, modernização de sistemas, monitoramento remoto, gestão do ciclo de vida dos ativos e cibersegurança industrial. Da plataforma offshore à refinaria, trabalhamos ao seu lado para manter suas operações seguras, eficientes e preparadas para os desafios do futuro. Minimizar las paradas no programadas Maior confiabilidade dos ativos Operações mais seguras Modernização com menor risco operacional Cibersegurança industrial para ambientes críticos Suporte especializado ao longo de todo o ciclo de vida Transforme a manutenção em desempenho. Transforme dados em decisões. Transforme disponibilidade em vantagem competitiva.

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Empresas de petróleo e gás continuam sendo adotantes chave do CCUS apesar dos desafios na entrega de projetos, diz a GlobalData 22 nº407 Petro & Química

jornal A captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS) tornou-se uma importante via de descarbonização para indústrias de petróleo e gás, energia, cimento, aço e outras indústrias difíceis de eliminar. Em junho de 2026, mais de 70% das instalações operacionais e futuras de captura de carbono, por número de instalações, estavam associadas a ativos energéticos, com empresas de petróleo e gás permanecendo participantes-chave, mesmo que muitas tenham reduzido investimentos mais amplos em baixo carbono, diz a GlobalData, uma plataforma líder em inteligência e

produtividade. Relatório de Inteligência Estratégica da GlobalData, “Captura e Armazenamento de Carbono”, revela que várias empresas de petróleo e gás continuam a priorizar o CCUS onde ele apoia ativos centrais, incluindo GNL, refeição, produção de hidrogênio e operações upstream. Alguns dos projetos-chave incluem o cluster Ravenna da Eni, a rede de transporte e armazenamento de CO₂ da Costa do Golfo da ExxonMobil, e a Northern Lights, que é de propriedade conjunta da Equinor, Shell e TotalEnergies, para avançar no transporte e armazenamento offshore de CO₂ na Noruega.

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Em junho de 2026, a base operacional de captura de carbono permaneceu modesta, com mais de 140 projetos globalmente em múltiplas indústrias e uma capacidade acumulada de 62 milhões de toneladas por ano (mtpa). O setor de energia representou a maior parte dessa capacidade. No entanto, a maior parte da capacidade futura de captura permanece concentrada nas fases de viabilidade e FEED do desenvolvimento do projeto. Ravindra Puranik, Analista de Petróleo e Gás da GlobalData. A fase atual do mercado CCUS reflete que o setor já ultrapassou o interesse em escala piloto, mas muitos projetos ainda não superaram os obstáculos comerciais, regulatórios e de infraestrutura necessários para construção e

comissionamento. A disponibilidade de oleodutos compartilhados de CO₂, rotas de navegação e centros de armazenamento será fundamental para reduzir riscos nesses projetos e melhorar a economia dos investimentos em captura.

Petro & Química nº407

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Apesar do forte pipeline de projetos para o CCUS, a década provavelmente será definida pela entrega seletiva em vez de uma expansão uniforme. Muitos projetos anunciados continuam expostos a risco de financiamento, inflação de custos, incerteza regulatória e atrasos na garantia de contratos de captação ou armazenamento de CO₂ de longo prazo. Sem infraestrutura de transporte e capacidade de armazenamento suficientes, o CO₂ capturado não pode ser sequestrado permanentemente em escala, o que pode retardar ou limitar o desenvolvimento dos projetos de captura. É improvável que as empresas avancem em instalações de captura sem uma rota confiável para armazenar o CO₂. Puranik conclui que “O crédito fiscal 45Q dos EUA, o ETS da União Europeia e o mecanismo de precificação do carbono do Canadá apoiam a economia dos projetos. No entanto, altos custos de capital e operacionais, infraestrutura inadequada de

24 nº407 Petro & Química

transporte e armazenamento de CO₂, atrasos de permissões, responsabilidade de longo prazo e ceticismo público continuam sendo críticos para a implantação em massa do CCUS.”

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Especialistas apontam desafios para desenvolver cadeias de minerais críticos 26 nº407 Petro & Química

@Helio Montferre/ASCOM da Agência Nacional de Mineração

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No mesmo dia em que o Senado Federal aprovava a Política Nacional de Minerais Críticos e Estratégicos, autoridades do setor mineral se reuniram para discutir os desafios e perspetivas para a mineração no Brasil durante o Café com a Indústria, promovido pela ABDI - Associação Brasileira de Desenvolvimento Industrial. Com o tema “Minerais críticos: potencial brasileiro para o desenvolvimento industrial e tecnológico”, o evento tratou dos esforços empreendidos pelo país para avançar nas cadeias produtivas ligadas a bens minerários. Mariano Laio, chefe da Divisão de Minerais Críticos e Estratégicos da ANM, acompanhou e debate e acredita que a agregação de valor é fundamental para o Brasil, pois movimenta toda a sociedade. “Além gerar riqueza por aumentar o preço

de venda em relação ao mineral bruto, o país gera empregos qualificados, distribui renda e estimula não só a indústria, mas também o setor de serviços e comércio. E ainda tem toda uma questão de tecnologia e inovação, pois você vai movimentar universidades, formação de recursos humanos, e preparar parte da população para atuar nessas áreas mais avançadas”, explica. Entretanto, ele defende que desenvolver as cadeias de manufatura não significa deixar de lado a posição do Brasil no mercado global enquanto fornecedor de insumos minerais primários. “São coisas complementares. Temos um espaço consolidado que não podemos perder, e o minério de ferro é um exemplo disso. O país precisa avançar sem perder o que já foi conquistado”, resume.

Petro & Química nº407

jornal

Escolhas e estratégias para desenvolver a cadeia Durante a primeira mesa do evento, que tratou de “Minerais críticos no Brasil: recursos, investimentos e desenvolvimento da cadeia”, Pablo Cesário, diretor-presidente interino do Ibram Instituto Brasileiro de Mineração, destacou um estudo recémlançado pela entidade que traz estratégias para a estruturação de cadeias de valor em um horizonte de 12 a 14 anos, listando as empresas e tecnologias que faltam para o país alcançar seus objetivos no setor. “Buscamos trazer uma visão geral sobre o que o Brasil precisa fazer e em quanto tempo. E isso envolve toda a cadeia. Não adianta fazer fragmentado, temos de estruturar grandes projetos de pesquisa que envolvam empresas e diferentes institutos. O setor mudou porque o mundo está mudando em torno da transição energética. E esse futuro passa pela mineração”, resume.

Na visão de Roberto Xavier, diretor executivo da ADIMB - Agência para o Desenvolvimento e Inovação do Setor Mineral Brasileiro, não é possível avançar em todas as cadeias minerais ao mesmo tempo. Assim, o país terá de fazer escolhas e investir nas que considera mais estratégicas e capazes de gerar vantagens competitivas. “Um grande gargalo que ainda temos é a formação de recursos humanos. Há um desequilíbrio entre o que os estágios mais avançados da indústria demandas e o que temos à disposição em termos de pessoal. Brasil é muito bom nas etapas de pesquisa mineral, descoberta, até a produção, então temos ótimos geólogos e engenheiros de minas. Mais ainda faltam profissionais que enxerguem a cadeia como um todo e transformem o recurso mineral em bem tecnológico”, opina.

Financiamento e mercado de capitais Outro ponto crítico para o Brasil diz respeito ao financiamento do setor. Marisa César, presidente do Conselho de Administração

28 nº407 Petro & Química

da Associação de Minerais Críticos (AMC), explica que 81% dos investimentos na cadeia nacional de minerais críticos vêm

jornal de investidores de fora do país, o que torna necessário criar incentivos para atrair e manter esse capital. “O projeto não explicita quais seriam os minerais críticos e estratégicos do Brasil nem traz os critérios e competências para homologação dos projetos pelo Conselho Nacional para Industrialização de Minerais Críticos e Estratégicos (CIMCE). Isso acaba gerando medo de as empresas terem suas iniciativas vetadas, o que pode atrasar o andamento e até fazer com que os investidores privilegiem outros países em detrimento do nosso”, argumenta. Nesse sentido, Miguel Nery, gerente executivo da ABPM, destacou pontos positivos do projeto aprovado pelo Senado,

como a criação de um fundo garantidor e de mecanismos fiscais de incentivo. No entanto, ele acredita que ainda falta uma regulamentação no mercado de capitais que permita às empresas de pesquisa serem listadas na bolsa de valores brasileira para captar recursos. “Uma companhia tradicional tem seu valor de mercado avaliado com base no balanço. Porém, uma empresa de pesquisa mineral não tem produção para apresentar. Por isso, é preciso incluir a figura das junior companies, cujo valor de mercado se mede pelo potencial das suas descobertas. Como isso ainda não existe na B3, elas estão sendo listadas nas bolsas do Canadá e Austrália”, encerra.

vibropac.com.br

(11) 2108-5600 29 Petro & Química nº407 falecom@vibropac.com.br

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ICL destaca impacto das fraudes e defende integração entre setores público e privado no combate aos crimes no setor de combustíveis 30 nº407 Petro & Química

jornal O presidente do Instituto Combustível Legal (ICL), Emerson Kapaz, participou do Congresso Fiesp de Segurança Pública, em São Paulo. O evento, promovido pela Fiesp Federação das Indústrias do Estado de São Paulo, reuniu autoridades, especialistas e empresários para debater os impactos do crime organizado sobre a economia e a atividade empresarial. O congresso contou com a participação do senador Sérgio Moro; do secretário de Segurança Pública de São Paulo, Osvaldo

Nico; do ex-secretário de Segurança Pública de São Paulo, Guilherme Derrite; do deputado federal Alfredo Gaspar; do promotor Lincoln Gakiya; além da participação especial do ministro de Segurança de El Salvador, Gustavo Villatoro. Kapaz ressaltou que a sonegação, já considerada um grande problema no Brasil, passou a ser acompanhada pela infiltração do crime organizado em toda a cadeia produtiva e em todos os segmentos da economia.

“

E dentro do setor de combustíveis a infiltração era muito maior do que se imaginava. A gente pode entender o porquê, já que é um setor que fatura quase R$ 1 trilhão por ano, R$ 240 bilhões em tributos. Por conta dessa ramificação enorme que existe no setor de combustíveis, o crime organizado olhou e falou: ‘Aqui é um alvo muito interessante’. Estão atuando em toda a cadeia, do ‘poço ao posto’, e agora também no etanol, nas bombas fraudadas, na logística de transporte… Os criminosos perceberam que ganhar dinheiro dentro da economia é menos perigoso, mais rápido e com menos ônus na hora de serem incriminados

Petro & Química nº407

jornal Kapaz alertou que se a sociedade recuar e não enfrentar as irregularidades o crime avança. O Fórum Brasileiro de Segurança Pública mostrou que, em quatro setores (ouro, combustível, fumo e bebidas), o crime organizado fatura R$ 165 bilhões por ano. De acordo com o presidente do ICL, dos quatro setores, o de combustíveis garante o maior faturamento para o crime organizado:

R$ 62 bilhões por ano, três vezes mais do que lucram com o tráfico de drogas. Foi por meio de operações como a Carbono Oculto, que integrou entidades públicas e o setor privado, que o cenário começou a mudar: “Era difícil para as autoridades entenderem o que acontece ao longo de uma cadeia produtiva como um todo. O trabalho de inteligência integrado conseguiu traduzir

Assista ao vídeo completo do Congresso Fiesp de Segurança Pública:

32 nº407 Petro & Química

jornal como os criminosos operavam, inclusive com práticas sofisticadas, usando fintechs e movimentando quantias bilionárias. Ninguém sabia para onde ia o dinheiro. R$ 42 bilhões transitavam nesse sistema sem a percepção de que havia uma brecha nas fintechs. E o Brasil tem 31 mil fintechs, o dobro do que existe nos Estados Unidos. Como isso é possível?”, questionou o presidente do Instituto. Kapaz citou, ainda, o caso da Refinaria de Manguinhos (Refit), no Rio de Janeiro, que foi fechada e interditada após provocar prejuízos bilionários aos cofres públicos. “Nós, como observadores do setor de combustíveis e lubrificantes percebemos uma grande mudança, e trago aqui uma notícia auspiciosa: é possível, sim, enfrentar

o crime organizado quando as entidades civis organizadas e o setor privado estão unidos. Muitas vezes, me disseram: ‘não entrem, que isso é briga de cachorro grande’. Eu pensei: ‘quem é o cachorro grande, eles ou a sociedade que está lutando contra a bandidagem?’. Nós precisamos nos unir e, nesse sentido, o setor privado tem um papel muito importante, usando inteligência, fazendo mapeamento. Não podemos ter medo de enfrentá-los”, frisou. E a mudança se vê na prática. A integração entre poder público, órgãos de fiscalização e iniciativa privada já teria deslocado aproximadamente 10 bilhões de litros do mercado ilegal para o mercado formal, de acordo com Emerson Kapaz, presidente do Instituto Combustível Legal.

Petro & Química nº407

especial

A importância da formação multidisciplinar para a Gestão de Medições A medição de fluidos — especialmente de hidrocarbonetos — vai muito além da simples utilização de bons instrumentos e medidores. Para que os resultados sejam realmente confiáveis, é necessário considerar diversos outros fatores: a instalação correta dos equipamentos conforme requisitos de fabricantes e normas aplicáveis; a parametrização adequada, com faixas calibradas compatíveis com as condições de operação; a determinação precisa da composição do gás natural e dos teores de BSW e densidade dos líquidos, obtidos por meio de amostragens representativas; a configuração criteriosa dos computadores de vazão; e a avaliação completa das 34 nº407 Petro & Química

incertezas do sistema, contemplando todos os elementos que podem influenciar o resultado. Essas incertezas representam, em última instância, o risco associado às medições. E risco, nesse contexto, é algo extremamente relevante. Hidrocarbonetos são produtos de alto valor agregado, movimentados em grandes volumes e essenciais para a sociedade. Pequenas variações percentuais podem gerar impactos expressivos, como ilustrado na figura: desvios de apenas 0,1% em óleo ou 0,5% em gás são comuns, e podem resultar em perdas de faturamento de centenas de milhares de dólares em apenas um ano.

especial Risco na Medição do PETRÓLEO Produção do Campo: 3.000 m3/dia

Incerteza da Medição (%)

Preço do Barril de Petróleo: 2.979,67 R$/m3

Categoria:

B novo RTM

Referência:

ANP média jun/2026

Erro Potencial (+/-) Volume do Erro Diário (m3/dia)

Custo do Erro Diário (R$/dia)

Volume Anual do Erro (m3/ano)

Custo Anual do Erro (R$/ano)

0,01

0,30

893,90

109,50

326.273,87

0,02

0,60

1.787,80

219,00

652.547,73

0,05

1,50

4.469,51

547,50

1.631.369,33

0,10

3,00

8.939,01

1.095,00

3.262.738,65

0,15

4,50

13.408,52

1.642,50

4.894.107,98

0,20

6,00

17.878,02

2.190,00

6.525.477,30

0,25

7,50

22.347,53

2.737,50

8.156.846,63

0,30

9,00

26.817,03

3.285,00

9.788.215,95

0,50

15,00

44.695,05

5.475,00

16.313.693,25

1,00

30,00

89.390,10

10.950,00

32.627.386,50

Risco na Medição do GÁS NATURAL Produção do Campo: 400.000 m3/dia

Incerteza da Medição (%)

Preço do Gás Natural: 1,32 R$/m3

Categoria:

B novo RTM

Referência:

ANP média jun/2026

Erro Potencial (+/-) Volume do Erro Diário (m3/dia)

Custo do Erro Diário (R$/dia)

Volume Anual do Erro (m3/ano)

Custo Anual do Erro (R$/ano)

40,00

52,80

14.600,00

19.272,00

0,02

80,00

105,60

29.200,00

38.544,00

0,05

200,00

264,00

73.000,00

96.360,00

0,10

400,00

528,00

146.000,00

192.720,00

0,15

600,00

792,00

219.000,00

289.080,00

0,20

800,00

1.056,00

292.000,00

385.440,00

0,25

1.000,00

1.320,00

365.000,00

481.800,00

0,01

0,30

1.200,00

1.584,00

438.000,00

578.160,00

0,50

2.000,00

2.640,00

730.000,00

963.600,00

0,75

3.000,00

3.960,00

1.095.000,00

1.445.400,00

2,00

8.000,00

10.560,00

2.920.000,00

3.854.400,00

Por isso, é indispensável gerir esse risco — e essa gestão passa, necessariamente, pela gestão das medições. O gerenciamento de sistemas de medição é complexo e exige conhecimentos multidisciplinares. Um engenheiro ou técnico da área precisa dominar competências em instrumentação,

automação, elétrica, processos químicos e de escoamento, tubulações, mecânica, metrologia e normalização. É um conjunto amplo de habilidades que demanda tempo para ser assimilado — tempo que nem sempre as empresas ou os profissionais têm disponível. Petro & Química nº407

especial Foi justamente essa necessidade que motivou Carlos Barateiro a fundar a Instruere, em outubro de 2016, com foco em engenharia de medição, apoiado por sua experiência de 10 anos na Bristol Babcock e outros 19 anos na Emerson Automation. Ao longo desse período, acumulou aprendizados tanto no chão de fábrica quanto em plantas industriais, participando da implantação dos primeiros computadores de vazão microprocessados no Brasil, de projetos de adequação de grandes unidades e da formação das primeiras equipes responsáveis pela gestão de sistemas de medição. Se na Bristol e na Emerson sua atuação estava voltada à venda de sistemas, com a Instruere o foco passou a ser o suporte direto a operadores, transportadores, distribuidores, prestadores de serviço e fabricantes. A empresa oferece treinamentos técnicos especializados, consultorias para definição das melhores soluções e auditorias e inspeções de campo — sempre com o propósito de não apenas identificar falhas, mas fomentar uma cultura sólida de gestão de riscos. Agora, ao completar 10 anos de atuação com a Instruere no mercado brasileiro — marco a ser alcançado logo após a ROGe 2026 — Barateiro destaca sua satisfação com os resultados: “Nesse período, atendemos os principais players do mercado de O&G, desde os campos de produção até a distribuição. E o melhor: a maioria dos contratos foi renovada e ampliada, o que demonstra, na prática, a seriedade e os propósitos da Instruere.”

36 nº407 Petro & Química

“Hoje temos mais de 20.000 seguidores no LinkedIn e mais de 500 profissionais já passaram pelos nossos cursos. E seguimos aprendendo sempre: na área de medição, a atualização é contínua. Novas tecnologias surgem, e para apoiar nossos clientes precisamos estar conectados ao mercado. Esse ritmo de aprimoramento constante e de compartilhamento de conhecimento é quase um vício. Com certeza, não pretendo parar tão cedo”

Carlos Barateiro, CEO da Instruere.

especial

Pressão sob controle: a nova fronteira tecnológica do óleo e gás por: Eduardo Fernandes – diretor Flutrol Durante décadas, pressão foi tratada como um número na ficha técnica de um equipamento: a máxima que ele suportava. Essa lógica está mudando. Na Flutrol, vemos a pressão deixar de ser uma característica isolada do projeto para se tornar uma variável de sistema — que se combina com temperatura, composição do fluido, ciclos de operação e capacidade de diagnóstico para definir o que um ativo de óleo e gás realmente pode fazer com segurança. Essa mudança de perspectiva é o pano de fundo de tudo o que discutimos aqui.

Petro & Química nº407

especial

Por que a engenharia de pressão virou questão central As pressões de poço estão subindo, e com elas sobe a demanda por equipamentos capazes de operar acima do que hoje é fornecido para as camadas pós-sal. Isso se desdobra em fatores de segurança mais altos, pressões de trabalho mais altas e instalações submarinas mais complexas — o que movimenta toda a cadeia de

fornecimento, centros de pesquisa e laboratórios de teste. Do nosso ponto de vista, essa pressão sobre o setor não é só um problema a resolver. É também um dos maiores espaços abertos para desenvolvimento de equipamentos mais modernos e mais resistentes à pressão e à corrosão que o mercado brasileiro já viu.

Onde está, de fato, o desafio Quando se fala em alta e altíssima pressão, a primeira pergunta costuma ser “o equipamento aguenta?”. Essa não é mais a pergunta certa. O desafio real é manter segurança, confiabilidade, vida útil e capacidade de diagnóstico quando pressão, temperatura, corrosividade e cargas mecânicas atuam ao mesmo tempo. Materiais e corrosão talvez sejam o ponto mais crítico de todos. Em ambientes de alta pressão e temperatura, a combinação de CO₂, H₂S, água produzida e outros contaminantes acelera mecanismos de degradação que vão muito além da corrosão convencional — fenômenos como hydrogen-induced 38 nº407 Petro & Química

cracking, sulfide stress cracking e stress corrosion cracking tornam a seleção de materiais, soldas e critérios de aceitação extremamente sensíveis. Vedações, conexões e válvulas são o segundo ponto de atenção. Selos, gaxetas, O-rings e flanges se tornam pontos frágeis quando expostos a grandes ciclos de pressão, variações térmicas, fluidos agressivos e descompressão rápida ao longo de milhares de horas de operação. Uma vedação que funciona perfeitamente em bancada pode falhar depois de milhares de ciclos em condição real — e é exatamente essa lacuna entre bancada e campo que a engenharia de

especial pressão precisa fechar. Fadiga é o terceiro. Não basta provar que um equipamento suporta uma pressão específica; é preciso saber quantos ciclos ele suporta ao longo de toda a vida operacional, considerando vibração, partidas, paradas e cargas transmitidas por risers, flowlines e estruturas. A DNV, em uma análise de mais de mil casos de falha no setor de óleo e gás e marítimo, aponta fadiga e corrosão como os dois modos de falha mais frequentes — o que confirma, com dados, algo que a indústria já suspeitava na prática. Isso leva ao quarto ponto, que é onde a Flutrol atua diretamente: testar em condições realmente representativas. Testar um componente a 20.000 ou 30.000 psi não significa nada se o teste não reproduzir simultaneamente pressão, temperatura, fluido, ciclos, cargas mecânicas e tempo de exposição. Por isso, equipamentos de pressurização, aquisição de dados, sensores e sistemas de segurança deixaram de ser acessórios do teste — são parte central do processo de qualificação. A instrumentação amplia essa exigência: quanto maior a pressão, menor a margem para erro. Os sistemas precisam detectar pequenas perdas de pressão, microvazamentos, alterações de temperatura, deformação e mudanças sutis no comportamento de válvulas e atuadores — e cada vez mais combinar esses dados com monitoramento contínuo e manutenção preditiva. No subsea, há ainda uma particularidade que não existe em terra: o equipamento enfrenta simultaneamente pressão interna extremamente elevada e pressão hidrostática externa, o que cria problemas de projeto próprios — cargas estáticas e dinâmicas, fadiga, contenção de pressão e

compatibilidade de materiais precisam ser pensados juntos, não em separado. E há um ponto estrutural que poucos discutem abertamente: a tecnologia evolui mais rápido que as normas. Historicamente, equipamentos acima de 15.000 psi chegaram ao mercado antes de existir um conjunto suficientemente abrangente de normas específicas para essas aplicações — e a própria API segue trabalhando na evolução de sua família de normas subsea, incluindo temas como HPHT, HIPPS e equipamentos de intervenção. Por fim, em altíssima pressão a energia armazenada no sistema passa a ser um risco por si só. Isso muda a filosofia do teste inteiro: operação remota, barreiras físicas, redundância de instrumentação, sistemas de alívio, intertravamentos, detecção de vazamento e registro completo dos ciclos. Na prática, o sistema de teste se torna praticamente uma instalação de processo em miniatura. Nenhum desses pontos, isoladamente, é o maior desafio. O maior desafio é a integração entre materiais, projeto mecânico, vedação, pressurização, instrumentação, testes e monitoramento de integridade — e é aí que enxergamos a maior oportunidade para quem desenvolve sistemas de teste e diagnóstico de alta pressão. O próximo salto do setor não será uma bomba capaz de atingir 30.000 ou 50.000 psi. Será um sistema integrado capaz de pressurizar, controlar, medir, detectar vazamentos, executar ciclos automaticamente e interpretar o comportamento do equipamento durante o ensaio: pressurização → medição → aquisição de dados → diagnóstico → predição de falha. Essa cadeia tende a ser tão importante quanto a própria capacidade de gerar pressão.

Petro & Química nº407

especial

Testes e diagnóstico não estão ficando para trás O aumento das pressões de operação está exigindo uma evolução equivalente — em alguns pontos, até mais rápida — dos sistemas de teste, diagnóstico e monitoramento. Isso aparece em sensores com faixas maiores de pressão e temperatura e mais precisão; aquisição de dados em alta velocidade, capaz de identificar pequenas variações antes que virem falha; monitoramento contínuo e remoto; diagnóstico preditivo com histórico de dados e IA; ensaios automatizados com controle preciso de rampas, ciclos, vazamentos e alívio; instrumentação redundante; digital twins comparando comportamento real e esperado; e rastreabilidade e calibração cada vez mais rigorosas. O ponto que vale destacar: não basta aumentar a escala dos equipamentos de teste. Em alta pressão, um pequeno erro de medição ou uma pequena alteração de comportamento tem consequências muito maiores do que teria em pressões convencionais. Por isso o sistema de teste precisa evoluir ao mesmo tempo em precisão, velocidade de aquisição, segurança

e capacidade de diagnóstico — não pode avançar em uma dimensão só. Do lado da geração de pressão em si, a evolução também não está vindo simplesmente de “bombas maiores”. Está vindo de arquiteturas mais eficientes: intensificadores de pressão, que usam um sistema de menor pressão e maior vazão para acionar um estágio que produz vazão menor em pressão muito elevada — permitindo atingir dezenas de milhares de psi sem dimensionar todo o sistema para a pressão máxima, algo particularmente relevante em bancadas HPHT. Some a isso bombas de acionamento pneumático/hidropneumático, arquiteturas multiestágio, controle servohidráulico, acumuladores de alta pressão, válvulas de controle de precisão e automação com controle remoto. A mudança de fundo é sair de “uma bomba cada vez maior” para “geração eficiente + intensificação + armazenamento + controle inteligente + monitoramento” — o que permite subir a pressão máxima sem multiplicar na mesma proporção potência instalada, massa, footprint e exposição ao risco.

Testes e diagnóstico não estão ficando para trás Há bastante espaço para digitalização em equipamentos de alta pressão, e acredito que essa será uma das principais frentes de evolução do segmento, especialmente em offshore e subsea. Mas o ponto importante não é simplesmente colocar sensores no equipamento — é transformar pressão, temperatura, vazão, vibração e ciclos de operação em informação sobre a condição do 40 nº407 Petro & Química

equipamento e o risco de falha. Vejo quatro grupos de dados relevantes: pressão (sucção, descarga, pulsação, transientes, número de ciclos), temperatura (fluido, corpo, selos, cabeçotes, mancais), variáveis mecânicas (vibração, deslocamento, deformação, aceleração) e variáveis de processo (vazão, consumo de energia, posição de válvulas, tempo de ciclo). Para

especial subsea, isso é ainda mais valioso: em vez de mobilizar uma equipe até uma plataforma ou retirar um equipamento submarino para diagnosticar um problema, o caminho passa a ser equipamento → sensores → edge computing → comunicação → plataforma de dados → especialista remoto, que passa a enxergar pressão instantânea e histórica,

número de ciclos, alarmes, tendência de degradação, eficiência, diagnóstico, vida útil estimada e recomendação de intervenção. Plataformas digitais do setor já oferecem esse tipo de histórico, diagnóstico de tendência e recomendação de manutenção — não é mais promessa, é caminho em curso.

Automação como tecnologia de segurança, não só de produtividade No Pré-sal e, principalmente, em operações subsea, a automação de sistemas de pressão pode reduzir de forma muito significativa a exposição humana, porque permite transferir o operador da chamada red zone para uma cabine, sala de controle ou até um centro em terra. O ganho maior não vem de automatizar só a bomba — vem de automatizar a sequência completa de pressurização, estabilização, teste, despressurização e isolamento, mantendo intertravamentos e barreiras independentes. No Pré-sal e no subsea isso tem um valor adicional: quanto mais distante o ser humano estiver fisicamente da fonte de

energia — pressão, hidrocarboneto, equipamento submarino, zona de intervenção —, menor tende a ser a exposição ao risco. A própria Petrobras já mostra essa direção: em 2025, reportou redução de 86% nos mergulhos e eliminação dos riscos associados ao trabalho subsea direto, além de iniciativas de automação para retirar equipes da red zone. Por isso, encaro a automação de pressão não como uma questão de produtividade, mas como uma tecnologia de remoção do homem da zona de energia perigosa — talvez a justificativa mais forte para investir em sistemas automatizados de alta pressão.

Petro & Química nº407

especial

O Pré-sal como laboratório tecnológico O que está surgindo no Pré-sal não é simplesmente uma necessidade de pressões maiores. É um desafio mais sofisticado: pressão elevada, fluidos mais complexos, grandes vazões, operação subsea e necessidade de controlar o processo remotamente com alta confiabilidade. A alta pressão está deixando de ser apenas uma característica do poço para aparecer em mais pontos do sistema de produção. Um exemplo direto é o HiSEP, em Mero: a separação entre petróleo e gás rico em CO₂ é feita no fundo do mar, sob alta pressão, e o gás separado é reinjetado no reservatório por bombas centrífugas — a Petrobras prevê conectar o piloto ao FPSO Marechal Duque de Caxias em 2028. Isso cria requisitos novos para bombas de alta pressão, separadores submarinos, válvulas e atuadores, manifolds, sistemas de controle, selos, materiais, instrumentação e sistemas de teste e qualificação. A pressão, que antes era sobretudo um parâmetro do reservatório, passa a ser variável de projeto de equipamentos subsea complexos. O gás associado com elevado teor de CO₂ é uma característica muito particular do Pré-sal brasileiro, e ela torna críticos, além da pressão, corrosão, erosão, compatibilidade de materiais, integridade de selos, comportamento de elastômeros, formação de hidratos, ciclos de pressão, descompressão rápida e controle da

42 nº407 Petro & Química

composição do fluido. Para uma empresa como a Flutrol, isso torna o Pré-sal não apenas um mercado consumidor, mas um laboratório tecnológico: quem desenvolver equipamentos para operar com alta pressão, CO₂, ambiente subsea, monitoramento remoto e alta confiabilidade estará desenvolvendo soluções potencialmente exportáveis para outros projetos de águas ultraprofundas no mundo. Esse mesmo raciocínio se aplica ao desenvolvimento de válvulas, conexões e sistemas hidráulicos subsea, que estão evoluindo em torno de um único princípio: o equipamento precisa operar por muitos anos com o mínimo possível de intervenção física. Isso está levando a válvulas mais inteligentes, conexões diverless, sistemas hidráulicos mais eficientes e, cada vez mais, à eletrificação. No Pré-sal, profundidade, pressão, CO₂, distância e custo de intervenção tornam a confiabilidade muito mais valiosa do que em aplicações convencionais — o verdadeiro salto que o Pré-sal exige dos fabricantes não é fabricar uma válvula que aguenta mais pressão, é fabricar um componente capaz de permanecer 20 a 30 anos no fundo do mar, comunicar sua condição, ser testado remotamente, tolerar ciclos severos e, quando finalmente precisar de intervenção, permitir que um ROV faça o trabalho.

especial

Novas moléculas, novos problemas CCUS, injeção de CO₂ e hidrogênio trazem desafios significativamente diferentes dos sistemas convencionais de óleo e gás, porque neles o comportamento termodinâmico do fluido passa a ser parte central do projeto mecânico e de segurança. No óleo e gás convencional, muitas vezes o desafio é conter o fluido; com CO₂ e H₂, é preciso controlar também em que estado físico o fluido está, como ele muda de fase e como interage com material e selos. Existe aí uma convergência interessante entre Pré-sal, CCUS e equipamentos de alta pressão. O Brasil já acumulou grande experiência com separação, compressão e reinjeção de CO₂ em águas ultraprofundas — a Petrobras informa ter reinjetado dezenas de milhões de toneladas de CO₂ no Pré-sal e vem desenvolvendo tecnologias como o próprio HiSEP. Isso cria um ambiente único para desenvolver bombas, válvulas, compressores, conexões, selos, sensores e sistemas de teste para CO₂ em alta pressão e ambiente subsea — tecnologia com potencial de migrar depois para projetos de CCUS fora do óleo e gás. Para equipamentos de alta pressão, CO₂ e H₂ podem representar uma oportunidade maior do que simplesmente aumentar a pressão nominal dos equipamentos

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especial convencionais: o desafio migra de “quanto de pressão o equipamento suporta” para “como ele se comporta durante todo o ciclo de vida, com esse fluido, nessa pressão, temperatura, composição e taxa de despressurização”. É exatamente esse movimento que está levando a Flutrol a ampliar sua abordagem tecnológica. O desafio não é desenvolver equipamentos para pressões mais elevadas — é entender como cada fluido se comporta sob pressão, temperatura e ciclos diferentes. No CO₂, isso significa considerar mudança de fase, descompressão rápida, presença de água e contaminantes, corrosão e compatibilidade de materiais e vedações. No hidrogênio, a preocupação é outra: permeação, compatibilidade com materiais, possível fragilização e necessidade de controlar microvazamentos, somadas à característica inflamável do H₂, que exige detecção, isolamento e segurança ainda mais rigorosos. No biometano e nos gases associados, o desafio aparece quando há

44 nº407 Petro & Química

variação de composição, contaminantes, umidade ou CO₂ — cada vez mais, o equipamento precisa ser especificado não só pela pressão máxima, mas pelo conjunto de pressão, temperatura, composição do fluido, vazão e número de ciclos. Esse movimento também está nos levando a evoluir nossos sistemas de controle e aquisição de dados, para controlar com precisão a pressurização e despressurização, registrar continuamente as condições do teste e identificar desvios — abrindo espaço para diagnóstico remoto, manutenção preditiva e, no futuro, modelos digitais que acompanham a condição do equipamento ao longo de sua vida útil. Para a Flutrol, novas moléculas não são apenas um novo mercado: são a oportunidade de desenvolver uma nova geração de equipamentos de alta pressão — mais específicos para cada fluido, mais instrumentados, mais automatizados e mais seguros.

especial

De fabricante a dono de tecnologia Colocaria o principal obstáculo do setor brasileiro de forma direta: o Brasil já tem competência industrial para fabricar muitos equipamentos, mas ainda precisa transformar mais empresas em donas de tecnologia — com produto próprio, engenharia aplicada, propriedade intelectual, capacidade de teste e presença internacional. O momento é particularmente oportuno. O plano 2026–2030 da Petrobras prevê US$ 109 bilhões de investimentos, sendo US$ 69,2 bilhões em E&P, com 62% dessa carteira concentrada no Pré-sal, além de oito novos sistemas de produção até 2030. O desafio é fazer com que uma parcela maior desse investimento não gere apenas fabricação local, mas propriedade intelectual, engenharia, software, produtos próprios e empresas brasileiras capazes de vender tecnologia para o mundo — não só equipamento. Acredito que o Pré-sal está criando uma base tecnológica que ultrapassa os limites tradicionais de óleo e gás. Os desafios de

águas ultraprofundas — alta pressão, grandes vazões, CO₂, operação remota, materiais especiais, confiabilidade, automação — geram competências diretamente transferíveis para CCUS, hidrogênio, biometano, química e petroquímica, onde pressão, temperatura, controle de processo, segurança e integridade de equipamentos são igualmente críticos. Para empresas como a Flutrol, isso significa que o mercado futuro pode ser bem maior do que o mercado tradicional de petróleo: a competência central deixa de ser fabricar um equipamento e passa a ser dominar uma plataforma tecnológica — gerar, controlar, medir e testar pressão e fluidos críticos com segurança e confiabilidade. O ponto fundamental é transformar esse conhecimento acumulado em produto próprio, propriedade intelectual e soluções exportáveis. Se o setor conseguir fazer isso, o Pré-sal deixa de ser apenas um grande mercado consumidor e passa a funcionar como plataforma de inovação capaz de gerar novas indústrias para o Brasil.

Petro & Química nº407

especial

Os próximos cinco anos Vejo cinco frentes ganhando importância: automação e digitalização dos sistemas de pressão, com sensores, aquisição contínua de dados, diagnóstico remoto e manutenção preditiva; eletrificação dos sistemas de atuação e controle, sobretudo em subsea, reduzindo a dependência de sistemas hidráulicos; equipamentos de processamento, bombeamento e controle de fluidos em alta pressão no fundo do mar, acompanhando o avanço do Pré-sal e de tecnologias como a separação subsea de CO₂; novos equipamentos para CO₂, hidrogênio e outros fluidos críticos, com soluções específicas de materiais, vedação e segurança; e a evolução dos próprios sistemas de teste de alta e altíssima pressão, cada vez mais automatizados e capazes não só de testar um equipamento, mas de gerar dados, diagnosticar seu comportamento e avaliar sua condição. No fundo, estamos caminhando de equipamentos isolados para sistemas inteligentes de pressão. A especificação vai deixar de tratar pressão isoladamente e passar a considerar, ao mesmo tempo, pressão, temperatura, composição do fluido, ciclos de operação, eficiência energética, confiabilidade e capacidade de diagnóstico. Não bastará dizer que um equipamento suporta determinada pressão — será preciso saber como ele se comporta ao longo de milhares ou milhões de ciclos, como reage a diferentes fluidos e como sua condição

46 nº407 Petro & Química

pode ser monitorada durante a operação. O equipamento de alta pressão deixa de ser apenas um componente e passa a fazer parte de uma solução inteligente de engenharia, capaz de gerar dados e contribuir para a segurança e a eficiência de toda a operação. Se a pressão é uma das variáveis que determina os limites físicos de segurança e desempenho de um ativo de óleo e gás, acredito que sim: estamos entrando em uma fase em que a capacidade tecnológica de controlar a pressão será tão estratégica quanto a capacidade de produzir petróleo e gás. Produzir é só parte do desafio — é preciso produzir, transportar, processar e reinjetar esses fluidos mantendo pressão, temperatura, integridade e segurança sob controle. Quanto mais complexa a operação, maior o valor de conseguir gerar e controlar pressão de forma precisa, eficiente, automatizada e confiável. Para empresas brasileiras, essa é a oportunidade de desenvolver tecnologia própria e deixar de ser apenas fornecedoras de equipamentos para se tornarem fornecedoras de soluções críticas para a indústria de energia. No futuro, não será só uma questão de quanto petróleo e gás conseguimos produzir, mas de quão bem conseguimos controlar as condições físicas necessárias para produzir com segurança, eficiência e confiabilidade.

especial

A “superestrada do carbono” da ExxonMobil A expansão do Carbon Capture and Storage (CCS) começa a criar um problema de engenharia que pode ser tão importante quanto a própria captura: como transportar grandes volumes de CO₂ de diferentes fontes para diferentes destinos sem construir uma infraestrutura dedicada para cada projeto? A ExxonMobil está propondo uma resposta baseada em uma arquitetura de rede, que a companhia chama de “Carbon Superhighway”, uma espécie de superestrada do carbono projetada para conectar múltiplos emissores, locais de armazenamento e consumidores de CO₂ ao longo da Costa do Golfo dos Estados Unidos. A proposta foi apresentada pela empresa em 7 de agosto de 2026.

O conceito rompe com o modelo tradicional de CCS ponto a ponto. Na configuração convencional, uma instalação industrial captura o CO₂, uma tubulação o transporta e uma estrutura específica recebe e armazena o gás. Esse modelo pode funcionar para um projeto isolado, mas começa a apresentar limitações quando dezenas de instalações passam a capturar CO₂ simultaneamente. Na arquitetura proposta pela ExxonMobil, a infraestrutura funciona mais como uma rede de transporte compartilhada, permitindo que diferentes emissores enviem CO₂ para diferentes destinos conforme capacidade, disponibilidade e finalidade. A diferença parece conceitual, mas tem consequências importantes de engenharia

Petro & Química nº407

especial e de economia de infraestrutura. Uma rede compartilhada permite adicionar novos emissores, locais de armazenamento e conexões sem necessariamente reconstruir todo o sistema. A ExxonMobil descreve

justamente essa capacidade de expansão modular como uma das vantagens da arquitetura: novos projetos podem ser conectados à infraestrutura existente à medida que entram em operação.

De gasoduto dedicado a rede de CO₂ O ponto tecnicamente mais interessante está no fato de que o CO₂ deixa de ser tratado apenas como o produto residual de uma instalação específica e passa a ser administrado como uma molécula transportável dentro de uma infraestrutura comum. Isso introduz requisitos semelhantes aos encontrados em redes de gás, mas com particularidades importantes. Pressão, temperatura, composição, presença de água e contaminantes precisam ser controladas porque as propriedades termodinâmicas do CO₂ podem produzir regimes de escoamento diferentes daqueles encontrados no transporte convencional de gás natural. A qualidade da corrente capturada passa a ser um elemento crítico para a operação da rede. Na proposta da ExxonMobil, o CO₂ pode

ser encaminhado para três grandes destinos: armazenamento geológico permanente em poços Classe VI, armazenamento associado à recuperação avançada de petróleo (EOR) ou utilização industrial. A rede precisa, portanto, não apenas transportar a molécula, mas também direcioná-la de acordo com o destino final. Essa flexibilidade é particularmente relevante porque a demanda e a capacidade de armazenamento não necessariamente estarão sincronizadas. Uma indústria pode capturar CO₂ continuamente enquanto determinado reservatório ainda aguarda autorização, desenvolvimento da infraestrutura de injeção ou disponibilidade operacional. Uma rede compartilhada permite, em princípio, administrar essas diferenças entre oferta e capacidade de destino.

Medição passa a ser parte da infraestrutura Outro aspecto que merece atenção da indústria de instrumentação é a afirmação da ExxonMobil de que o CO₂ será verificado, medido e monitorado 24 horas por dia ao longo da rede. Isso significa que um sistema de CCUS em escala industrial não pode ser pensado apenas como captura + compressor + duto + poço. Ele exige uma cadeia de medição fiscal e operacional, monitoramento de composição,

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pressão, temperatura, vazão, integridade de dutos e rastreabilidade da molécula. À medida que diferentes empresas utilizam uma mesma infraestrutura, a medição passa a ter também uma função econômica. É necessário determinar quanto CO₂ cada emissor entregou à rede, quanto foi transportado, qual destino recebeu a molécula e quanto efetivamente foi armazenado ou utilizado. Em um futuro mercado de carbono,

especial essa rastreabilidade será fundamental para atribuir corretamente reduções de emissões, créditos ou certificados. A lógica é bastante próxima daquilo que ocorre em redes de gás natural: a molécula física, a medição, a qualidade, o ponto de

entrada, o ponto de saída e a responsabilidade comercial precisam estar integrados. A diferença é que, no caso do CO₂, o produto transportado é simultaneamente uma corrente industrial, um passivo ambiental e potencialmente um ativo econômico.

A escala da Costa do Golfo A escolha da Costa do Golfo para esse modelo não é casual. A região concentra grandes instalações industriais e infraestrutura energética já existente. Segundo o relatório de 2026 da própria ExxonMobil, aproximadamente um terço das emissões industriais dos Estados Unidos está concentrado na região da Costa do Golfo. A empresa informa também possuir mais de 1.300 milhas de dutos de CO₂, aproximadamente 2.100 km, e mais de três décadas de experiência em captura de carbono. A ExxonMobil estima que sua rede de CCS na Costa do Golfo possa chegar, quando plenamente desenvolvida e otimizada, a uma capacidade de até 100 milhões de toneladas de CO₂ por ano. A companhia já possui contratos com diferentes segmentos industriais

e informa que os projetos atualmente contratados envolvem aproximadamente 9 milhões de toneladas anuais de CO₂. Esse contraste entre a capacidade contratada e a capacidade potencial mostra a dimensão da estratégia: a empresa não está projetando apenas projetos individuais de captura e armazenamento, mas uma plataforma de infraestrutura para vários projetos industriais. A experiência operacional já começou. A ExxonMobil iniciou em 2025 o transporte e armazenamento de CO₂ proveniente da unidade da CF Industries em Donaldsonville, Louisiana, associada à produção de amônia de menor intensidade de carbono. Em 2026, a companhia informou a entrada em operação de um segundo projeto comercial na Louisiana.

O verdadeiro desafio: transformar CCS em infraestrutura de rede O conceito da “superestrada do carbono” pode ser mais importante do que o nome sugere. O salto tecnológico não está necessariamente em uma nova tecnologia de captura, mas na integração dos diferentes elementos da cadeia. Uma rede desse tipo precisa coordenar captura, condicionamento, compressão, medição, transporte, distribuição, armazenamento/utilização e monitoramento

permanente. E cada etapa introduz variáveis que precisam ser integradas ao sistema de controle e à gestão de ativos. E isso significa que uma futura infraestrutura de CO₂ pode exigir arquiteturas capazes de integrar instrumentação de campo, sistemas de controle, medição de vazão, analisadores de composição, sistemas de segurança, gestão de integridade e plataformas de dados. A operação de múltiplos emissores e destinos

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especial também aumenta a importância de modelos digitais capazes de acompanhar pressão,

capacidade, composição e comportamento hidráulico da rede.

A questão brasileira O conceito interessa diretamente ao Brasil porque o país possui condições para desenvolver clusters de CCUS associados a refino, petroquímica, siderurgia, cimento, produção de hidrogênio e processamento de gás natural, além de possibilidades de armazenamento geológico offshore. Mas talvez a grande questão brasileira não seja apenas “onde armazenar CO₂?”, mas “como conectar dezenas de fontes de CO₂ a uma infraestrutura compartilhada de transporte e armazenamento?” Essa mudança de perspectiva é fundamental porque um projeto isolado pode justificar um duto dedicado; uma indústria pode construir sua própria solução de captura e transporte. Mas, quando vários emissores estão geograficamente próximos, uma infraestrutura compartilhada pode permitir ganhos de escala e reduzir a necessidade de

duplicação de equipamentos. Nesse modelo, o desenvolvimento do CCUS começa a se aproximar da lógica de uma infraestrutura de utilidade industrial: empresas diferentes poderiam capturar CO₂ individualmente, mas utilizar uma mesma rede de transporte e diferentes instalações de armazenamento. Isso cria também novos desafios regulatórios. Quem será responsável pela molécula durante o transporte? Quem responderá por eventuais vazamentos? Como será feita a medição? Como será comprovado o armazenamento permanente? Como serão contabilizadas as emissões evitadas? E como diferentes empresas dividirão os custos de uma infraestrutura compartilhada? São perguntas que precisam ser respondidas antes que o CCUS alcance escala industrial.

Mais do que um gasoduto: uma nova cadeia de valor A “Superestrada do Carbono” da ExxonMobil aponta então para uma mudança de paradigma: CCS deixa de ser apenas um equipamento instalado no emissor e começa a ser tratado como uma infraestrutura integrada de gerenciamento de carbono. A estratégia também mostra por que a próxima fase do CCUS exigirá competências que vão muito além da captura. Será necessário dominar transporte de CO₂ em grande escala, compressão, materiais, integridade de dutos, metrologia, automação, armazenamento geológico, monitoramento e 50 nº407 Petro & Química

contabilização da molécula. Para a indústria brasileira, pode estar aí a principal lição. Se o país pretende desenvolver CCUS em escala, não basta pensar em “capturar e enterrar”. Será necessário desenhar a infraestrutura que permita que o CO₂ seja capturado, medido, transportado, roteado, armazenado e rastreado como uma molécula industrial ao longo de décadas. A “superestrada do carbono” é, nesse sentido, menos uma metáfora e mais uma antecipação de como poderá funcionar uma futura rede logística de CO₂.

especial

Pesquisa desenvolvida na Coppe é premiada nacionalmente por tecnologia para reduzir perdas com furtos em dutos Dissertação de mestrado concluída no Programa de Engenharia Metalúrgica e de Materiais (PEMM) da Coppe/UFRJ foi reconhecida como a melhor do Prêmio ABCM–PIPELINEBRAZIL 2025. De autoria de Lucas Braga Campos, atualmente aluno de doutorado do PEMM, o trabalho

desenvolveu um sensor de baixo custo capaz de detectar e localizar perfurações clandestinas em dutos utilizados no transporte de petróleo e gás, contribuindo para reduzir perdas e aumentar a segurança da operação da infraestrutura dutoviária brasileira. Petro & Química nº407

especial A premiação foi concedida durante o XIII Congresso Nacional de Engenharia Mecânica (CONEM 2026), realizado pela Associação Brasileira de Engenharia e Ciências Mecânicas (ABCM), entre os dias 10 e 14 de agosto. Desenvolvida no Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem (LNDC), a pesquisa buscou responder a um desafio de grande relevância para a indústria de petróleo e gás: como ampliar a capacidade de inspeção de uma extensa malha de dutos e identificar rapidamente intervenções clandestinas que provocam perdas de produtos, danos à infraestrutura e riscos à segurança. O estudo integrou o projeto DETEPIG, um dos vencedores do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2024, coordenado pelos

professores do PEMM Cesar Giron Camerini e Gabriela Ribeiro Pereira, orientadores de Lucas no mestrado. A pesquisa deu origem a um sensor de correntes parasitas de baixo custo, desenvolvido para identificar perfurações mesmo quando os dutos não estão em operação. A tecnologia tem potencial para contribuir diretamente para a redução de perdas na indústria brasileira. O furto de petróleo e seus derivados, além de representar prejuízos para empresas e para o país, pode elevar custos ao longo da cadeia de produção e distribuição. As perfurações clandestinas também comprometem a integridade dos dutos e podem provocar vazamentos, acidentes, danos ambientais e riscos para as populações próximas às áreas de operação.

Tecnologia voltada aos desafios da indústria A solução desenvolvida por Lucas parte de uma característica importante da infraestrutura brasileira: a extensão da malha dutoviária e o fato de grande parte dos dutos estar enterrada. Essas condições tornam a inspeção e a localização de perfurações clandestinas um desafio tecnológico e operacional. Durante o mestrado, o pesquisador desenvolveu e testou diferentes configurações 52 nº407 Petro & Química

de sensores até chegar a uma bobina de 30 milímetros de comprimento, considerada a mais promissora para a aplicação. A tecnologia permite identificar pequenas alterações na parede do duto provocadas por perfurações. A pesquisa também avançou para uma aplicação em ferramenta de inspeção. Com aproximadamente 10 kg, o equipamento desenvolvido no âmbito do DETEPIG utiliza

especial 32 sensores para realizar o sensoriamento de toda a superfície interna do duto. A configuração permite reduzir peso e dimensões em comparação com ferramentas disponíveis no mercado, além de simplificar o sistema de inspeção. Testes de campo realizados no CTDUT Centro de Tecnologia em Dutos e Terminais apresentaram resultados positivos. A

ferramenta foi capaz de identificar derivações clandestinas a partir de 6 milímetros de diâmetro e detectar processos de corrosão nos dutos. Para Lucas Campos, a possibilidade de realizar inspeções mais frequentes, com uma ferramenta de menor custo e dimensões reduzidas, é um dos principais diferenciais da tecnologia.

Distribuição das causas envolvendo fatalidades em linhas de tubulação de óleo e gás

“

Essa bobina permite que apenas 32 sensores sejam utilizados para inspecionar toda a superfície interna dos dutos. Isso possibilita uma simplificação, redução de peso e dimensões quando comparado com as ferramentas presentes no mercado.

Lucas Braga Campos, Pesquisador e aluno de doutorado do PEMM. Petro & Química nº407

especial

Automação:

transformando dados em decisões para o futuro de Oil & Gas A indústria de Oil & Gas no Brasil vive um momento de transformação. Diante da necessidade de aumentar a eficiência operacional, aproveitar novas oportunidades offshore e avançar nas metas de descarbonização, a capacidade de tomar decisões mais rápidas e assertivas tornou-se um diferencial competitivo. Nesse contexto, a automação deixou de ser apenas uma ferramenta de controle para assumir um papel estratégico. Ao integrar dados, pessoas e tecnologias, ela permite ampliar a visibilidade das operações, reduzir incertezas, aumentar a confiabilidade dos ativos e melhorar o desempenho ao longo de toda a cadeia de valor. Tudo começa com a capacidade de medir com precisão. Informações obtidas por meio da instrumentação de campo fornecem uma visão detalhada das condições operacionais 54 nº407 Petro & Química

em tempo real. Integrados aos sistemas de controle e segurança, esses dados ajudam a identificar desvios rapidamente, otimizar processos e apoiar decisões mais eficientes. O verdadeiro valor, porém, está na transformação desses dados em ações. Sistemas de automação e controle ajustam continuamente variáveis críticas dos processos, contribuindo para maior estabilidade operacional, melhor utilização dos ativos e redução de riscos. O resultado são operações mais produtivas, seguras e resilientes. Com o avanço das tecnologias digitais, a automação passa também a oferecer a capacidade de antecipar eventos. Soluções que combinam monitoramento contínuo, análises avançadas e inteligência artificial permitem identificar anomalias e sinais precoces de degradação antes que se

especial convertam em falhas não planejadas. Essa abordagem preditiva reduz custos de manutenção, aumenta a disponibilidade das instalações e melhora a confiabilidade operacional. Os gêmeos digitais ampliam ainda mais esses benefícios ao possibilitar a simulação de cenários, a validação de mudanças antes da implementação e o treinamento de equipes em ambientes virtuais. Dessa forma, as empresas podem reduzir riscos, otimizar investimentos e tomar decisões com maior segurança. A automação também desempenha um papel crescente nos objetivos de sustentabilidade da indústria. O monitoramento de emissões, incluindo a detecção de metano, proporciona maior visibilidade sobre o desempenho ambiental das operações e contribui para ações mais eficazes de redução de impacto. A automação conecta capacidades essenciais como medir, controlar, diagnosticar, prever e simular, criando as condições para operações mais eficientes, seguras e sustentáveis. Com mais de cinco décadas de atuação no Brasil, a Emerson tem sido protagonista nessa evolução. Combinando manufatura

local, engenharia, serviços e manutenção, a empresa apoia seus clientes durante todo o ciclo de vida dos ativos, ajudando a integrar tecnologias, dados e inteligência operacional. Mais do que fornecer soluções, a Emerson contribui para que operadores de Oil & Gas transformem informações em decisões, aumentem a eficiência de suas operações e estejam mais preparados para os desafios e oportunidades do futuro energético.

saiba mais: www.emerson.com Petro & Química nº407

especial

ninguém chega

pronto aos grandes cargos

“Não houve um único episódio revelador, mas uma percepção construída ao longo da vida. Quando eu era criança, diziam que eu era “mandona” e “difícil”. Até que um dia meu pai foi à escola e explicou ao coordenador que criava as filhas - somos três irmãs - para serem rainhas, e não princesas, porque não nos queria subservientes, e que ninguém iria nos transformar em bruxas ou vilãs da história.”

Heloisa Borges Economista e advogada de formação, com passagens marcantes pela ANP - onde comandou rodadas de licitações - e pela primeira composição da diretoria da EPE com presença feminina, é hoje uma das vozes mais ouvidas quando o assunto é diversidade no setor de energia. Nesta entrevista à Petro & Química, ela fala sobre barreiras que ainda resistem por serem “naturalizadas”, o papel real da mentoria, os riscos e oportunidades da transição energética e da inteligência artificial para a equidade de gênero - e sobre a decisão, tomada ainda jovem, de nunca fechar a porta atrás de si.

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especial O que motivou seu compromisso com a maior participação 1 P&Q: feminina no setor de energia? Não houve um único episódio revelador, mas uma percepção construída ao longo da “vida. Quando eu era criança, diziam que eu era “mandona” e “difícil”. Até que um dia meu

pai foi à escola e explicou ao coordenador que criava as filhas - somos três irmãs - para serem rainhas, e não princesas, porque não nos queria subservientes, e que ninguém iria nos transformar em bruxas ou vilãs da história. Essa história permaneceu comigo porque traduz um mecanismo que começa muito cedo: iniciativa, firmeza e capacidade de liderança costumam ser estimuladas nos meninos, mas reprovadas nas meninas. O menino é líder; a menina é mandona. Mais tarde reconheci outras manifestações do mesmo problema: ser tratada como “aquela menina” apesar da formação; homens olhando para minhas pernas ou meu decote em reuniões; convites inoportunos; ser excluída de decisões tomadas em ocasiões para as quais mulheres não são convidadas; o clássico “finalmente você chegou, agora a reunião vai ficar mais bonita”. São microagressões que, repetidas, comunicam às mulheres que aquele espaço não lhes pertence.

Quais foram os avanços mais significativos para as mulheres 2 P&Q: no setor na última década - e o que ainda falta? primeiro grande avanço foi tornar o problema visível. Multiplicaram-se as redes “deOmulheres, os programas de mentoria, os compromissos institucionais. Também há

mais mulheres em posições relevantes, e representatividade importa porque modifica o inconsciente: quando uma jovem vê uma mulher dirigindo uma instituição ou conduzindo uma negociação complexa, passa a enxergar aquela possibilidade para si mesma. Mas os avanços permanecem desiguais. A participação feminina continua diminuindo à medida que nos aproximamos dos níveis mais altos de decisão. Muitas mulheres que “chegam lá” ainda são retratadas como supermulheres, como se o sucesso dependesse de uma capacidade extraordinária de suportar jornadas incompatíveis. Até hoje ouço, como ouvia antes, a pergunta: “mas com quem você deixa seus filhos quando viaja a trabalho?”

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especial O avanço decisivo será deixar de depender de mulheres excepcionais vencendo obstáculos excepcionais. Precisamos de instituições nas quais mulheres competentes possam ingressar, pertencer e progredir sem que isso lhes cobre um preço desproporcional.

Ainda existem barreiras estruturais para posições de liderança? 3 P&Q: Quais são as mais difíceis de superar? Sim. Algumas são facilmente identificáveis, como a distribuição desigual das “responsabilidades de cuidado e a penalização associada à maternidade. Outras se

escondem nos critérios subjetivos de promoção e nas redes informais de relacionamento. Uma mulher assertiva ainda pode ser descrita como agressiva, enquanto a mesma postura em um homem é associada à autoridade. É uma régua contraditória: cobradas por não serem firmes o suficiente e, quando demonstram firmeza, criticadas por não serem acolhedoras. Muitas vezes a mulher precisa demonstrar que já está plenamente preparada antes de receber uma oportunidade, enquanto ao homem é concedido o direito de aprender dentro da função. As barreiras mais difíceis são justamente as naturalizadas. Quando uma regra é explicitamente discriminatória, ela é questionada. Mais complexo é enfrentar práticas apresentadas como neutras, mas que produzem resultados desiguais repetidamente.

Como garantir que a transformação digital e a IA ampliem, e não 4 P&Q: reduzam, a participação feminina nas equipes técnicas? atuar sobre formação, acesso a oportunidades e cultura organizacional “aoPrecisamos mesmo tempo. As mulheres devem ter acesso à capacitação em ciência de dados,

IA, automação e tecnologias de descarbonização — mas não basta oferecer cursos. É preciso observar quem é escolhido para liderar os projetos inovadores, quem recebe visibilidade a partir deles. Se as mulheres ficarem concentradas em funções de suporte enquanto os homens ocupam os projetos de fronteira tecnológica, a transformação pode ampliar a desigualdade já existente. Também é importante que mulheres participem do desenho dessas tecnologias. Sistemas de inteligência artificial aprendem com dados e decisões humanas e podem reproduzir preconceitos presentes nos processos de recrutamento e promoção. Equipes homogêneas tendem a enxergar menos riscos e formular um conjunto mais estreito de perguntas. Para que a transformação digital seja inclusiva, precisamos de diversidade entre as pessoas que definem os problemas, selecionam os dados e decidem como as soluções serão aplicadas.

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5 O que caracteriza uma liderança inclusiva, na sua visão? É aquela que cria condições para que pessoas diferentes contribuam, discordem, “cresçam e sejam reconhecidas — mas isso não significa reduzir a exigência. Sempre fui

uma líder exigente, e isso nunca me impediu de construir equipes diversas. Quando comecei a trabalhar, achava que para ser gestora precisava ser dura e ríspida, o que vai muito contra a minha natureza. Descobrir que há outros estilos de liderança, e que ser “alegre demais” não me tornava menos competente, foi transformador. Acredito na importância dos símbolos e da celebração: na Superintendência de Promoção de Licitações da ANP, ficaram famosas as poses da equipe nas fotos depois das Rodadas de Licitações. Pode parecer pequeno, mas esses rituais criam identidade e sentimento de pertencimento — e uma equipe de alto desempenho também precisa ter orgulho do que constrói.

A mentoria teve importância na sua trajetória? Como você vê o papel 6 P&Q: das redes de apoio? Nunca participei de um processo formal de mentoria como mentorada. Minha “primeira rede de apoio foi minha família — meus pais sempre nos incentivaram a estudar

e perseguir objetivos, e depois deram o suporte concreto que me permitiu conciliar trabalho, doutorado e maternidade. Meu marido, Alexandre, também teve papel decisivo: seu incentivo foi fundamental para que eu acreditasse mais em mim mesma e tivesse coragem de redirecionar minha carreira. Tive também gestores que fizeram diferença. Há cerca de 25 anos, ainda muito jovem, fui alvo de uma agressão machista de um aluno quando lecionava num MBA. O coordenador do curso não hesitou em me defender e afastar o aluno — isso me ensinou que valores precisam aparecer nas decisões. Minha primeira chefe na ANP também foi decisiva: entrei na Agência recém-casada, engravidei ainda jovem, e quando voltei da licença-maternidade ela me nomeou para meu primeiro cargo. Não foi discurso; foi confiança traduzida em oportunidade. Anos depois, quando me tornei superintendente, nomeei como minha adjunta a melhor profissional da área — que ainda estava no último mês de sua própria licença-maternidade. A mentoria é fundamental, mas precisamos também de patrocínio: pessoas que não apenas aconselhem, mas defendam o nome de uma mulher e ofereçam oportunidades concretas.

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especial Se pudesse implementar uma única política para acelerar a 7 P&Q: participação feminina no setor, qual seria? Políticas robustas de parentalidade e flexibilidade. Metas de liderança, formação e “mentoria são indispensáveis, mas a questão não se resume a colocar algumas mulheres

no topo. Depois do nascimento da minha segunda filha, fui perguntada diretamente se pretendia ter mais filhos antes de assumir cargos mais elevados. É difícil imaginar um homem sendo avaliado profissionalmente a partir dessa mesma pergunta. Guardo até hoje a lembrança do dia em que meu filho quebrou o pé na escola e precisou esperar porque eu estava em reunião e não conseguiram me avisar. Muitas profissionais carregam histórias semelhantes, e culpas semelhantes, embora raramente falemos sobre isso no trabalho. Licenças parentais equilibradas e uma cultura que reconheça o cuidado como responsabilidade compartilhada - não um benefício exclusivamente feminino — ajudam a impedir que a maternidade se converta em penalidade profissional. Sem isso, o número de mulheres que chegarão aos postos de decisão continuará reduzido.

P&Q: Que mensagem deixaria para mulheres que constroem carreira em petróleo, gás, energia e infraestrutura?

Esses setores precisam de vocês — de sua “competência, de suas perguntas, de sua maneira de

exercer liderança. Se muitas vezes vocês forem as únicas mulheres na sala, lembrem-se de que isso diz algo sobre a sala, não sobre sua capacidade de estar ali. Preparem-se, estudem, e não tenham medo de transitar entre áreas diferentes. Não esperem conhecer todas as respostas antes de aceitar um desafio: ninguém chega pronto aos grandes cargos. Crescemos também porque alguém acredita em nosso potencial e nos permite aprender no caminho. E, quando conquistarem espaço, não fechem a porta atrás de vocês. Reconheçam quem lhes estendeu a mão e façam o mesmo por outras mulheres. Uma conquista individual é importante; uma conquista que amplia as possibilidades das que vêm depois, transforma instituições.

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especial

Que competências serão mais importantes para as futuras lideranças 9 P&Q: femininas do setor energético? Começaria por uma ressalva: mulheres não precisam desenvolver um “conjunto especial de competências para compensar o fato de serem mulheres. As competências essenciais à liderança são as mesmas - o que ocorre é que, muitas vezes, elas precisam demonstrá-las de forma mais explícita para receber o mesmo reconhecimento. O setor energético atravessa transformações tecnológicas, regulatórias, ambientais, econômicas e geopolíticas simultâneas. Não será suficiente conhecer uma única fonte de energia ou uma disciplina específica: será necessário compreender as relações entre segurança energética, transição de baixo carbono, inovação, regulação e inclusão social. Minha formação em Economia e Direito sempre me ajudou a olhar os problemas por ângulos complementares - a energia envolve preços e incentivos econômicos, mas também instituições, contratos e escolhas públicas. Também serão essenciais a capacidade de aprender continuamente, de comunicar temas complexos com clareza e de tomar decisões em contextos de incerteza. E acrescentaria a coragem: não a ausência de dúvida, mas a capacidade de decidir com responsabilidade mesmo sem informação perfeita.

O que universidades e empresas ainda precisam fazer para atrair mais 10 P&Q: jovens mulheres para engenharia, geociências, tecnologia e energia? O trabalho precisa começar muito antes da universidade. Se uma menina “passa anos ouvindo que matemática é difícil para mulheres, ou sem conhecer engenheiras e geólogas como referências, o universo de possibilidades que ela imagina para si já chega reduzido ao vestibular. Precisamos aproximar meninas das ciências desde cedo e mostrar que o setor de energia demanda engenheiras, geocientistas, físicas, economistas, cientistas de dados e muitas outras formações — não uma única. Mas atrair é apenas o primeiro passo. É preciso perguntar o que acontece depois que essas mulheres entram: elas recebem as mesmas oportunidades? Participam dos projetos de maior visibilidade? Conseguem imaginar uma carreira de longo prazo naquela organização? Sem pertencimento e perspectiva de crescimento, atrairemos mulheres para vê-las sair alguns anos depois. O verdadeiro indicador de sucesso não é quantas entram, mas quantas permanecem, evoluem e chegam à liderança.

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especial Há espaço para discutir diversidade também nas cadeias de 11 P&Q: fornecedores e nos ecossistemas de inovação? Não apenas há espaço; essa é uma etapa necessária para dar escala à “transformação. A influência de uma empresa não termina na composição de

seu quadro de empregados — suas decisões de compra, contratação e parceria repercutem sobre toda a cadeia produtiva. É possível acompanhar a diversidade entre fornecedores e ampliar o acesso de pequenas empresas e empreendedoras a processos de contratação, sem flexibilizar critérios de qualidade ou competitividade, apenas removendo barreiras de entrada e dando transparência às oportunidades. Nos ecossistemas de inovação, a desigualdade aparece no acesso a capital, laboratórios e redes de investidores: uma boa ideia não vira negócio só pela qualidade técnica, precisa de financiamento e espaço para ser testada. Essa discussão é especialmente relevante na transição energética, porque as cadeias produtivas que estamos organizando agora vão determinar quem participa da economia de baixo carbono nas próximas décadas.

A cooperação entre empresas concorrentes em diversidade 12 P&Q: pode acelerar mudanças culturais no setor? Há temas nos quais a cooperação não reduz a competição, ela eleva o padrão “deSim. todo o mercado - diversidade é um deles. Uma empresa não perde vantagem

competitiva porque todo o setor se torna mais inclusivo; ao contrário, amplia-se o conjunto de profissionais qualificados e fortalece-se a inovação. Empresas podem compartilhar metodologias, indicadores e programas de formação, e estabelecer princípios comuns para eventos, contratação e desenvolvimento de fornecedores. Essa cooperação é importante porque profissionais diversas não devem ficar concentradas em poucas organizações mais avançadas, enquanto a cultura geral do setor permanece inalterada - mudanças estruturais exigem massa crítica. A construção do Pacto Nacional pela Equidade de Gênero na Indústria de Energia, do qual participei ativamente, mostrou a força desse tipo de articulação: quando empresas, instituições públicas e redes assumem compromissos convergentes, a agenda deixa de depender exclusivamente da convicção de algumas lideranças e ganha escala e continuidade. Participo hoje de redes como Mulheres de Energia, InfraWomen e Estratégicas, sou conselheira do Mulheres do Biogás e atuo como mentora voluntária no EmpodereC e nos programas de mentoria do IBP. Tenho dificuldade de apontar uma única iniciativa de maior impacto, porque elas atuam sobre dimensões complementares: a rede cria pertencimento, a mentoria fortalece trajetórias individuais, e a articulação institucional transforma aprendizado em compromisso.

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especial Como você imagina o setor de energia em 2035 sob a 13 P&Q: perspectiva da diversidade? que já não seja excepcional encontrar mulheres liderando empresas, operações “e Espero processos decisórios - e que a diversidade esteja presente em toda a trajetória

profissional, da formação à alta liderança, não apenas na porta de entrada. Espero não ser mais a única mulher em diversos ambientes. Também espero que tenhamos avançado na participação de mulheres negras e de profissionais de diferentes regiões: em um país tão desigual quanto o Brasil, equidade de gênero não pode ser construída dissociada de raça, renda e território. O cenário mais maduro será aquele em que a diversidade deixe de depender da sensibilidade pessoal de uma liderança específica e esteja incorporada às instituições e à governança. Mas esse futuro não será produzido apenas pelo tempo: 2035 está logo ali, e as profissionais que ocuparão posições de liderança nessa data já estão trabalhando ou estudando hoje. As oportunidades que oferecermos agora definirão o setor que teremos então.

14 P&Q: Qual legado você gostaria de deixar nessa agenda? que uma profissional que trabalhou comigo pudesse dizer, daqui a dez anos, “queGostaria encontrou espaço para crescer e passou a acreditar mais em si mesma. Quero deixar

o legado de uma liderança que abriu portas sem reduzir a régua de excelência - ao contrário, que demonstrou que equipes mais diversas produzem resultados melhores. Inclusão e excelência nunca foram objetivos concorrentes para mim; uma é condição para que a outra alcance todo o seu potencial. Na EPE, integrei a primeira composição de sua Diretoria com presença feminina e, depois, fui por muitos anos a única mulher ali. Nas equipes que liderei, no entanto, mantive sempre pelo menos 50% de mulheres - uma escolha consciente, assim como a busca por equidade de gênero e raça nos times de gestão. Ocupar um espaço pioneiro tem importância simbólica. Usar esse espaço para que a próxima mulher não precise ser uma exceção é o que verdadeiramente lhe dá sentido.

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Garanta seu lugar

roge.energy

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ROG.e 2026:

da transformação do ativo à transformação da indústria Por que uma válvula, um poço, uma plataforma, uma molécula, um licenciamento ambiental contam, no fundo, a mesma história — e por que essa história é o roteiro real da energia em 2026

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De evento

a ecossistema A ROG.e 2026 acontece de 21 a 24 de setembro, no Riocentro, e chega com uma ambição declarada pelo IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis: deixar de ser apenas um dos maiores congressos e feiras do setor para se tornar, nas palavras da própria organização, “o maior festival de energia do planeta”. E a programação de 2026 soma 13 eventos paralelos dedicados a temas como supply chain, lubrificantes, transição justa, novos talentos, governança e, pela primeira vez, um espaço de literatura técnica batizado Energia Literária. A energia não pode mais ser bem descrita apenas como uma cadeia linear - exploração, produção, refino, distribuição - nem como um conjunto de segmentos que disputam espaço entre si - óleo e gás de um lado, renováveis do outro. Ela funciona, cada vez mais, como um ecossistema: um conjunto de sistemas em que uma decisão de especificação de válvula em uma plataforma no Pré-sal, uma licença ambiental na foz do Amazonas, um modelo de precificação de gás natural e um pacote de financiamento verde para a cadeia de suprimentos são, na prática, a mesma conversa vista de ângulos diferentes. É esse encadeamento entre o ativo físico, o sistema produtivo, a indústria e o tabuleiro geopolítico que vamos percorrer. O pano de fundo de 2026 é um reposicionamento geopolítico da energia que não se resolve nem pela lógica da segurança de suprimento, nem pela lógica da transição de baixo carbono isoladamente, mas pela difícil tentativa de fazer as duas coisas ao mesmo tempo. O Brasil sediou a COP30 em novembro de 2025 e chega à ROG.e 2026 tentando sustentar simultaneamente dois discursos: o de protagonista da transição energética global e o de nova fronteira petrolífera relevante, com a Margem Equatorial brasileira comparada, em potencial geológico, às bacias produtoras da Guiana e do Suriname - países vizinhos que já confirmaram descobertas de bilhões de barris de óleo. Essa tensão entre expansão da fronteira exploratória e compromissos climáticos assumidos pelo próprio governo brasileiro é, hoje, o principal fio narrativo por trás de praticamente todos os grandes debates regulatórios do setor e atravessa, direta ou indiretamente, a maior parte dos painéis da programação oficial da ROG.e 2026.

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matéria de capa

Produção entre a

maturidade e as novas fronteiras Se há um símbolo consensual para a maturidade da indústria brasileira de óleo e gás, é a Bacia de Santos. Em 2026 completamse vinte anos da atuação da Petrobras na região e, mais especificamente, da trajetória que levou o ativo de Tupi, primeiro sistema do Pré-sal a entrar em produção comercial, em 2010, a se tornar o primeiro ativo da história da companhia a ultrapassar 4 bilhões de barris de óleo equivalente produzidos, superando neste ano, novamente, a marca de 1 milhão de barris por dia. Enquanto a Bacia de Santos consolida duas décadas de maturidade operacional, a Margem Equatorial brasileira - faixa marítima que se estende do Amapá ao Rio Grande do Norte - vive o processo inverso: o de uma fronteira exploratória nova sendo aberta sob disputa institucional intensa. O bloco FZA-M-59, na Bacia da Foz do Amazonas, a cerca de 540 quilômetros da costa do Amapá, ficou mais de um ano travado depois que o Ibama negou, em 2023, o pedido da Petrobras para perfuração, alegando insuficiência de dados sobre fauna marinha e impactos potenciais em uma região de recifes e biodiversidade sensível. A licença de operação para o poço principal, batizado Morpho, só foi emitida em outubro de 2025, após ajustes e novos estudos apresentados pela companhia e, em agosto de 2026, a Petrobras confirmou a descoberta de petróleo na área. A confirmação da descoberta reabriu imediatamente a disputa em outra frente: a companhia protocolou, em agosto de 2026, 68 nº407 Petro & Química

pedido de licença para perfurar mais três poços na região, dentro da campanha exploratória batizada “Amapá Águas Profundas”, e o Ministério Público Federal passou a questionar a liberação de novas perfurações por simples anuência sobre a licença já concedida, apontando contradição entre o cronograma interno da empresa que previa atividades entre 2025 e 2029 e as declarações públicas anteriores, que restringiam o projeto a um único poço e a poucos meses de operação. O caso resume, em microescala, um dilema macro: a mesma descoberta que reforça a tese de que a Margem Equatorial pode compensar o declínio futuro da produção do Pré-sal é também o ponto onde a política de expansão da fronteira exploratória colide, de forma mais visível, com a agenda ambiental e climática assumida pelo país. Para o mercado de fornecedores e serviços, o episódio tem uma leitura adicional, menos política e mais operacional: o custo e o tempo do licenciamento ambiental em águas profundas remotas tornaram-se, eles próprios, uma variável de engenharia de projeto - tão relevante para o cronograma quanto a disponibilidade de sondas ou a janela de fretamento de embarcações. Empresas de consultoria ambiental, monitoramento de fauna marinha, resposta a emergências e comunicação de risco ganham, nesse contexto, um espaço comercial que praticamente não existia na escala atual há uma década.

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20 anos que mudaram a escala do petróleo brasileiro Duas décadas depois da criação da Unidade da Bacia de Santos, a região deixou de ser apenas uma fronteira exploratória para se transformar em um dos principais centros tecnológicos, produtivos e estratégicos da indústria brasileira de petróleo e gás. A história da Bacia de Santos nos últimos 20 anos é, essencialmente, a história da transformação do Pré-sal em realidade industrial. Em 5 de janeiro de 2006, foi criada a Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Bacia de Santos (UN-BS), inicialmente com a missão de ampliar a oferta de gás natural a partir de ativos como Mexilhão. Naquele mesmo ano, porém, a perfuração do prospecto Tupi mudaria radicalmente a perspectiva sobre o potencial petrolífero brasileiro. A própria Petrobras registra 2006 como o ano da descoberta comercial do Pré-sal. Mas não foi apenas uma descoberta de petróleo; foi a descoberta de um novo problema de engenharia, um desafio extraordinário.

Mais do que descobrir petróleo, o desafio era transformar o Pré-sal em realidade industrial.

Petro & Química nº407

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De fronteira geológica a província industrial

@Petrobras

Milésima Árvore de Natal Molhada (ANM) instalada no Brasil está no campo de Lapa, no Pré-sal da Bacia de Santos

Os reservatórios do Pré-sal estavam sob uma espessa camada de sal, em lâminas d’água que podiam superar 2.000 metros e com o reservatório situado milhares de metros abaixo do fundo do mar. O desenvolvimento exigia combinar geologia, geofísica, engenharia de reservatórios, perfuração, completação, sistemas submarinos, processamento, escoamento e novas soluções para produção em águas ultra profundas - enfrentando alta pressão e temperatura, presença de CO₂ e a necessidade de reduzir custos e emissões. O caso de Tupi sintetiza essa transformação. Estudos da Universidade Petrobras descrevem a descoberta, em 2006, de uma acumulação gigante em reservatórios carbonáticos sob o sal e mostram como o avanço da sísmica, do conhecimento geológico e da capacidade 70 nº407 Petro & Química

de perfuração foi determinante para tornar possível a exploração desse novo play. A partir dela, o Brasil precisou desenvolver soluções para produzir grandes volumes em ambientes de elevada pressão e temperatura, enfrentar a presença de CO₂, aumentar a produtividade dos poços, reduzir custos e emissões, aperfeiçoar sistemas submarinos e construir uma cadeia de suprimentos capaz de acompanhar projetos de escala mundial. A trajetória também mostra que a inovação não aconteceu isoladamente dentro da Petrobras. Universidades, centros de pesquisa, fabricantes de equipamentos, empresas de serviços, fornecedores de tecnologia e instituições públicas participaram da construção do conhecimento necessário para transformar uma descoberta geológica em produção comercial.

matéria de capa

2010: o salto da

descoberta para a produção Búzios

Mero

1,113 49,14 milhões milhão

de barris de petróleo por dia

de m³ de gás natural por dia

Maior campo produtor de petróleo do Brasil

Maior campo produtor de gás natural do Brasil

Quatro anos depois da criação da Unidade da Bacia de Santos, o projeto entrou em outra fase decisiva. Em 2010, entrou em operação o primeiro sistema definitivo de produção do Pré-sal na Bacia de Santos, o FPSO Cidade de Angra dos Reis, no campo de Tupi. Esse intervalo entre descoberta e produção é importante porque demonstra a dimensão do desafio. Descobrir petróleo em águas ultra profundas é uma conquista geológica; produzi-lo de maneira economicamente viável, segura e repetível é uma conquista de engenharia e gestão de ativos. A partir daí, a Bacia de Santos passou a produzir sucessivos projetos de grande escala. Tupi, Mero e Búzios tornaram-se referências não apenas em volume, mas também em desenvolvimento tecnológico.

Búzios, por exemplo, transformou-se no maior campo produtor de petróleo do Brasil. Em julho de 2026, segundo a ANP, o campo produziu 1,113 milhão bpd. Mero, também na Bacia de Santos, foi naquele mês o maior produtor de gás natural do país, com 49,14 milhões m³/d — números que, no boletim mensal da agência, aparecem lado a lado com a FPSO Almirante Tamandaré (263.178 bpd, julho/2026) e a FPSO Marechal Duque de Caxias (13,60 milhões de m³/d em julho 2026) como as unidades individuais de maior produção do país. Vale registrar que a capacidade nominal da Almirante Tamandaré, originalmente de 225 mil bpd, foi posteriormente ampliada para até 270 mil bpd, o que explica por que sua produção mensal pode superar aquele patamar inicial.

Petro & Química nº407

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Da turbina simples ao “all electric”:

a evolução dos equipamentos Os primeiros FPSOs do Pré-sal nasceram de adaptações - a P-34 já operava no Póssal antes de ser convertida. As gerações seguintes passaram a ser concebidas desde o projeto para o Pré-sal: 150 mil barris/dia nas primeiras unidades de Búzios e Itapu, 180 mil em Sépia e Mero, até os 225 mil barris/dia da FPSO Almirante Tamandaré - capacidade cerca de 50% superior à média mundial de uma plataforma de aproximadamente 150 mil bpd. Essa escala reflete uma mudança na geração de energia a bordo: de turbinas

72 nº407 Petro & Química

a gás de ciclo aberto para turbinas de ciclo combinado (FPSO Bacalhau) e, mais recentemente, para o conceito “all electric” - todos os equipamentos rotativos do processo acionados por motores elétricos alimentados por geração centralizada. A experiência também ultrapassou os limites da Bacia de Santos. Na Bacia de Campos, a FPSO Maria Quitéria incorporou ciclo combinado de geração de energia e outras tecnologias de eficiência, com redução estimada de cerca de 24% nas emissões operacionais de gases de efeito estufa.

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Campos e plataformas: passado, presente e futuro PASSADO

PRESENTE

O que já operou e saiu de cena

O que está em operação hoje

P ● lataforma de Merluza (PMLZ-1)

C ● ampo de Búzios

em operação desde 1993 (a mais antiga da bacia), foi hibernada em 2020 após 27 anos, com a queda da demanda por gás natural durante a pandemia

8 sistemas em produção: P-74, P-75, P-76, P-77, Almirante Barroso, Almirante Tamandaré, P-78 e P-79 (entrou em produção em 1º de maio de 2026, três meses antes do previsto no Plano de Negócios 2026–2030)

C ● ampo de Mero 4 sistemas: Guanabara (Mero 1), Sepetiba (Mero 2), Marechal Duque de Caxias (Mero 3) e Alexandre de Gusmão (Mero 4, 2025)

C ● ampo de Atapu e Sépia em produção com P-70 (Atapu) e FPSO Carioca (Sépia), na Fase 1 de desenvolvimento

C ● ampo de Tupi/Cernambi múltiplos sistemas, incluindo o pioneiro Cidade de Angra dos Reis (2010)

Petro & Química nº407

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FUTURO O que está em construção ou a caminho

P-80 e P-82 batizadas em 27 de agosto de 2026 em estaleiro da Seatrium (Singapura), 225 mil bpd cada, início de produção previsto para 2027, destinadas a Búzios. As unidades estavam na fase final de integração e deveriam seguir para o Brasil nas semanas seguintes.

P-83 Conclui esta fase de expansão de Búzios em 2027

P-84 (Atapu) e P-85 (Sépia) contratos de aproximadamente US$ 8,16 bilhões com a Seatrium, equivalentes a cerca de S$ 11 bilhões, para duas FPSOs all electric, com capacidade de 225 mil bpd cada; construção iniciada no 1º trimestre de 2025 e entrega prevista para 2029. As unidades incorporam tecnologias como zero routine flaring e venting, acionamentos de velocidade variável, controle de emissões e captura de CO₂, com potencial de reduzir em 30% a intensidade das emissões de gases de efeito estufa.

Pós-2030 o Plano de Negócios e Gestão 2026-2030 prevê mais três plataformas para a Bacia de Santos depois de 2030, direcionadas a Búzios, Mero e Tupi 74 nº407 Petro & Química

@ESSS

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Tecnologia unidades de produção avançaram de cerca de 150–180 mil para 225 mil barris por dia. Em 2023, o conceito “all electric” ganhou projeto-base para os campos de Atapu e Sépia. Nos dois anos seguintes, entre 2024 e 2025, gêmeos digitais de elevação e escoamento entraram em teste comercial, enquanto os robôs AURI e FlatFish avançaram rumo à operação comercial plena.

@Sonardyne

Novas tecnologias do setor estão sendo implantadas na Bacia de Santos ao longo do tempo. Entre 2006 e 2010, a sísmica convencional e a completação inteligente em poço aberto viabilizaram a primeira produção comercial do Pré-sal. Ao longo da década seguinte, a geração elétrica a bordo evoluiu de configurações baseadas em turbinas a gás para soluções de maior eficiência, enquanto as capacidades das

Sistema de nós sísmicos submarinos sob demanda (OD OBN, On-Demand Ocean Bottom Nodes) concluiu sua primeira fase de qualificação no campo de Mero, com a implantação de 84 nós no fundo do mar.

O período entre 2027 e 2029 deve marcar a chegada das primeiras FPSOs “all electric” de grande porte, as P-84 e P-85, com potencial de reduzir em 30% a intensidade de emissões de gases de efeito estufa.

Olhando mais adiante, a década de 2030 é o horizonte declarado pelo Programa POB0 - People On Board Zero para a primeira plataforma sem tripulação permanente no Pré-sal. Petro & Química nº407

matéria de capa

É um Programa e tanto. Considerando os enormes desafios envolvidos no projeto de FPSOs complexas com zero POB (pessoa a bordo), percebeu-se que o programa deveria ser desenvolvido em ciclos de redução de POB, conforme mostrado na Figura. A primeira etapa compreenderá operações remotas, otimização de processos offshore e implementação de tecnologias já disponíveis (“fáceis de aproveitar”), com foco no mapeamento da mão de obra a bordo em FPSOs típicas e na identificação de tecnologias disponíveis e lacunas para alcançar um projeto com zero POB. É importante destacar que o POB0 faz parte de um programa maior da Petrobras, chamado EF100 (Eficiência 100%), que visa melhorar a eficiência operacional de nossas FPUs (Unidades Flutuantes de Processamento) e inclui diversas iniciativas que estão sendo implementadas como o desenvolvimento de Gêmeos Digitais das plataformas. A segunda etapa compreenderá a implementação de novas tecnologias de médio prazo que possam permitir uma maior redução das atividades de mão de obra a bordo. A terceira etapa consideraria 76 nº407 Petro & Química

a implementação de tecnologias novas e disruptivas que preencheriam as lacunas identificadas para finalmente viabilizar um conceito NUF em uma FPSO complexa, desde que as barreiras regulatórias identificadas também sejam abordadas.

@DOI:10.4043/32062-MS

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A escala que o Pré-sal alcançou Os números atuais ajudam a dimensionar a transformação ocorrida em apenas duas décadas. Em julho de 2026, a produção do Pré-sal brasileiro, petróleo e gás natural, alcançou 4,821mi (boe/d), correspondendo a 82,4% da produção nacional. Foram produzidos 3,728 milhões de barris de petróleo por dia e 173,72 milhões de m³/ dia de gás natural, a partir de 203 poços, segundo o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP. Mais do que indicadores de produção, esses números expressam duas décadas de aprendizado acumulado em escala industrial. A experiência do

Bacia de Santos 20 anos de história. No Campo de Búzios, está localizado o maior parque instalado de válvulas LESER do offshore brasileiro. LESER - presente desde o projeto à manutenção.

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Pré-sal envolveu a evolução de poços, completações, equipamentos submarinos, sistemas de produção, FPSOs, sistemas de injeção, tecnologias de separação e processamento, tratamento e escoamento de gás, automação, controle e instrumentação, além da geração e utilização de grandes volumes de dados geológicos, de reservatórios e de operação. Esse aprendizado não está restrito aos campos: está incorporado em projetos, procedimentos, modelos de engenharia, tecnologias, padrões operacionais, fornecedores e competências técnicas desenvolvidos ao longo da cadeia.

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Petro & Química nº407

@Andre Motta de Souza-Agencia Petrobras

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Tupi:

de descoberta a ativo histórico A trajetória de Tupi merece uma comemoração à parte. Em agosto de 2026, o ativo formado pelos campos de Tupi e Cernambi atingiu 4 bilhões de barris de boe de produção acumulada, tornandose o primeiro ativo nos 73 anos de história da Petrobras a alcançar esse volume. Destaque-se que Tupi foi o primeiro sistema do Pré-sal a entrar em produção comercial, em 2010, e hoje responde por 36% de toda a produção da estatal. Ao comentar o marco, a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, associou a produção em Tupi ao início de um novo ciclo para a indústria mundial, apontando que o Pré-sal - onde também estão

78 nº407 Petro & Química

os campos gigantes de Búzios e Mero - reúne grandes reservas, alta produtividade e menor pegada de carbono. O significado industrial desse número é maior do que a marca de produção acumulada. Tupi tornou-se uma espécie de laboratório de aprendizagem do Pré-sal. O conhecimento adquirido em sua caracterização geológica, desenvolvimento de reservatórios e operação ajudou a orientar projetos posteriores em condições semelhantes. É justamente essa capacidade de transformar experiência operacional em conhecimento reutilizável que diferencia uma descoberta de uma província petrolífera industrializada.

@Divulgação SBM

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Búzios e Mero:

a segunda geração do Pré-sal Se Tupi representa a ruptura tecnológica inicial, Búzios e Mero representam a maturidade da indústria. Búzios passou a operar sistemas de produção cada vez maiores e mais produtivos. A FPSO Almirante Tamandaré, instalada no campo em 2025, tem capacidade para produzir até 225 mil barris de petróleo por dia e processar 12 milhões de m³/dia de gás. A unidade chegou a atingir sua capacidade máxima apenas 179 dias após o início da produção, três meses antes do previsto. Mero, por sua vez, introduz desafios particularmente relevantes relacionados ao processamento e gerenciamento do gás rico em CO₂. É nesse campo que a Petrobras está desenvolvendo o HiSEP® (High Pressure Separation), tecnologia patenteada que promove a separação do óleo e do gás rico em CO₂ ainda no leito marinho — e não na planta de processamento do FPSO —, permitindo

reinjetar o CO₂ diretamente no reservatório. Vale o registro técnico: em 2026, o HiSEP® ainda está em fase de qualificação, com testes definitivos das bombas submarinas previstos para o segundo semestre no recéminaugurado Centro Tecnológico do Pré-Sal, em Minas Gerais; a unidade piloto em escala comercial será interligada à FPSO Marechal Duque de Caxias, no projeto Mero 3. Tratase, portanto, de uma tecnologia em fase final de maturação — não de um sistema já em operação comercial —, o que não diminui seu significado: é uma tecnologia de separação submarina de gás rico em CO₂ desenvolvida e patenteada no Brasil. São exemplos de uma mudança importante: a inovação deixou de estar concentrada apenas em viabilizar a produção e passou a buscar simultaneamente produtividade, eficiência energética, redução de emissões e maior recuperação de reservas. Petro & Química nº407

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O verdadeiro legado:

tecnologia transformada em capacidade industrial Ao comemorar 20 anos, seria fácil transformar a Bacia de Santos em uma sucessão de recordes: maior campo, maior plataforma, maior produção, maior lâmina d’água. Mas esse seria apenas um pedaço da história. O legado mais importante talvez seja a construção de uma capacidade tecnológica brasileira para operar sistemas offshore extremamente complexos. O Pré-sal obrigou a indústria a evoluir em praticamente todas as etapas do ciclo de vida de um ativo: aquisição

e interpretação sísmica, modelagem geológica, perfuração, completação, elevação, sistemas submarinos, materiais, integridade, automação, instrumentação, processamento, logística, manutenção e gerenciamento de dados. E esse aprendizado não desaparece quando um poço deixa de produzir. Ele permanece na engenharia, nos procedimentos, nos modelos computacionais, nas normas, nas empresas fornecedoras e, sobretudo, nas pessoas. É nesse ponto que a história da Bacia de Santos ultrapassa a Petrobras.

Uma cadeia de fornecedores construída em torno do desafio O desenvolvimento do Pré-sal também alterou a indústria brasileira de bens e serviços. Projetos dessa escala exigiram equipamentos capazes de operar em ambientes severos, sistemas submarinos de alta confiabilidade, válvulas e atuadores para serviços críticos, instrumentação para processos de alta pressão, sistemas de controle, soluções de integridade, materiais resistentes à corrosão e tecnologias para gerenciamento de ativos. A demanda deixou de ser simplesmente por equipamentos. Passou a ser por desempenho ao longo 80 nº407 Petro & Química

do ciclo de vida. Essa mudança é particularmente relevante para a indústria fornecedora. Em ativos offshore de alta produtividade, uma falha de um equipamento crítico não representa apenas o custo da substituição. Pode significar perda de produção, riscos de segurança, intervenção offshore complexa, impacto logístico e comprometimento da disponibilidade do sistema. Por isso, os 20 anos da Bacia de Santos também podem ser lidos como 20 anos de evolução da engenharia de confiabilidade, manutenção e integridade de ativos no Brasil.

matéria de capa

E agora? A Bacia de Santos atingiu maturidade operacional, mas o setor de petróleo brasileiro já olha para o próximo ciclo. A discussão deixou de ser apenas sobre quanto petróleo existe e passou a envolver questões mais complexas: quanto pode ser produzido competitivamente, durante quanto tempo, com quais emissões, qual intensidade de carbono, qual recuperação final dos reservatórios e como conciliar produção de óleo e gás com a transição energética. Segundo o Plano de Negócios e Gestão 2026-2030, o Pré-sal deve responder por até 82% da produção total da companhia no período, com produção projetada entre 3,1 e 3,4 milhões de barris de óleo equivalente

por dia até 2030 - e Búzios, isoladamente, com expectativa de superar 1,5 milhão de barris/dia no mesmo horizonte. Isso cria uma equação estratégica para os próximos 20 anos: como maximizar o valor econômico e energético de uma província madura enquanto o sistema energético mundial passa por uma transformação estrutural? A resposta provavelmente não está em abandonar a experiência adquirida, mas em utilizá-la para produzir melhor: mais eficiência, maior recuperação, menor intensidade de carbono, maior confiabilidade e integração crescente entre petróleo, gás, digitalização e novas fontes de energia.

Observação: os valores de 2010–2019 referem-se à produção de petróleo (bpd), enquanto os de 2021 e 2026 referem-se à produção de óleo + gás (boe/d, ANP); a projeção de 2030 corresponde à produção total da Petrobras (PN 2026-2030), não ao total do mercado nacional, que inclui também Shell, TotalEnergies, Equinor, bp e demais operadoras do Pré-sal. O gráfico não é uma série temporal homogênea.

Petro & Química nº407

@Ehder Souza

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Centro de Operações Integradas (COI-BS) monitora 24 horas por dia as operações offshore

Vinte anos depois, a pergunta mudou Em 2006, a grande pergunta era se o petróleo encontrado abaixo do sal poderia ser produzido de forma economicamente viável. A indústria respondeu. Em 2026, a pergunta é outra: o que o Brasil fará com o conhecimento, a infraestrutura, a capacidade tecnológica e o capital humano construídos a partir do Pré-sal? A Bacia de Santos começou sua história como uma fronteira exploratória. Vinte anos depois, tornou-se uma das maiores demonstrações mundiais de que uma descoberta geológica só se transforma em riqueza quando existe capacidade de transformar conhecimento em engenharia,

engenharia em ativos e ativos em produção segura e eficiente. Por isso, celebrar os 20 anos da Bacia de Santos não é apenas celebrar o petróleo descoberto em 2006. É celebrar duas décadas de uma indústria que aprendeu a produzir em condições que, há 20 anos, ainda pareciam pertencer ao território da fronteira tecnológica. E talvez esse seja o maior legado da Bacia de Santos: ela mostrou que, na indústria de petróleo, o ativo não está apenas no reservatório; está também no conhecimento acumulado para chegar até ele, produzi-lo e continuar evoluindo depois que o primeiro barril chega à superfície.

“

A produção em Tupi inaugurou uma nova era para a indústria petrolífera mundial.”

Sylvia Anjos, Diretora de Exploração e Produção da Petrobras (sobre os 20 anos do campo de Tupi e os 4bilhões de barris produzidos - agosto 2026)

82 nº407 Petro & Química

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Margem Equatorial: da descoberta à prova de desenvolvimento Em 17 de agosto de 2026, a Petrobras anunciou indícios de petróleo no poço 1-BRSA-1405-APS, batizado Morpho, no bloco FZA-M-59, a aproximadamente 175km da costa do Amapá e a cerca de 500km da foz real do rio Amazonas — uma distância que a própria empresa faz questão de frisar, já que o nome da bacia designa uma unidade geológica, não a localização exata da drenagem amazônica. A lâmina d’água no local é de 2.886 metros; somados os cerca de 3.000 metros perfurados em rocha, a profundidade total da operação se aproxima de 6.000 metros. A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, foi explícita sobre o estágio do achado: tratava-se de uma descoberta, não ainda de uma descoberta comercial. A distinção não é retórica: confirma que o sistema petrolífero funcionou naquele ponto da

bacia, mas não diz nada, ainda, sobre volume recuperável, produtividade, qualidade do óleo ou viabilidade econômica — variáveis que só a delimitação, com múltiplos poços e testes de formação, pode revelar. O bloco foi arrematado pela Petrobras, com 100% de participação, na 11ª Rodada de Licitações da ANP, em 2013. Passados 13 anos entre a aquisição da área e a primeira confirmação de hidrocarbonetos, o caso ilustra um traço estrutural da exploração de fronteira: o tempo entre a decisão de investir e a primeira evidência geológica sólida é longo, incerto e não garantido — a estatal já havia indeferido pedidos de licença, enfrentado paralisações e investido, segundo declarações da própria diretoria, mais de R$ 1,4 bilhão só neste bloco antes do resultado de agosto.

Petro & Química nº407

matéria de capa

Dados-chave - FZA-M-59/Amapá Bloco

FZA-M-59, Bacia da Foz do Amazonas - operando integralmente pela Petrobras

Poço

Morpho (1-BRSA-1405=APS)

Lâmina d’água / profundidade total

≈ 2.886m de água; ≈6.000m somando a rocha perfurada

Distância da costa do Amapá

≈ 175km

Marco de agosto/2026

Identificação de hidrocarbonetos - indício, não descoberta comercial

Poços adicionais autorizados (set/2026)

Manga, Crotalus e Morpho Extensão

Status

Avaliação em andamento; sem declaração pública de reservas ou comercialidade

O que a geofísica já sabe

e o que ainda não sabe sobre a bacia A Margem Equatorial brasileira é, em termos tectônicos, uma margem passiva do tipo transformante, moldada por grandes zonas de fratura oceânicas — Chain, Romanche e São Paulo — que configuram, na Bacia da Foz do Amazonas, uma estrutura do tipo pull-apart, com grábens segmentados por falhas de transferência. Essa origem estrutural é o que conecta, geologicamente, o litoral do Amapá aos sistemas produtores da Guiana e do Suriname — mas a analogia regional tem limites técnicos precisos. Levantamentos sísmicos 2D públicos, 84 nº407 Petro & Química

disponíveis desde a década de 1960 e retomados na disputa pelos blocos da 11ª Rodada em 2013, indicam que o embasamento cristalino da área noroeste da bacia — onde fica o Morpho — estava, no Neocretáceo, bem mais soerguido do que hoje, sem uma planície costeira estabelecida: os refletores sísmicos terminam em onlap contra o embasamento, sinal de que os sedimentos chegavam por fluxos gravitacionais diretos, e não pela carga sedimentar maciça que o rio Amazonas passou a despejar na bacia só depois — quando o próprio rio, enquanto

matéria de capa sistema transcontinental, ainda nem existia. Isso importa para a engenharia de reservatório: a lama que o Amazonas carrega hoje é, em geral, prejudicial à porosidade e à permeabilidade das rochas-reservatório; a analogia com a Guiana funciona melhor justamente nas seções mais antigas, pré-existência do rio moderno, e perde força à medida que a estratigrafia se aproxima do presente. A porção marinha da bacia é ainda afetada por um sistema de tectônica gravitacional de grande escala — o Leque do Amazonas —, com dobras, falhas de empurrão imbricadas e mini-bacias que se estendem por dezenas de milhares de quilômetros quadrados em águas de 1.400 a 2.100 metros. Esse tipo de deformação,

somado à presença local de corpos ígneos intercalados na seção sedimentar, dificulta o imageamento sísmico: ondas sísmicas se espalham por difração nas zonas de falha e sob soleiras basálticas, complicando a definição de alvos abaixo dessas camadas. Em termos práticos: a interpretação sísmica na Foz do Amazonas carrega uma incerteza estrutural que o Pré-sal, com sua geologia carbonática mais previsível sob a camada de sal, não impõe da mesma forma — o que reforça porque Dra. Sylvia dos Anjos tem evitado tratar a nova fronteira como repetição do modelo de Campos e Santos, e por que a comparação que ela prefere fazer é com a Bacia de Campos histórica, não com o Pré-sal.

A leitura de quem

está no comando da frente Dra. Sylvia assumiu a Diretoria Executiva de Exploração e Produção em 2024, substituindo Joelson Falcão Mendes, justamente no momento em que a Margem Equatorial se tornava prioridade da companhia. Sua trajetória — mais de quatro décadas entre laboratório de rochas, gerência de exploração aplicada e diretoria executiva — dá peso técnico específico às suas declarações públicas sobre o Morpho, mesmo quando, como executiva da concessionária, ela fala de um lugar de interesse comercial explícito. Vale a ressalva que ela própria não evita: sua leitura é a de uma responsável por repor reservas, e isso não substitui a análise técnica independente dos órgãos ambientais nem a

avaliação de engenharia de reservatório que só os dados de delimitação vão fornecer. A cronologia pública de suas declarações mostra uma progressão de temas coerente com o avanço do próprio projeto. Já em julho de 2024, na Sergipe Oil & Gas, ela questionava a ausência de uma política energética explícita para óleo e gás no país e cobrava uma decisão do Conselho Nacional de Política Energética. Em fevereiro de 2026, em entrevista ao O Globo, o tom era de desgaste: o licenciamento ambiental era, para ela, o maior obstáculo do setor de petróleo no Brasil, e o processo do bloco amapaense já se arrastava havia anos, ao ponto de ela chamar o Morpho de “o poço mais famoso do mundo”. Petro & Química nº407

matéria de capa Com o indício de óleo confirmado, a discussão sobre a Margem Equatorial ganha uma nova dimensão: como transformar a abertura de uma fronteira exploratória em desenvolvimento efetivo. A descoberta é uma etapa desse percurso, que depende também de conhecimento geológico, viabilidade econômica e capacidade de

implantar a infraestrutura necessária à produção. O deslocamento de ênfase — de política energética, para licenciamento, para infraestrutura — não é uma mudança de posição; é o mesmo argumento, atualizado a cada etapa que a exploração de fato avança.

A engenharia começa muito antes da produção Operar em lâmina d’água de quase 2.900 metros é apenas uma fração do desafio técnico do Morpho: a perfuração soma a essa coluna d’água outros milhares de metros em rocha, atravessando janelas de pressão que precisam ser antecipadas por modelagem geomecânica e ajustadas em tempo real quando a formação real diverge do modelo pré-perfuração — o que a própria Petrobras confirmou ter ocorrido, com sucessivos ajustes de cronograma ao longo de 2026. Em águas dessa profundidade, a integridade de risers, conexões de tubos, sistemas de prevenção de kick e de controle de blowout deixa de ser item de conformidade e passa a ser variável crítica de cronograma: qualquer falha de vedação interrompe a operação, com custo direto de sonda medido em centenas de milhares de dólares por dia parado. Foi o que aconteceu em janeiro de 2026: um vazamento de fluido de perfuração — biodegradável, segundo a empresa — associado a folga em uma das 124

86 nº407 Petro & Química

conexões de tubos externas ao riser levou a ANP a suspender a operação da sonda; a autorização para retomada, com a exigência de substituição de todos os selos das juntas do riser, só veio em fevereiro, sob condicionantes técnicas. O Ibama aplicou à estatal multa de R$ 2,5 milhões pelo episódio. O episódio é tecnicamente informativo por dois motivos: primeiro, mostra que a classificação ambiental de um fluido não substitui a engenharia de contenção e monitoramento; segundo, mostra que o sistema regulatório — ANP e Ibama atuando em conjunto — teve capacidade de interromper a operação e impor correções verificáveis antes de autorizar a retomada, o que é, em si, um indicador de maturidade do arranjo de fiscalização, independentemente do juízo que se faça sobre a exploração em si. Vale notar que a Petrobras chega à Margem Equatorial com um ativo real: décadas de operação em águas ultra profundas no Pré-sal, domínio de tecnologias de completação submarina e

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uma cadeia de fornecedores já qualificada. Mas a transferência de conhecimento é parcial. As condições geológicas locais — tectônica gravitacional ativa, corpos ígneos, sedimentação siliciclástica influenciada pelo Amazonas — e, sobretudo, a distância de milhares de quilômetros dos polos industriais de Macaé e Santos exigem soluções específicas de projeto, e não a simples reaplicação do padrão sudeste. Em uma eventual arquitetura de desenvolvimento, a profundidade de quase 2.900 metros seria apenas uma das variáveis a equacionar. A engenharia teria de considerar simultaneamente as características do reservatório, pressão e temperatura, composição dos fluidos, comportamento dos sistemas submarinos, garantia de escoamento, integridade de equipamentos, estabilidade geotécnica, distância da costa e requisitos de segurança offshore — um conjunto que só ganha contornos concretos depois que os poços de delimitação caracterizarem a acumulação. Antecipar investimentos de infraestrutura de grande porte antes dessa etapa também representa, em si, um risco de planejamento.

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2.900m de lâmina d’água

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Licenciamento:

uma engenharia regulatória, não um trâmite A história do licenciamento do bloco FZA-M-59 é, em si, um caso de estudo. Em maio de 2023, o Ibama indeferiu o pedido de licença prévia para a perfuração, apontando a ausência de uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS) para a região, uma exigência prevista desde 2012 mas nunca implementada para a Margem Equatorial. A Petrobras recorreu, ampliou sua estrutura de resposta a fauna em Oiapoque e Belém e refez a Avaliação Pré-Operacional — o simulado de emergência que testa equipes, embarcações, aeronaves e tempos de resposta antes de qualquer autorização. Só em outubro de 2025, mais de dois anos depois do indeferimento, o Ibama emitiu a Licença de Operação nº 1.684/2025, autorizando exclusivamente a perfuração exploratória do poço Morpho — não a produção, nem os demais poços do bloco. A descoberta de agosto de 2026 reabriu essa engrenagem regulatória em ritmo acelerado — e sob escrutínio mais intenso. A Petrobras pediu ao Ibama a inclusão de três poços contingentes, batizados Manga, Crotalus e Morpho Extensão, além de autorização para testes de formação e para o abandono definitivo dos quatro poços do bloco. O Ministério Público Federal reagiu formalmente, questionando se uma simples anuência ou alteração da licença original poderia autorizar novas perfurações sem uma avaliação integrada dos impactos cumulativos — e lembrando que, em audiências públicas de 2022, a própria empresa e o Ibama haviam declarado à população do Amapá e do Pará que a atividade se limitaria a um poço, por cinco a 88 nº407 Petro & Química

seis meses. O Ibama respondeu que os poços contingenciais já constavam do processo de licenciamento original do bloco, e que a condução ocorreu com plena observância dos aspectos técnicos e legais pertinentes. No dia 3 de setembro, o presidente do Ibama, Jair Schmitt, assinou a ampliação da licença, autorizando os três poços adicionais e a conclusão do Morpho — mediante a apresentação de um cronograma atualizado em até 30 dias, inspeções prévias das sondas e restrições ao descarte de resíduos no mar. O MPF manteve suas objeções mesmo após a decisão, cobrando maior transparência e uma avaliação mais ampla dos efeitos cumulativos sobre a fauna marinha, a pesca artesanal e as comunidades tradicionais. Paralelamente, a petrolífera estatal chinesa CNOOC — sócia da Petrobras em outros ativos, como Libra — solicitou ao Ibama acesso ao processo de licenciamento do bloco, movimento que a diretoria da Petrobras já trata como sinal de interesse concreto de outras operadoras na região, e não apenas especulação de mercado. O ponto tecnicamente relevante aqui não é escolher um lado entre Petrobras e MPF, mas reconhecer que ambos operam sobre uma mesma pergunta legítima: o quanto uma licença emitida para um poço principal pode, tecnicamente, ser estendida a poços contingentes sem repetir a análise de impactos cumulativos que a lei exige para empreendimentos com escala e sensibilidade ambiental crescentes. É essa pergunta — não a existência ou não de petróleo — que vai determinar o ritmo real da Margem Equatorial nos próximos anos.

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O que o meio ambiente da Foz do Amazonas exige A sensibilidade ambiental da região não se resume à possibilidade de um grande derramamento. A Bacia da Foz do Amazonas está sob influência direta da pluma de água doce e sedimentos do rio, de correntes costeiras complexas, de manguezais e estuários e de áreas de reprodução e alimentação de fauna marinha, além de comunidades indígenas, quilombolas, ribeirinhas e extrativistas cuja relação com o território não se limita à proteção de habitats — envolve modos de vida inteiros. O licenciamento, nesse contexto, funciona como um sistema de gestão de risco: não basta demonstrar que existe uma área sensível nas proximidades; é preciso demonstrar quais cenários de falha foram considerados, quais barreiras de contenção existem, como o monitoramento detecta desvios e em quanto tempo uma resposta real pode ser mobilizada — exatamente o que a Avaliação Pré-Operacional testa antes de qualquer licença ser emitida. Também aqui a posição pública de Sylvia

dos Anjos tem uma segunda camada, menos discutida: em entrevista à Reuters em fevereiro de 2026, ao comentar oportunidades da Petrobras na Venezuela, ela ponderou que operar em áreas já ambientalmente degradadas, como o Lago de Maracaibo, poderia comprometer as credenciais ambientais da companhia — um raciocínio que, aplicado à própria Margem Equatorial, sugere que a executiva trata o risco ambiental como risco reputacional e estratégico, não apenas como custo de conformidade a ser minimizado. Esse contexto cria uma característica particular para a fronteira amapaense: a curva de aprendizado não é só geológica. Existe também uma curva de aprendizado operacional e ambiental — a capacidade de sustentar atividades de exploração em águas profundas e ultra profundas sob condições de controle compatíveis com a sensibilidade da região —, e é essa curva combinada, mais do que qualquer resultado isolado de poço, que dita o ritmo real do projeto. Petro & Química nº407

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Logística:

o gargalo que a diretoria já reconhece como o próximo Se o subsolo já entregou um indício relevante, a superfície ainda não está pronta. Na entrevista concedida à agência eixos durante a Offshore Northern Seas, em Stavanger, Sylvia dos Anjos foi direta: a fronteira já está aberta, mas o próximo obstáculo será a baixa infraestrutura disponível na região, o que vai exigir soluções diferentes das utilizadas em Campos e Santos. A amostra do próprio poço Morpho precisou ser transportada ao Rio de Janeiro para análise no Cenpes, um deslocamento logístico que evidencia a ausência, hoje, de capacidade analítica e industrial equivalente na região amazônica. A Petrobras já indicou o aeroporto de Oiapoque como base aérea e o Porto de Belém como apoio logístico marítimo e de suprimentos — parte dos compromissos assumidos ainda durante o processo de licenciamento original do bloco. Ao mesmo tempo, a companhia mantém investimentos em ativos maduros: na mesma entrevista, Sylvia dos Anjos citou projetos de tieback — conexão de descobertas menores a plataformas já instaladas — capazes de acrescentar volume adicional

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ao FPSO de Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, sinalizando que a Petrobras não trata a Margem Equatorial como substituta imediata das bacias maduras, mas como uma frente complementar de reposição de reservas, construída em paralelo à extração do fator de recuperação das áreas já consolidadas. Para o Amapá, a lacuna logística que Sylvia dos Anjos antecipa também abre uma pergunta de política industrial regional: que infraestrutura será necessária para apoiar uma eventual atividade offshore e, ao mesmo tempo, capturar valor econômico local? Portos, bases de apoio, energia, telecomunicações, oficinas, serviços especializados, formação profissional e sistemas de emergência podem fazer parte dessa equação. Mas sua definição deverá acompanhar o grau de maturidade do recurso: o planejamento eficiente precisa evitar tanto a ausência de infraestrutura quando ela for necessária quanto a construção antecipada de capacidade incompatível com a escala que os dados de delimitação ainda vão confirmar.

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O significado estratégico: reposição de reservas, não certeza de abundância O interesse estratégico da Margem Equatorial nasce de um número concreto do planejamento energético do governo: segundo estudos do Ministério de Minas e Energia e da Empresa de Pesquisa Energética, a produção brasileira de petróleo deve atingir seu pico entre 2029 e 2030, na faixa de 5,3 a 5,4 milhões de barris por dia, e entrar em declínio a partir daí caso não surjam novas fronteiras exploratórias. Projeções do próprio MME indicam que, sem novas descobertas, a produção nacional poderia recuar para 2,5 milhões de barris por dia em 2040 e para pouco mais de 1 milhão em 2045 — um horizonte que explica por que a ANP já colocou 86 blocos da Margem Equatorial em estudo para futuros ciclos de concessão, sendo 36 na Foz do Amazonas e 25 na Foz do ParáMaranhão, ainda que sem data definida para oferta. Mas reposição de reservas não é sinônimo de abundância garantida. A própria descoberta do Morpho reduz o risco geológico da área — demonstra que o sistema petrolífero funcionou — sem eliminar o risco de desenvolvimento: caberá aos poços de delimitação, aos testes de formação e aos estudos do Cenpes dizer se o volume recuperável, a qualidade do óleo e os custos de desenvolvimento justificam uma decisão final de investimento. Mesmo em um cenário favorável, a própria Petrobras já estima um horizonte de até

sete anos entre a confirmação de reservas comercialmente viáveis e o início da produção. Sylvia dos Anjos tem evitado, nesse ponto, tanto o otimismo fácil quanto o discurso de urgência climática absoluta. Ao ser questionada sobre a tensão entre exploração e transição energética, sua posição pública tem sido a de que o Acordo de Paris exige redução de emissões, não a interrupção da exploração de petróleo — um argumento institucional legítimo do ponto de vista da companhia, mas que precisa ser confrontado, tecnicamente, com o orçamento de carbono, a intensidade de emissões de cada novo projeto e as alternativas de uso da energia, e não apenas aceito como conclusão fechada. Em reunião do Conselho Temático de Infraestrutura (Coinfra) da Confederação Nacional da Indústria (CNI), em Brasília, em 23 de fevereiro de 2026, Sylvia dos Anjos resumiu essa leitura de forma direta: “A exploração de novas fronteiras é essencial para garantir a autossuficiência energética do país e a soberania energética em um contexto de transição energética. Se as ações não forem tomadas passaremos a ser importadores de novo”, alertou. É a mesma lógica de reposição de reservas que sustenta, do ponto de vista da companhia, a urgência em avançar simultaneamente com a geologia, a engenharia, o licenciamento e a logística.

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Da descoberta à reserva:

por que os próximos poços importam Um dos riscos mais comuns na cobertura da Margem Equatorial é tratar a identificação de hidrocarbonetos como sinônimo de reserva. Tecnicamente, são conceitos diferentes: a presença de hidrocarbonetos em um poço demonstra uma ocorrência no intervalo atravessado; a definição de recursos e reservas exige informações adicionais sobre volume, continuidade, propriedades do reservatório, recuperação tecnicamente possível, condições econômicas e viabilidade de desenvolvimento. É nesse ponto que os poços Manga, Crotalus e Morpho Extensão ganham sentido técnico. Em uma campanha exploratória, um único poço fornece uma informação localizada; interpretar uma acumulação exige compreender como essa

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informação se relaciona com o restante da estrutura geológica — a continuidade lateral e vertical dos intervalos portadores, a compartimentação do reservatório, a distribuição das propriedades petrofísicas, a pressão, a temperatura, a composição dos fluidos e a conectividade entre diferentes compartimentos. Os novos poços, portanto, não devem ser lidos simplesmente como uma busca por “mais petróleo”: fazem parte de uma estratégia de redução de incerteza que, quanto mais avançar, maior será a capacidade de estimar volumes potencialmente recuperáveis e avaliar alternativas de desenvolvimento — exatamente o tipo de dado que separa, na leitura de Sylvia dos Anjos, uma descoberta de uma descoberta comercial.

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O que vem a seguir

Com a licença ampliada em setembro de 2026, a campanha exploratória do bloco FZA-M-59 deve envolver quatro poços — Morpho, Manga, Crotalus e Morpho Extensão —, voltados a reduzir a incerteza geológica que ainda separa um indício de uma reserva. Os próximos meses concentram, ao mesmo tempo, três frentes que avançam em velocidades diferentes: a aquisição de dados de subsuperfície, que dita o ritmo real da descoberta; o processo regulatório, ainda sob questionamento do Ministério Público Federal quanto aos impactos cumulativos; e a montagem de uma cadeia logística regional que, pela própria admissão da diretoria da Petrobras, ainda não existe na escala necessária. O que as posições da Dra. Sylvia deixam

claro ao longo de dois anos de declarações, é que nenhuma dessas três frentes pode avançar sozinha sem atrasar as demais. A Margem Equatorial não será definida pelo volume de petróleo que eventualmente exista no subsolo, mas pela capacidade brasileira de fazer avançar, de forma coordenada e verificável, a geologia, a engenharia, a regulação ambiental e a infraestrutura regional ao mesmo tempo — sem transformar um indício em promessa antes que os dados o sustentem. O verdadeiro teste da Margem Equatorial começa, portanto, na passagem entre a descoberta e a avaliação — e é essa travessia, mais do que qualquer anúncio isolado, que vai determinar se o indício identificado no Amapá se transforma em uma nova província petrolífera brasileira.

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Competitividade

e capacidade industrial Para a cadeia de fornecedores, a tensão entre expansão petrolífera e compromissos climáticos se traduz em algo concreto: decisões de licenciamento, leilões de blocos exploratórios e políticas de conteúdo local deixam de ser eventos pontuais e passam a funcionar como variáveis estratégicas de planejamento industrial, tão relevantes quanto o preço do barril ou o custo de capital. E há espaço para uma pergunta que raramente aparece nos discursos de abertura, mas domina as conversas de corredor: quem financia, na prática, a competitividade da cadeia de óleo, gás e energias renováveis em um momento de custo de capital elevado e de exigência crescente por métricas de carbono? A ROG.e 2026 reúne entidades como ABESPetro, estaleiros e provedores de infraestrutura, além de bolsas de valores especializadas em mercados de energia, 94 nº407 Petro & Química

para discutirem financiamento de projetos, competitividade da cadeia nacional e estratégias de descarbonização de supply chain - uma pauta que conecta diretamente compras, engenharia e sustentabilidade, áreas que tradicionalmente reportam a diretorias distintas e falam, na prática, línguas diferentes. É nessa interseção entre engenharia de especificação, finanças de projeto e agenda de carbono que decisões aparentemente técnicas ganham peso estratégico: o Custo Total de Propriedade (TCO) de um equipamento, e não apenas seu preço de aquisição, torna-se um critério de competitividade da cadeia como um todo, com implicações diretas sobre a pegada de carbono declarada por operadoras e fornecedores em relatórios que hoje são cada vez mais escrutinados por investidores e financiadores internacionais.

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Conteúdo Local no papel, importação na prática: a distância entre a política e o chão de fábrica da indústria naval e de petróleo brasileira Para entender por que a Política de Conteúdo Local (PCL), criada para fortalecer a cadeia produtiva nacional, nem sempre se traduz em encomendas para os fabricantes brasileiros de equipamentos pesados, conversamos com Adriano Machado Meireles, presidente da CSPEP Câmara Setorial de Equipamentos Pesados da Abimaq. Na entrevista a seguir, ele detalha onde a política funciona, onde ela falha, e por que o atual ciclo de investimentos em óleo e gás pode se repetir sem deixar capacidade industrial instalada para o próximo.

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Meta cumprida,

indústria de máquinas fora do jogo Segundo Meireles, a distância entre a obrigação contratual e a compra efetiva de equipamentos nacionais é real e tem uma lógica de contabilização por trás dela. “Existe uma clara distância entre a obrigação em contrato e as compras reais da indústria brasileira de equipamentos pesados”, afirma. A Política de Conteúdo Local consegue puxar contratos para obras de engenharia civil e serviços de apoio marítimo e perfuração, áreas em que as operadoras conseguem atingir a meta exigida. O problema é o que acontece depois: “com as metas batidas nessas áreas, as petroleiras compram os equipamentos de alta

tecnologia e maquinário pesado no exterior”, tirando o mercado justamente das indústrias fabricantes de equipamentos nacionais. O efeito, segundo ele, não termina na aquisição. Ele se prolonga por todo o ciclo de vida do ativo, mas de forma invertida: a indústria nacional herda o custo operacional sem ter participado do investimento inicial. “No futuro, as indústrias nacionais acabam ficando com o OPEX do processo, tendo que dar manutenção em equipamentos e máquinas importadas, principalmente de origem chinesa”, resume o presidente da CSPEP.

Certificações:

proteção técnica ou barreira de preço? Um segundo ponto de atrito está nas exigências de certificação, homologação e qualificação técnica impostas aos fornecedores. Para Meireles, o efeito dessas regras é ambíguo. Elas elevam custo e prazo de entrada no mercado para as empresas brasileiras, mas também poderiam, em tese,

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funcionar como filtro contra concorrentes que não seguem os mesmos padrões. Na prática, esse potencial protetivo costuma ser anulado por outro critério de decisão: “os processos são balizados muitas vezes por menor preço global, sobrepondo as exigências técnicas do projeto”, diz.

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Barreiras invisíveis:

quando a exigência formal trava quem já tem a tecnologia

Meireles é direto ao afirmar que existem casos em que o Brasil já domina a tecnologia necessária, mas ainda assim fica fora da disputa por causa de exigências formais dos editais. “Sim, existem diversas situações em que exigências formais acabam bloqueando a entrada de fornecedores nacionais, mesmo quando o Brasil possui a tecnologia necessária para atender ao projeto”, afirma. O exemplo mais recorrente é a cláusula de experiência prévia, muitas vezes chamada de “atestado de bom desempenho”: o comprador exige que o fornecedor comprove ter instalado aquela tecnologia específica em projetos de grande porte por

um período longo, de cinco a dez anos. O efeito prático é um círculo vicioso, segundo o presidente da CSPEP: uma empresa nacional que desenvolveu a tecnologia recentemente - ainda que validada em laboratório - “fica impedida de vender porque nunca teve a oportunidade de aplicar o produto em um grande cliente antes”. A isso se somam outros entraves administrativos citados por ele, como listas de fornecedores homologados (vendor lists) desatualizadas, com empresas que já não existem mais no mercado, e dificuldade de acesso às próprias equipes responsáveis pelas qualificações técnicas.

“

Fica impedida de vender porque nunca teve a oportunidade de aplicar o produto em um grande cliente antes.” Adriano Machado Meireles • presidente da CSPEP

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A proposta da ANP e o papel da CSPEP Questionado sobre a proposta em discussão na ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis para revisar a preferência contratual aos fornecedores brasileiros, Meireles

descreve o objetivo como um esforço de equilíbrio entre o crescimento da indústria nacional e a eficiência operacional exigida das petroleiras. Ele resume os quatro eixos centrais da proposta:

• Regras claras, com um manual objetivo sobre como comprovar que o fornecedor brasileiro teve preferência no processo de escolha; • Vantagem para inovação, com margens de preferência diferenciadas para produtos desenvolvidos dentro da cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I); • Agenda de compras aberta, obrigando as operadoras a divulgar cronogramas de compra com antecedência, para que as fábricas nacionais possam se planejar e concorrer; • Fiscalização e punição, com regras rígidas e multas para operadoras que não cumprirem os direitos dos fornecedores locais. Sobre o papel da própria CSPEP nesse processo, Meireles situa a câmara dentro de uma trajetória histórica que remonta ao protagonismo da indústria de base brasileira. “A CSPEP é uma das câmaras setoriais mais antigas da Abimaq, com mais de 50 anos”, diz. “Já foi palco de protagonismo das grandes indústrias de base do Brasil, e hoje vem tentando buscar

e retomar o grande prestígio da indústria no país.” Para ele, a solução não cabe a uma entidade isolada: “não depende só de uma câmara, e sim da união de todas as entidades de classe, governo federal, Petrobras e a indústria, num debate voltado à proteção da soberania nacional do Brasil para manter e proteger nossas tecnologias dentro do nosso território.”

Da regra à encomenda

Quatro eixos da proposta em discussão, segundo a entrevista

01 Regras claras

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Preferência à inovação

Agenda de compras

Fiscalização e punição

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O “efeito sanfona”:

o custo de parar e recomeçar “Quando esses profissionais são demitidos, o conhecimento acumulado por anos dentro da empresa é perdido.” Adriano Machado Meireles • presidente da CSPEP

Entre os pontos mais enfáticos da entrevista está o impacto da instabilidade nos cronogramas de licitação sobre a capacidade produtiva instalada. Meireles chama esse fenômeno de “efeito sanfona” - um ciclo de expansão e retração que, segundo ele, corrói de forma cumulativa a engenharia, a mão de obra especializada e o parque fabril do setor de bens de capital sob encomenda. Na engenharia, o efeito começa pelo custo fixo insustentável de manter equipes de projetistas e calculistas sem projetos ativos, o que leva a demissões. Cada demissão carrega consigo conhecimento técnico acumulado ao longo de anos “quando esses profissionais são demitidos, o conhecimento acumulado por anos dentro da empresa é perdido”, explica - e parte desses engenheiros migra para outros setores ou para o exterior, numa perda que ele considera permanente para a capacidade técnica do país. No chão de fábrica, o mesmo padrão se repete com soldadores de alta precisão, caldeireiros e montadores industriais, cuja permanência depende da continuidade das obras. Quando um novo projeto finalmente

avança, a empresa enfrenta o custo de recrutar e treinar equipes do zero, e a curva de aprendizado das equipes novas gera atrasos nos projetos seguintes. Os ativos físicos também pagam o preço da intermitência: máquinas pesadas, galpões e linhas de montagem mantêm custos fixos de manutenção, energia e segurança mesmo parados, ficando sujeitos a desgaste, desalinhamento e obsolescência tecnológica. E a instabilidade desestimula investimento em modernização. Sem previsibilidade contratual, segundo Meireles, “os empresários param de investir na modernização de suas fábricas, tornando a indústria brasileira menos competitiva frente ao mercado internacional”. O efeito se propaga ainda para a cadeia de fornecedores de menor porte, menos capazes de resistir a interrupções prolongadas: pequenos e médios fornecedores de peças, parafusos, tintas e serviços podem quebrar quando o projeto principal é adiado, “desestruturando toda a cadeia produtiva local”. Para Meireles, o resultado final desse ciclo aparece de forma direta na participação da indústria no PIB brasileiro ao longo das últimas quatro décadas. Petro & Química nº407

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Por que o Brasil compra

fora mesmo tendo capacidade equivalente Meireles também aponta razões estruturais - muitas delas fora do controle direto da indústria - que explicam por que grandes projetos recorrem a fornecedores estrangeiros mesmo havendo capacidade técnica equivalente no Brasil. “Nós da indústria já demonstramos a nossa

capacidade produtiva para diversos setores da indústria, mas mesmo assim os projetos sendo financiados com capital estrangeiro, concorrência desleal, diferentes bases competitivas com a China, têm deixado uma grande ociosidade no parque industrial brasileiro”, afirma.

Ele lista quatro fatores centrais: Financiamento atrelado Projetos financiados por bancos ou agências de crédito internacionais frequentemente carregam cláusulas contratuais que exigem a compra de equipamentos de fornecedores do país de origem do financiador — o que, na prática, tira a venda do fornecedor brasileiro antes mesmo da disputa técnica começar. O “Custo Brasil” A carga tributária complexa, a infraestrutura de transporte deficiente e os altos custos de energia e logística elevam o preço final do produto fabricado no país, mesmo quando a qualidade é equivalente à do importado. Garantias globais e histórico de escala Seguradoras e investidores internacionais tendem a preferir equipamentos já testados e replicados em larga escala no mercado mundial — o que penaliza fabricantes brasileiros que produzem sob encomenda, em menor escala, ainda que com qualidade comprovada. Instabilidade regulatória As próprias regras de Conteúdo Local mudam de intensidade conforme o governo em exercício, gerando descontinuidade. Sem estabilidade de longo prazo, segundo Meireles, “as indústrias locais param de receber encomendas e encolhem”.

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O risco de um ciclo sem legado

Para Meireles, o desafio central do atual ciclo de investimentos em petróleo e gás é evitar que ele se repita como um surto de demanda de curto prazo, sem deixar capacidade industrial, tecnológica e de engenharia estruturada para o próximo. O risco, segundo ele, é o Brasil ficar exposto à “Doença Holandesa” - a desindustrialização associada à valorização cambial gerada pelas commodities - e se tornar vulnerável quando a demanda global por combustíveis fósseis começar a recuar nas próximas décadas. Ele descreve um quadro de deterioração progressiva mesmo em áreas já cobertas por

exigência formal de conteúdo local: “a indústria nacional vem se deteriorando ano a ano sem encomendas, mesmo com conteúdo local exigência de contratos para FPSO”. Para Meireles, é preciso reforçar a fiscalização, a aplicação e o valor das multas, além de estender essa lógica a um segmento que hoje escapa quase inteiramente da indústria nacional: o refino. “Hoje 90% dos grandes projetos do refino são importados do mercado asiático pelos EPCistas nacionais. A nossa indústria não está nem participando dos processos de contratação para esse mercado”, afirma.

Segurança industrial,

não apenas política comercial

Diante de um cenário internacional de protecionismo crescente, tarifas e maior vulnerabilidade das cadeias globais de suprimento, Meireles defende que a preferência por fornecedores nacionais deixe de ser tratada apenas como instrumento de política comercial e passe a ser entendida como questão de segurança industrial. “Depender apenas de peças e

serviços estrangeiros traz grandes riscos para a continuidade de projetos vitais”, diz. Para ele, essa lógica deveria se estender a toda a cadeia: “o petróleo é nacional, a exploração é nacional, o processo é nacional, e a segurança deveria ser nacional no que tange aspectos técnicos, processuais, máquinas e equipamentos para a cadeia produtiva.

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O paradoxo do P-74

Meireles encerra a entrevista com um exemplo que resume, na sua visão, o paradoxo da política de conteúdo local no setor: o FPSO P-74. Em operação no megacampo de Búzios, o P-74 é apresentado com frequência como símbolo do esforço de construção naval nacional: a conversão do seu casco foi feita inteiramente no Brasil, no Estaleiro Inhaúma, no Rio de Janeiro, e a integração dos módulos ocorreu no Estaleiro EBR, no Rio Grande do Sul. Ainda assim, segundo Meireles, o índice real de conteúdo local do projeto ficou na faixa de 65% a 70%, por causa do volume de maquinário importado. O caso ilustra, para ele, um recuo estrutural que os números de unidades entregues não 102 nº407 Petro & Química

capturam. Nos últimos 20 anos, o Brasil colocou mais de 24 FPSOs no mercado e se consolidou como o maior fabricante mundial dessas plataformas. Mas, segundo Meireles, com contratações internacionais que vão do casco aos módulos de processo, equipamentos e sistemas subsea, a indústria nacional “perdeu espaço, competitividade, tempo, profissionais” e deixou de contribuir plenamente para o PIB brasileiro. “Não adianta colocar o maior número de FPSOs para operar sem ter a tecnologia brasileira aplicada à conversão de cascos, estaleiros integrando módulos, indústrias produzindo equipamentos e máquinas para os navios”, resume. “É um retrocesso na cadeia de valor e tecnologia nacional.”

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O gargalo que aparece antes da próxima plataforma: o déficit de 5,1 mil técnicos no petróleo e gás Um levantamento inédito realizado pela Associação Brasileira das Empresas de Bens e Serviços de Petróleo (ABESPetro) identificou um déficit de pelo menos 5,1 mil profissionais técnicos de nível médio na indústria brasileira de petróleo e gás offshore. O levantamento foi realizado com 30 empresas, entre fornecedores de bens e serviços e empresas de petróleo. O número, portanto, não representa uma estimativa de todo o mercado, mas uma fotografia da demanda mínima já identificada pela cadeia. Segundo Telmo Ghiorzi, presidente-executivo da ABESPetro, o déficit real é maior porque a pesquisa não incluiu profissionais de nível superior, trabalhadores de atividades administrativas e funções em terra. O dado é particularmente relevante porque ocorre depois de quase uma década de baixa formação coordenada de mão de obra para a indústria offshore. Ao mesmo tempo em que a produção do Pré-sal elevou a demanda por equipamentos, serviços de manutenção, intervenção, inspeção, construção e operação, a formação de profissionais técnicos não acompanhou o mesmo ritmo. O resultado é um descompasso entre capacidade instalada de produção e capacidade humana para sustentar essa produção. Para Ghiorzi, os 5,1 mil profissionais representam uma “demanda mínima” justamente porque a amostra é restrita. O executivo também alerta que o déficit pode aumentar significativamente a partir de 2026 e 2027 com a entrada de novos projetos. Petro & Química nº407

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Não é apenas falta de trabalhador: é um problema de capacidade industrial A característica mais importante desse déficit está na natureza das funções. O levantamento se concentra em profissionais técnicos de nível médio, justamente a camada que transforma engenharia, projeto e tecnologia em operação industrial. São profissionais que trabalham próximos dos ativos: manutenção mecânica e elétrica, instrumentação, automação, inspeção, operação, montagem, intervenção, equipamentos submarinos e diferentes atividades associadas à operação offshore. Quando essa camada fica menor que a demanda, o problema não aparece necessariamente como uma plataforma parada. Ele aparece primeiro como maior tempo de mobilização, dificuldade de contratação, aumento de custos, terceirização mais cara, pressão sobre jornadas, competição entre

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empresas pelos mesmos profissionais e risco de atraso na execução de projetos. A questão é especialmente sensível para uma indústria em que boa parte do conhecimento operacional é específico. Não se trata simplesmente de contratar trabalhadores disponíveis no mercado e treiná-los rapidamente. Operações offshore envolvem requisitos de segurança, procedimentos de trabalho, equipamentos especializados, normas técnicas, certificações, conhecimento de processos e experiência acumulada. A ABESPetro, entidade representante do primeiro elo da cadeia produtiva da exploração e produção de petróleo, reúne fornecedores de bens e serviços para as petroleiras. Isso significa que uma restrição de mão de obra nessa camada pode se propagar para vários níveis da cadeia industrial.

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O efeito multiplicador é

maior no fornecedor do que parece A indústria de petróleo tem uma característica econômica importante: a produção de uma empresa de E&P depende de uma rede muito maior de empresas fornecedoras. Uma petroleira pode manter sua produção utilizando instalações já construídas e contratos previamente estabelecidos mesmo durante determinado período de menor contratação de equipamentos. Para o fabricante ou prestador de serviços, entretanto, a ausência de novos projetos significa menor utilização da capacidade produtiva e menor previsibilidade de demanda. Esse mecanismo ajuda a explicar por que a disponibilidade de trabalhadores técnicos se transforma rapidamente em uma questão de competitividade industrial. Se uma fabricante precisa disputar profissionais especializados com dezenas de outras empresas, o salário tende a subir. Isso é positivo para o trabalhador, mas aumenta o custo de produção. Se a empresa não consegue contratar, pode postergar entregas, recorrer a

fornecedores externos ou limitar sua capacidade de aceitar novos contratos. Em uma indústria globalizada, existe ainda uma consequência adicional: a empresa pode transferir parte da produção ou da contratação para outro país. Esse risco ganha relevância justamente quando fornecedores brasileiros tentam ampliar sua participação em mercados internacionais. A exportação de equipamentos brasileiros para a Guiana, por exemplo, vem crescendo rapidamente. Dados da ABESPetro citados pela Folha de S.Paulo mostram que as exportações brasileiras de equipamentos utilizados na extração de petróleo para o país chegaram a US$ 1,8 bilhão desde 2020, enquanto a participação de produtos relacionados ao setor de petróleo nas exportações brasileiras para a Guiana passou de 0,3% em 2020, para 65%. Ou seja: a demanda por profissionais não está sendo determinada apenas pelo mercado brasileiro.

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Pré-sal, Margem Equatorial e o problema do timing O ponto crítico é o timing. A formação de um técnico especializado demora mais do que a contratação de um trabalhador para uma função convencional. A indústria precisa formar pessoas antes que o projeto chegue ao pico de demanda. Esse problema fica mais evidente quando se considera a possibilidade de novos projetos exploratórios na Margem Equatorial. Ghiorzi afirmou que o déficit identificado pela pesquisa pode crescer consideravelmente nos próximos anos (incluí), caso novos projetos avancem. A questão também se conecta ao debate mais amplo sobre exploração de novas fronteiras. A ABESPetro vem sistematicamente alertando que o Brasil estava há anos sem perfurar poços em

novas fronteiras exploratórias e associava a retomada da exploração à geração de empregosqualificadoseaodesenvolvimento da cadeia industrial – a volta da exploração em novas fronteiras só se deu agora, em maio de 2026, com a autorização do IBAMA para primeira perfuração exploratória na Margem Equatorial e, mais recentemente, em setembro, de 3 poços de suporte. Portanto, existe uma defasagem temporal importante: o investimento é anunciado hoje, mas antes disso, os produtores precisam estar preparados, os profissionais formados e a capacidade tecnológica disponível. Se a formação começa somente quando o projeto já está contratado, o déficit aparece no momento de execução.

A formação precisa chegar antes

Preparar pessoas antes do pico de demanda

Antecipar competências

Formar e qualificar

Mobilizar equipes

Se a formação começa somente quando o projeto já está contratado, o déficit aparece no momento de execução.

106 nº407 Petro & Química

Pico de demanda

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O problema

também é tecnológico Existe ainda uma segunda dimensão. A indústria offshore brasileira está aumentando sua intensidade tecnológica. Os novos sistemas de produção demandam mais automação, instrumentação, equipamentos submarinos, sistemas de controle, monitoramento remoto, manutenção baseada em condição, análise de dados e integração digital. Isso significa que a necessidade não é simplesmente de mais trabalhadores, mas de trabalhadores com competências diferentes. A transição para uma indústria mais automatizada não elimina necessariamente a demanda por técnicos. Em muitos

casos, ela muda o perfil da função: menos intervenção manual e mais capacidade de diagnosticar sistemas, interpretar dados, trabalhar com equipamentos eletrônicos e automatizados, executar manutenção baseada em procedimentos digitais e compreender a interação entre sistemas mecânicos, elétricos e de controle. É justamente nesse ponto que o déficit quantitativo pode se transformar em um déficit qualitativo. Uma empresa pode encontrar candidatos suficientes para determinada função e, ainda assim, não encontrar profissionais capazes de trabalhar com o equipamento ou sistema específico exigido pelo projeto.

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A formação precisa

acompanhar a cadeia tecnológica O desafio, portanto, não é apenas ampliar vagas em escolas técnicas. É necessário aproximar formação profissional, fabricantes, empresas de serviços, operadoras, centros tecnológicos e instituições de ensino. Para uma indústria caracterizada por ciclos de investimento longos, essa aproximação permite antecipar quais competências serão necessárias. A própria ABESPetro tem defendido uma agenda mais ampla de desenvolvimento da cadeia produtiva. Seu Caderno ABESPetro apresenta análises sobre a

indústria de petróleo, política industrial, inovação, capacidades tecnológicas e desenvolvimento da cadeia de fornecedores. A questão da mão de obra entra, portanto, em uma equação maior, envolve investimento em E&P, demanda por equipamentos e serviços, capacidade industrial, disponibilidade de profissionais, produtividade, conteúdo tecnológico e competitividade internacional. Se um desses elos não acompanha os demais, o investimento pode produzir menos efeitos industriais do que poderia.

Formar gente é conectar a cadeia Aproximar ensino, tecnologia e operação para antecipar competências

108 nº407 Petro & Química

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O déficit de 5,1 mil

é provavelmente o começo da discussão O mérito do levantamento da ABESPetro está justamente em colocar um número sobre um problema que vinha sendo percebido pelas empresas: há uma restrição concreta de capacidade humana na cadeia offshore. Mas os 5,1 mil não devem ser interpretados como o tamanho definitivo do problema. A própria metodologia apresentada pela entidade impede essa leitura. Foram 30 empresas pesquisadas, e ficaram de fora profissionais de nível superior, atividades administrativas e trabalhadores em terra. O número deve ser entendido como um piso mensurado da insuficiência atual. E isso muda sua importância. Se a demanda crescer com novos FPSOs, novos poços, campanhas exploratórias, manutenção de ativos existentes, descomissionamento, novos projetos subsea e internacionalização dos fornecedores brasileiros, a competição por profissionais especializados tende a aumentar.

A indústria brasileira corre, portanto, o risco de enfrentar um paradoxo: ter petróleo, reservas, equipamentos, fornecedores e capital para investir, mas não dispor de profissionais em quantidade e qualificação suficientes para transformar esse potencial em capacidade produtiva no ritmo necessário. Para uma cadeia industrial que pretende deixar de ser apenas fornecedora do mercado doméstico e ampliar suas exportações, formar gente deixa de ser uma política acessória de recursos humanos. Passa a ser infraestrutura industrial. E talvez seja essa a principal mensagem escondida no levantamento da ABESPetro: antes de discutir quem fabricará o próximo FPSO, quem fornecerá os equipamentos submarinos ou quem atenderá à próxima campanha exploratória, será necessário responder a uma pergunta mais básica — quem estará qualificado para projetar, fabricar, instalar, operar, testar e manter tudo isso?

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Eficiência e inteligência na operação dos ativos Se a fronteira exploratória concentra os holofotes, é nos campos maduros e marginais que se decide boa parte da segurança de suprimento de médio prazo do país. A programação da ROG.e 2026 dedica painéis específicos a essa camada da indústria reunindo ANP, ABPIP e operadoras independentes como PetroReconcavo, Origem Energia, Brava Energia e BW Energy justamente porque o desafio regulatório e econômico de manter campos maduros em operação, ou de viabilizar sua transferência para operadores especializados em ativos de menor escala, tornou-se central para a curva de produção nacional à medida que os grandes operadores concentram capital nas fronteiras de águas ultra profundas. E isso dialoga diretamente com o custo, financeiro e de carbono, de decisões de especificação e manutenção de equipamentos tomadas décadas atrás e hoje incorporadas como “normais” à 110 nº407 Petro & Química

operação - válvulas superdimensionadas, bombas fora do ponto de melhor eficiência, ativos adquiridos pelo menor preço de aquisição e não pelo menor custo total de propriedade. Em campos maduros, onde a margem operacional é mais apertada e o horizonte de descomissionamento já está no radar, esse tipo de ineficiência silenciosa deixa de ser um detalhe técnico e passa a ser, literalmente, a diferença entre viabilidade e inviabilidade econômica do ativo. Se as conversas sobre onde a energia é produzida e como é financiada são conhecidas e esperadas, como a energia é, cada vez mais, monitorada e controlada é um viés que vem chamando mais a atenção. As tecnologias disruptivas e a transformação digital da indústria de energia chegaram a uma camada que por muito tempo não era visível para quem comanda o setor, mas que agora depende das estratégias de dados que vêm das

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camadas onde reinam os elementos finais e críticos que efetivamente executam as decisões de controle - válvulas, atuadores, posicionadores, bombas, compressores e sistemas de proteção em óleo, gás e refino; inversores, conversores, sistemas de pitch e yaw, trackers e sistemas de gerenciamento de baterias em fontes renováveis. E as mudanças nesse nível são grandes e, em alguns casos, determinantes. O movimento não depende de substituir a automação existente para gerar ganho: a inteligência artificial pode simplesmente aproveitar os dados já produzidos por DCS, PLCs, SCADA, posicionadores e historiadores para identificar desvios, reconhecer padrões de degradação e apoiar decisões de manutenção. Em válvulas de controle, variáveis como posição, pressão, temperatura e resposta da malha já revelam fenômenos como stiction, histerese e desgaste antes de comprometerem a disponibilidade da unidade - uma lógica que fornecedores como a Baker Hughes, com sua plataforma de gestão de ciclo de vida de válvulas, e operadoras como a Shell,

em iniciativas de análise de dados aplicadas a válvulas de controle, já colocam em produção. O mesmo raciocínio se estende a bombas, compressores e atuadores. Na fronteira mais recente, ele avança um passo além: em vez de apenas analisar variáveis que já são medidas, modelos de Digital Twin passam a estimar variáveis que nenhum sensor mede diretamente - uma técnica de virtual sensing já validada com dados reais em outros setores intensivos em ativos rotativos, como demonstram pesquisas do National Renewable Energy Laboratory (NREL) aplicadas a turbinas eólicas, e que começa a migrar para equipamentos críticos de óleo e gás. Destaque-se aqui que a programação da ROG.e 2026 reflete esse movimento com um painel dedicado a desmistificar a IA generativa para a indústria, reunindo FiespIRS, bp e players de tecnologia, sinal de que a conversa sobre inteligência artificial no setor deixou de ser restrita a data centers e integrou-se, definitivamente, ao chão de fábrica das plataformas e usinas.

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@Emerson

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O Custo Oculto da Má Especificação de Equipamentos Como decisões de especificação — de válvulas superdimensionadas a bombas operando fora do ponto de melhor eficiência e compras orientadas apenas pelo menor preço — podem se transformar

em passivos financeiros, energéticos e de confiabilidade ao longo de décadas de operação em óleo, gás e energias renováveis.

Preço

não é custo Em projetos industriais de longo ciclo de vida - plataformas offshore, unidades de processamento e plantas de geração renovável -, a decisão de especificação de um equipamento pode ser tomada em minutos, mas seus efeitos permanecem durante décadas. Uma válvula de controle, uma bomba centrífuga ou um trocador de calor selecionados de forma inadequada nem sempre provocam uma falha imediata e visível. Com mais frequência, produzem uma erosão gradual da eficiência energética, da confiabilidade e da margem operacional, que só se torna evidente anos depois, quando o desempenho degradado já foi incorporado à rotina e passou a ser tratado como normal. 112 nº407 Petro & Química

O ponto central deste texto é aproximar três dimensões que nem sempre são avaliadas em conjunto: engenharia de especificação, economia do ativo e sustentabilidade. O elo entre elas é o Custo Total de Propriedade (TCO): o custo relevante não termina na compra nem na instalação; inclui energia, manutenção, disponibilidade, emissões e, ao final, descomissionamento e disposição. As faixas e ordens de grandeza apresentadas a seguir devem ser entendidas como referências de engenharia, não como valores universais. O desempenho real depende da aplicação, do fluido, do regime operacional, da curva do sistema, da criticidade do ativo e dos critérios específicos de projeto.

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@Weidouli

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Quanto custa uma

válvula superdimensionada? O dimensionamento de uma válvula de controle envolve, entre outros parâmetros, sua autoridade - a parcela da queda de pressão do sistema que permanece sob controle da válvula. Faixas como 35% a 75% aparecem em guias de dimensionamento, mas não devem ser tratadas como uma regra universal para toda aplicação. O ponto decisivo é garantir autoridade suficiente para controle estável sem introduzir uma perda de carga desnecessária. Quando o coeficiente de vazão é superestimado, a válvula tende a operar próxima da posição fechada. Nessa condição, a resolução de controle pode piorar e a característica instalada pode se afastar da característica ideal. O efeito pode aparecer como oscilação de vazão, maior desgaste do trim e, dependendo das condições de pressão e temperatura, cavitação ou flashing. Há também um efeito energético. Uma 114 nº407 Petro & Química

queda de pressão elevada através da válvula representa energia dissipada no processo. Em um exemplo citado na literatura de patentes, uma queda de aproximadamente 172 kPa (25 psi) para uma vazão líquida de 2.000 m³/h corresponde a uma dissipação da ordem de 100 kW. O valor é ilustrativo e depende das condições do caso; não deve ser generalizado para qualquer válvula ou sistema. O custo oculto, portanto, não aparece necessariamente na fatura de aquisição. Ele pode aparecer na energia consumida pelo sistema de bombeamento, no desgaste do trim, na frequência de manutenção e, em aplicações com hidrocarbonetos, no controle de emissões fugitivas. A EPA, por exemplo, considera válvulas e outros componentes como potenciais fontes de emissões fugitivas de metano e VOC em operações de óleo e gás.

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Quanto custa uma bomba fora do ponto de melhor eficiência (BEP)? O Ponto de Melhor Eficiência (BEP) é a condição de vazão na qual a bomba apresenta sua melhor eficiência hidráulica. Operar longe desse ponto pode aumentar recirculação interna, cargas radiais, vibração, desgaste e consumo de energia. A Região Operacional Preferencial (POR) não é idêntica para todas as bombas: depende, entre outros fatores, da velocidade específica e do projeto. A faixa de 70% a 120% do BEP é uma referência frequentemente utilizada para determinadas classes de bombas, mas deve ser verificada contra o padrão aplicável e a curva específica do fabricante. À esquerda do BEP, a redução de vazão pode favorecer recirculação, turbulência e aumento de cargas hidráulicas. À direita, o aumento de vazão pode elevar a velocidade, a potência requerida e o risco de cavitação, conforme a margem disponível de NPSH. Em ambos os casos, vibração, aquecimento e desgaste podem aumentar. O problema nem sempre nasce na bomba. Uma especificação baseada em uma curva de sistema que não representa a operação

real pode levar à seleção de uma máquina que trabalha longe da sua região mais eficiente. O mesmo pode acontecer quando o processo muda ao longo dos anos e a bomba não é reavaliada. O Departamento de Energia dos EUA destaca que sistemas de bombeamento respondem por parcela relevante do consumo de energia de sistemas motrizes industriais e que a otimização pode produzir economias expressivas. Entre as medidas recomendadas estão adequar a bomba ao sistema, avaliar estratégias de controle, otimizar operações em paralelo e utilizar acionamento de velocidade variável quando a aplicação justificar. Um ponto particularmente importante é que nem sempre a solução exige trocar equipamentos. Há casos em que a revisão da lógica de operação, como por exemplo, a combinação de bombas em paralelo, que aproxima o conjunto da região de melhor desempenho. O ganho aparece quando dados reais de vazão, pressão e potência são comparados com as curvas do fabricante.

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Quanto custa

especificar pelo menor preço? A adjudicação de equipamentos críticos pelo menor preço de aquisição considera apenas uma parcela do custo econômico do ativo. Em equipamentos rotativos, por exemplo, energia, manutenção e indisponibilidade podem superar com larga margem o valor pago na compra. Um exemplo citado na literatura de bombas mostra como a energia pode dominar o custo ao longo da vida útil: em determinadas condições de operação contínua, o gasto energético anual pode superar o custo instalado do equipamento. O exemplo é específico e não deve ser transformado em regra geral, mas ilustra o problema: uma diferença relativamente

pequena no CAPEX pode ser irrelevante diante de quinze anos de OPEX. Esse desalinhamento é também organizacional. Quem aprova a compra nem sempre é quem paga a conta de energia, administra a manutenção ou responde pela disponibilidade três anos depois. Quando CAPEX e OPEX são avaliados separadamente, uma economia no projeto pode reaparecer como despesa operacional recorrente. Por isso, o critério mais robusto não é simplesmente comprar o equipamento mais caro nem o mais barato, mas comparar alternativas pelo valor econômico produzido ao longo do ciclo de vida.

A compra acontece uma vez. A operação cobra todos os dias.

CAPEX

OPEX

O desembolso inicial

O custo que se repete

Aquisição

Energia

Instalação

Manutenção

Comissionamento

Operação

Comparar pelo TCO inclui também os efeitos da indisponibilidade e os custos de fim de vida aplicáveis ao ativo.

116 nº407 Petro & Química

matéria de capa

Quanto custa ignorar

o Custo Total de Propriedade (TCO)? O TCO reúne as principais categorias de custo associadas a um ativo ao longo de sua vida: aquisição, instalação, energia, manutenção preventiva e corretiva, indisponibilidade, treinamento e, quando aplicável, descomissionamento e disposição. Em análises mais completas, os custos são trazidos a valor presente para permitir comparação entre alternativas. A lógica é simples: um equipamento de menor preço pode apresentar TCO maior se consumir mais energia, exigir manutenção

mais frequente ou aumentar o risco de parada. Ignorar esse efeito não elimina o custo; apenas o desloca do orçamento de CAPEX para o OPEX, onde pode ser absorvido durante anos como uma despesa aparentemente normal. Atabelaabaixodeveserlidacomoestrutura de análise, não como uma distribuição universal de TCO. A participação de cada categoria varia fortemente conforme o tipo de ativo, o regime de operação, a criticidade e o custo da indisponibilidade.

Categoria de custo

Participação / ordem de grandeza

Observação

Aquisição, instalação e comissionamento

Parcela inicial

É a parcela mais visível na decisão de compra.

Energia

Pode dominar o TCO de equipamentos rotativos

Depende de potência, horas de operação e preço da energia.

Manutenção e reparos

Variável por criticidade e regime

Tende a crescer quando o equipamento opera fora de sua região adequada.

Indisponibilidade

Potencialmente muito alta em ativos críticos

O custo depende do valor da produção perdida e da duração da parada.

Descomissionamento e disposição

Variável

Pode ganhar peso em ativos offshore e projetos com requisitos ambientais específicos.

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Produtividade, confiabilidade, energia

e emissões ao longo de décadas Em ativos industriais de longa vida, uma decisão tomada no FEED ou no projeto básico é repetida, na prática, milhares de vezes ao longo da operação. Cada hora em que uma bomba consome energia além do necessário ou uma válvula trabalha fora de sua região adequada reproduz o efeito econômico da decisão original. Bombas e válvulas mal especificadas nem sempre falham de forma abrupta. A degradação pode aparecer como aumento de vibração, menor vida de selos e mancais, redução do MTBF, maior frequência de intervenções e menor disponibilidade do trem de processo. Em ativos de produção contínua, o custo de uma hora de indisponibilidade pode superar em muito o valor economizado na compra. Sistemas de bombeamento representam uma parcela relevante do consumo elétrico industrial. O DOE e o Hydraulic Institute destacam que a otimização deve ser feita no nível do sistema, considerando bomba, motor, tubulação, válvulas, controle e perfil de demanda. Isso é importante porque substituir apenas um componente pode não corrigir

118 nº407 Petro & Química

um sistema hidraulicamente mal dimensionado. Acionamentos de velocidade variável podem ser uma alternativa eficiente quando a demanda varia, mas não constituem uma solução automática. A economia depende da curva do sistema, da faixa de vazão, da estratégia de controle e da interação entre bomba e processo. A relação entre eficiência energética e emissões é direta quando a energia consumida está associada a uma matriz emissora: reduzir a energia necessária para entregar a mesma vazão ou pressão reduz as emissões associadas à geração elétrica. Em óleo e gás, existe ainda a dimensão das emissões fugitivas, especialmente em componentes de processo sujeitos a requisitos de monitoramento e reparo. O ponto importante é evitar atribuições lineares demais: a emissão evitada depende da matriz elétrica, do fator de emissão utilizado, do perfil de operação e, no caso de emissões fugitivas, do tipo de componente, fluido, sistema de vedação e regime regulatório.

matéria de capa

Normas, conformidade

e verificação de fornecedores Normas não substituem engenharia de aplicação. Elas estabelecem requisitos, métodos de ensaio, materiais, interfaces, documentação e critérios de qualidade que precisam ser incorporados à especificação e à inspeção. Para bombas centrífugas destinadas às indústrias de petróleo, petroquímica e gás natural, a API Std 610 é uma referência central. A edição atualmente identificada no catálogo da API é a 12ª edição, publicada em janeiro de 2021. Essa edição substitui a 11ª edição da norma. Para válvulas de dutos, a API Spec 6D é uma referência importante. Para outros tipos de válvulas, aplicam-se normas diferentes, como API 600, API 602 e API 598, conforme o equipamento e a aplicação. ASME B16.34 também tem papel relevante em requisitos de projeto e pressão para determinadas categorias de válvulas. API Spec Q1, por sua vez, trata do sistema de gestão da qualidade aplicável a organizações de manufatura dentro do programa correspondente. É importante não confundir certificação de sistema de gestão com demonstração, isoladamente, de que cada equipamento entregue atende à aplicação específica. A própria estrutura do programa de certificação da API reforça a necessidade de verificar o escopo: a API Composite

List permite consultar, em tempo real, empresas, certificações, licenças, produtos e status. O comprador deve cruzar a licença informada pelo fornecedor com o escopo efetivamente aplicável ao produto adquirido. A verificação documental deve ser complementada por rastreabilidade dos materiais e testes, quando previstos na especificação: MTRs, certificados, número de série, identificação do corpo e dos componentes, registros de inspeção e, para equipamentos críticos, inspeção testemunhada por terceiros. Há ainda um alerta importante sobre generalizações geográficas. O risco de documentação incompleta, certificado inválido ou produto não conforme não é uma característica de uma nacionalidade específica. Fabricantes chineses, assim como fornecedores de outras origens, apresentam níveis distintos de capacidade, certificação, rastreabilidade e experiência. A variável técnica relevante é o sistema de qualificação e verificação aplicado ao fornecedor e ao produto. Em outras palavras: certificação é evidência importante, mas não substitui a especificação, a verificação do escopo, a inspeção, os testes e a confirmação de que o equipamento entregue corresponde ao que foi contratado.

Para aprofundar o tema da gestão da qualidade, confira a matéria sobre a API Spec Q1 na edição 406 da Petro & Química

Petro & Química nº407

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Conectando engenharia, finanças e sustentabilidade As perguntas deste texto convergem para uma conclusão: especificar um equipamento crítico é também tomar uma decisão econômica e ambiental de longo prazo. A engenharia define o desempenho possível; a operação transforma esse desempenho em consumo, disponibilidade e manutenção; e a gestão financeira converte esses efeitos em TCO. Para o setor de óleo e gás em transição, que precisa manter ativos legados confiáveis e, ao mesmo tempo, incorporar

equipamentos e processos associados a captura decarbono, hidrogênio, eletrificação e eólica offshore —, especificar por TCO é mais do que uma boa prática de engenharia. É uma forma de reduzir risco econômico e melhorar a qualidade das decisões de descarbonização. Uma meta ambiental baseada apenas em valores de projeto, sem confrontar o desempenho real do ativo, corre o risco de ignorar parte relevante das emissões e do consumo efetivamente produzidos durante a operação.

Decisão de especificação

Consequência técnica

Consequência econômica

Consequência ambiental

Válvula superdimensionada

Menor autoridade e resolução; possibilidade de instabilidade e, conforme o serviço, cavitação ou flashing

Maior dissipação de energia, desgaste e manutenção

Potencial aumento de emissões fugitivas quando desgaste e vedação forem afetados

Bomba fora do BEP

Recirculação, cargas radiais, vibração e desgaste

Maior consumo, manutenção e risco de indisponibilidade

Maior consumo elétrico e emissões associadas

Compra pelo menor preço

Pode reduzir recursos destinados a engenharia, inspeção ou qualidade, dependendo da estratégia de aquisição

Maior risco de custo total de propriedade (TCO)

Mais intervenções, substituições e geração de resíduos ao longo da vida

TCO ignorado

Decisão baseada apenas no CAPEX, sem visão do ciclo de vida

Transferência de custos do CAPEX para o OPEX

Dificulta quantificar e gerenciar impactos ambientais durante a vida útil

120 nº407 Petro & Química

matéria de capa

Decidir pelo ciclo de vida

O custo oculto da má especificação não é apenas uma questão de preço. Ele aparece quando uma decisão tomada na engenharia se transforma, anos depois, em energia desperdiçada, manutenção recorrente, indisponibilidade, emissões ou perda de desempenho. A resposta não é especificar sempre o equipamento mais robusto ou mais caro. É especificar de forma compatível com a aplicação, o regime operacional, a criticidade e o ciclo de vida do ativo;

comparar alternativas pelo TCO; verificar a conformidade documental e técnica; e reavaliar o desempenho quando as condições de processo mudarem. Em ativos projetados para operar por décadas, o menor preço de aquisição pode ser uma economia pequena diante do custo acumulado de uma decisão inadequada. O desafio da engenharia é justamente tornar esse custo visível antes que ele chegue à operação.

Tornar o custo visível antes da operação 01

Especificar

Comparar

Verificar

Reavaliar

Aplicação, regime operacional, criticidade e ciclo de vida.

Alternativas pelo custo total de propriedade.

Conformidade documental e técnica do equipamento.

Desempenho quando as condições do processo mudarem.

Petro & Química nº407

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Gás natural

e descarbonização A abertura do mercado de gás natural brasileiro segue como um dos temas regulatórios mais debatidos da programação oficial, reunindo IBP, academia e distribuidoras em torno de um mesmo ponto: a competição no setor de gás depende menos da existência de reservas e mais da modernização do ambiente regulatório - infraestrutura de transporte, regras de acesso a gasodutos e previsibilidade de preços. Em paralelo, painéis específicos sobre planejamento energético contrastam o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2035) com o Plano Nacional de Energia (PNE 2055), evidenciando o desafio de compatibilizar metas de curto e de longo prazo em um setor no qual decisões de investimento amadurecem em ciclos de décadas. O tema ganhou um capítulo concreto poucos dias antes da abertura do evento: em 10 de setembro, Petrobras e PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.) firmaram acordo que designa a estatal como agente comercializador do gás natural da União, destravando a realização do primeiro Leilão de Gás Natural da União, previsto para outubro. O episódio funciona, na prática, como um estudo de caso ao vivo

122 nº407 Petro & Química

da própria discussão que a ROG.e 2026 se propõe a promover: a controvérsia entre as duas empresas sobre o acesso às infraestruturas de escoamento e processamento do Pré-sal já havia levado a ANP, em julho, a atuar de ofício pela primeira vez sob o novo desenho regulatório da Nova Lei do Gás — e a solução comercial encontrada em setembro não substitui a regulamentação definitiva sobre acesso de terceiros a gasodutos e instalações de processamento, ainda em consulta pública na própria Agência, com audiência prevista para outubro. Do lado da descarbonização do upstream, a Petrobras leva à ROG.e 2026 seu roteiro de redução de emissões de metano e seu roadmap de descarbonização em exploração e produção, dialogando com operadoras internacionais como a TotalEnergies sobre práticas de mitigação. É a mesma lógica de gestão de ativo crítico agora aplicada não à eficiência operacional isolada, mas à métrica de carbono que passa a condicionar o acesso a capital e a licença social para operar, fechando o círculo entre engenharia de ativo, competitividade financeira e agenda climática que estrutura esta edição.

matéria de capa

O acesso negociado a infraestruturas essenciais de gás natural no Brasil: da Nova Lei do Gás à regulamentação em curso na ANP A efetividade do acesso de terceiros às infraestruturas essenciais de gás natural - gasodutos de escoamento da produção, instalações de tratamento e processamento e terminais de GNL - é um dos pontos centrais para a abertura competitiva do mercado brasileiro de gás, prevista pela Lei nº 14.134/2021, a Nova Lei do Gás. A questão ganhou uma dimensão concreta em 2026 com a controvérsia

envolvendo a Petrobras e a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) sobre o acesso às infraestruturas de escoamento e processamento do gás natural da União. Em setembro, um acordo entre as duas empresas abriu caminho para a comercialização desse gás e para a realização do primeiro Leilão de Gás Natural da União, mas não encerra a discussão regulatória mais ampla sobre o acesso de terceiros às infraestruturas essenciais.

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Contexto regulatório

O art. 28 da Lei nº 14.134/2021 assegurou o acesso não discriminatório e negociado de terceiros interessados aos gasodutos de escoamento da produção, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de GNL, superando o paradigma de acesso não obrigatório da Lei nº 11.909/2009. Trata-se de uma mudança estrutural. Sob a legislação anterior, o proprietário da infraestrutura podia, na prática, recusar o acesso de terceiros sem consequência regulatória direta. Sob a Nova Lei do Gás, o acesso passa a ser um direito assegurado, ainda que “negociado”, isto é, com termos técnicos, comerciais e remuneratórios definidos entre as partes, dentro de parâmetros de transparência, boa-fé e supervisão regulatória da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A regulamentação desse direito, no entanto, avança em etapas. O Decreto

nº 10.712/2021 regulamentou a Lei nº 14.134/2021 de forma geral, e o Decreto nº 12.153/2024 o alterou substancialmente, introduzindo o Capítulo I-A sobre abastecimento nacional de gás natural, biometano e energéticos equivalentes e ampliando as competências da ANP para promover a regulamentação dos elos da cadeia de abastecimento, autorizar novas infraestruturas e adotar medidas de proteção ao consumidor quanto a preço, incluindo, em situações específicas, a determinação de redução de reinjeção de gás ou aumento de produção em campos maduros. Com base no art. 22-E, §§ 1º e 2º, desse arcabouço, a ANP conduz processos regulatórios organizados na Agenda Regulatória do biênio 2025-2026. A Ação 2.4 trata dos terminais de GNL, enquanto a Ação 2.10 trata dos gasodutos de escoamento da produção e das instalações de tratamento ou processamento.

marca eventos com maior repercussão institucional (publicação de norma, acordo comercial, leilão, audiência pública decisiva)

Fontes: ANP, ABEGÁS, InfoMoney, Agência INFRA, PetroNotícias, Malties Filho - ver referências completas no pôster técnico. Eixo não é proporcional ao tempo real.

124 nº407 Petro & Química

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Retroatividade regulatória sobre contratos vigentes Segundo a ANP, a minuta em consulta prevê que instrumentos contratuais vigentes - contratos de suprimento, contratos de acesso a infraestruturas, entre outros poderão ser adequados caso seja identificada dissonância com normas legais, regulamentares ou boas práticas internacionais da indústria, conforme o art. 22-E, §§ 1º e 2º, do Decreto nº 10.712/2021. Mais especificamente, com base nesse dispositivo combinado ao art. 28 da Lei nº 14.134/2021, os contratos de acesso às

infraestruturas vigentes poderão ser adequados diante da evolução regulatória da ANP, da atualização das regras de acesso de terceiros ou dos códigos de conduta e prática de acesso. Do ponto de vista da segurança jurídica para investidores e carregadores, isso significa que contratos de longo prazo firmados antes da regulamentação definitiva não estão necessariamente blindados de ajustes supervenientes.

Retenção de capacidade e barreira a novos entrantes A minuta propõe mecanismos para evitar que a contratação antecipada de capacidade limite a disponibilidade futura da infraestrutura. Entre eles estão a preferência do proprietário, para utilização prioritária da capacidade necessária às próprias operações; a cessão ou renúncia voluntária de capacidade; a oferta obrigatória de serviços interruptíveis sobre capacidade ociosa; e mecanismos

de estímulo à eficiência, à competitividade e à redução da concentração na oferta de gás natural, nos termos do art. 33 da Lei nº 14.134/2021. A questão é particularmente relevante em infraestruturas de escoamento e processamento, nas quais a capacidade existente pode representar uma barreira física e econômica à entrada de novos produtores e comercializadores.

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Conciliação entre acesso negociado e não discriminação A ANP enquadra o acesso negociado e o princípio da não discriminação como complementares, não conflitantes. A Nova Lei do Gás assegura simultaneamente os dois atributos. A efetividade prática do princípio não discriminatório depende, segundo a resposta da Agência, de três pilares: procedimentos padronizados para solicitação e contratação de capacidade por terceiros; diretrizes para definição de termos, condições e remuneração justa e adequada; e transparência obrigatória de

informações, incluindo descrição técnica das instalações, capacidades nominais, operacionais, reservadas, utilizadas, disponíveis e ociosas, remuneração dos serviços e especificações de gás natural admitidas. O objetivo é fazer com que o acesso previsto na legislação possa ser exercido em condições efetivamente comparáveis pelos diferentes agentes, reduzindo a assimetria de informação e o poder de negociação associado à propriedade de infraestruturas essenciais.

Atuação de ofício da ANP

A possibilidade de a ANP agir por iniciativa própria na solução de controvérsias não é uma inovação da regulamentação em curso. A faculdade já havia sido atribuída à Agência pelo art. 16, § 2º, do Decreto nº 10.712/2021, com fundamento no art. 28, § 4º, da Lei nº 14.134/2021. Em julho de 2026, a diretoria colegiada da ANP aprovou a atuação de ofício para verificar a existência de controvérsias relacionadas ao acesso ao escoamento e ao processamento do gás natural envolvendo a PPSA 126 nº407 Petro & Química

e a Petrobras. A controvérsia vinha sendo negociada havia aproximadamente quatro anos e estava relacionada às condições de acesso às infraestruturas necessárias para a comercialização do gás natural da União. O episódio tornou concreta uma questão que a regulamentação geral ainda precisa enfrentar: o direito legal de acesso somente produz efeito econômico quando as condições técnicas, comerciais e remuneratórias permitem que esse acesso seja efetivamente utilizado.

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O caso Petrobras-PPSA e a

comercialização do gás da União O caso Petrobras-PPSA ganhou nova configuração em 10 de setembro de 2026, quando as duas empresas concluíram um acordo que designa a Petrobras como agente comercial da União para a comercialização do gás natural. O acordo contempla a compra e venda de gás rico e de gás processado e permite que a PPSA ofereça ao mercado volumes firmes de gás processado da União. Com isso, avançam as condições necessárias para a realização do primeiro Leilão de Gás Natural da União, previsto para outubro, com possibilidade de se estender até o início de novembro, segundo executivos da própria PPSA. A mudança é relevante porque desloca o caso de uma situação em que a controvérsia sobre o acesso às infraestruturas constituía um obstáculo à comercialização para uma etapa em que existe uma solução comercial capaz de viabilizar o primeiro leilão. Isso não significa, porém, que a questão regulatória esteja encerrada: o acordo entre

Petrobras e PPSA constitui uma solução específica para a comercialização do gás da União, enquanto a regulamentação da ANP trata de uma questão mais ampla, a de estabelecer as condições gerais para que terceiros possam acessar infraestruturas essenciais de maneira não discriminatória, transparente e economicamente viável. Essa diferença é importante, e o próprio desenho do acordo reforça esse ponto: firmado por um prazo de três anos, o instrumento prevê que a PPSA poderá deixar o arranjo antes desse prazo caso a regulamentação da ANP sobre acesso de terceiros a infraestruturas seja concluída em condições mais vantajosas. Ou seja, mesmo as partes que construíram a solução comercial a tratam como provisória - uma ponte para viabilizar o primeiro leilão, não um substituto para as regras gerais capazes de orientar futuros contratos, definir procedimentos de acesso, disciplinar a utilização de capacidade e estabelecer mecanismos para solução de controvérsias.

Do acordo às regras de acesso A solução comercial

A regra geral

O acordo Petrobras-PPSA viabiliza a comercialização do gás da União e abre caminho para o primeiro leilão.

A regulamentação deve estabelecer as condições de acesso às infraestruturas essenciais para os diferentes agentes.

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Viabilidade econômica do acesso formal A existência formal do direito de acesso não garante, por si só, sua efetividade econômica. Tarifas, cláusulas contratuais, capacidade disponível, condições operacionais e responsabilidades associadas à utilização da infraestrutura podem determinar se o acesso previsto pela legislação será efetivamente exercido. Foi justamente nesse ponto que o caso Petrobras-PPSA ganhou relevância para a discussão regulatória. A controvérsia evidenciou que o acesso a uma infraestrutura essencial envolve não apenas a possibilidade jurídica de entrada, mas também as condições econômicas sob as quais essa

entrada pode ocorrer. O acordo de setembro demonstra que uma solução comercial pode ser construída para viabilizar a comercialização do gás da União. A regulamentação geral deverá estabelecer em que condições soluções semelhantes poderão ser estruturadas para outros agentes, sem que a negociação individual se transforme em barreira à entrada. Esse é um dos pontos centrais da Consulta Pública nº 13/2026, da ANP, voltada ao acesso não discriminatório e negociado de terceiros aos gasodutos de escoamento da produção e às instalações de tratamento ou processamento.

Estado do processo regulatório Ação regulatória

Escopo

Situação em setembro de 2026

Ação 2.4

Acesso a terminais de GNL

Regulamentada pela Resolução ANP nº 1.003/2026

Ação 2.4 segunda etapa

Resolução de conflitos de acesso a infraestruturas essenciais

Em desenvolvimento

Ação 2.10

Acesso a gasodutos de escoamento e instalações de tratamento/processamento

Consulta Pública nº 13/2026, com contribuições até 14 de setembro e audiência pública prevista para 1º de outubro

Caso PetrobrasPPSA

Comercialização do gás natural da União e acesso ao SIE/SIP

Acordo firmado em 10 de setembro; Petrobras designada agente comercial da União; primeiro leilão previsto para outubro/início de novembro

A Resolução ANP nº 1.003/2026 pode ser localizada no site da ANP e também no compilador jurídico privado leis.org

128 nº407 Petro & Química

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Implicações para a cadeia de fornecedores e operadores A evolução do marco regulatório e o caso Petrobras-PPSA produzem efeitos que ultrapassam a relação entre produtores e operadores de infraestrutura. Para carregadores e operadores, contratos de acesso a infraestruturas essenciais devem considerar a possibilidade de alterações regulatórias supervenientes, o que aumenta a importância de cláusulas de adaptação, mecanismos de governança e acompanhamento permanente da regulamentação. Para novos produtores e comercializadores, os mecanismos destinados a evitar retenção de capacidade podem reduzir uma das barreiras estruturais à entrada no mercado. A possibilidade de cessão ou renúncia de capacidade e a utilização de capacidade ociosa criam condições para que a infraestrutura existente

seja utilizada por um número maior de agentes. Para os fornecedores de equipamentos e serviços, a abertura do mercado de gás também altera o horizonte de investimentos. Maior utilização de sistemas de escoamento, processamento, transporte e distribuição significa demanda potencial por expansão, adequação e modernização de instalações, além de sistemas de medição, controle, automação, segurança e gestão operacional. O caso Petrobras-PPSA acrescenta uma dimensão econômica a esse processo. A disponibilidade de gás natural da União só se transforma em oferta comercial quando existe uma cadeia capaz de conectar a molécula produzida no présal ao processamento, à infraestrutura de transporte e aos consumidores.

Onde a abertura pode gerar demanda

Instalações

Instrumentação

Operação

Expansão, adequação e modernização da infraestrutura.

Sistemas de medição, controle e automação.

Segurança e gestão operacional ao longo da cadeia.

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Da produção ao mercado

Produzir mais é parte do desafio. Conectar a produção aos mercados exige infraestrutura integrada e condições de acesso capazes de sustentar novos investimentos.

O modelo de acesso negociado e não discriminatório estabelecido pela Nova Lei do Gás entrou, em setembro de 2026, em uma etapa de aplicação mais concreta. O acesso a terminais de GNL já conta com regulamentação específica, enquanto as regras para gasodutos de escoamento e instalações de tratamento e processamento continuam em processo de definição pela ANP. Nesse contexto, o caso Petrobras-PPSA deixa de ser apenas uma controvérsia sobre acesso a infraestrutura e passa a funcionar como referência prática para a discussão sobre como o gás da União pode chegar ao mercado. A atuação de ofício aprovada pela ANP em julho mostrou a relevância regulatória do conflito. O acordo firmado em setembro entre Petrobras e PPSA, por sua vez, criou as condições comerciais para avançar com a oferta do gás natural da União e com o primeiro leilão, previsto para outubro. São movimentos complementares, mas não equivalentes. O acordo resolve uma etapa específica da comercialização do gás da União. A regulamentação da ANP deverá estabelecer as condições gerais para que o acesso às infraestruturas essenciais possa 130 nº407 Petro & Química

ser exercido por diferentes agentes de maneira transparente, não discriminatória e economicamente viável. Essa distinção será decisiva para a próxima fase do mercado brasileiro de gás. O país dispõe de volumes crescentes de gás associados à produção do pré-sal, mas a transformação desse recurso em valor econômico depende de uma cadeia integrada de escoamento, processamento, transporte, comercialização e consumo. O primeiro leilão de gás da União será, portanto, uma operação comercial e também um teste para essa arquitetura. A questão que permanece é se a solução construída para colocar o gás da União no mercado poderá ser acompanhada por um ambiente regulatório capaz de permitir que outros agentes tenham acesso efetivo às mesmas infraestruturas. Para um país que desenvolveu capacidade tecnológica para produzir petróleo e gás em águas profundas e ultraprofundas, esse é o próximo desafio de infraestrutura: não apenas produzir mais, mas conectar a produção a mercados em condições capazes de sustentar novos investimentos, maior competição e uma cadeia de gás mais integrada.

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O mesmo roteiro

visto de ângulos diferentes Percorrido esse caminho - do ativo físico ao sistema produtivo, do sistema à indústria, da indústria ao tabuleiro geopolítico -, fica mais fácil enxergar por que a ROG.e 2026 se recusa a ser descrita apenas como um congresso técnico. Uma válvula superdimensionada em um campo maduro do pós-sal, uma licença negada e depois concedida na foz do Amazonas, um déficit de 5,1 mil técnicos, um leilão de hidrogênio ainda por vir e um sensor que aprende a prever sua própria falha não são temas paralelos disputando espaço na grade de programação: são a mesma pergunta — quem vai produzir a energia do Brasil, com que gente, que tecnologia, que dinheiro e sob que licença social respondida em camadas diferentes, por atores diferentes, na mesma semana e no mesmo Riocentro. É por isso que a ambição do IBP de transformar o evento no “maior festival

de energia do planeta” talvez não seja só uma frase de efeito. Um festival, afinal, não é uma sequência de atrações independentes: é a experiência de ver, num mesmo lugar e ao mesmo tempo, todas as partes de algo que, vivido separadamente, pareceria menor. Em 2026, essa parte-por-parte é a Bacia de Santos comemorando duas décadas de maturidade a poucos metros de painéis sobre uma fronteira exploratória ainda em disputa; é o custo total de propriedade de uma bomba entrando na mesma conversa que o custo de capital de um financiamento verde; é a inteligência artificial que já opera no chão de fábrica dividindo protagonismo com o alerta de que faltará gente para operá-la. Nenhuma dessas histórias se explica sozinha. Contadas juntas, formam o único roteiro que, de fato, importa: o da energia que o país vai produzir. E como.

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opinião

A rota que está destravando o mercado de biometano no Brasil Como a maior operação logística do país movida a gás renovável conecta resíduos da cana, transporte pesado e a expansão do biogás e do biometano nacional

Lançada oficialmente em maio de 2026, mas em operação desde abril de 2024, a BioRota Copersucar se consolidou como a maior operação de logística sustentável movida a biometano do Brasil. O projeto substitui diesel por biometano produzido a partir de resíduos da cana-de-açúcar no transporte rodoviário de açúcar até o Porto de Santos e, mais do que uma iniciativa pontual de descarbonização, tornou-se um caso de referência para discutir como estruturar 132 nº407 Petro & Química

demanda, oferta e infraestrutura no mercado brasileiro de biogás e biometano. Para entender os fundamentos técnicos e estratégicos por trás do projeto, e o que ele revela sobre os próximos passos do setor, conversamos com a Copersucar sobre os fatores que permitiram estruturar a BioRota, a equação econômica do biometano frente ao diesel, os limites atuais de expansão e o potencial de replicação do modelo para outras cadeias agroindustriais.

opinião

Os quatro pilares que estruturaram a BioRota A BioRota foi estruturada a partir da combinação de quatro fatores fundamentais: a disponibilidade de biometano produzido no próprio Ecossistema Copersucar, uma operação logística de escala já consolidada, a definição de uma rota com demanda recorrente e a construção de parcerias de longo prazo com transportadoras. Na prática, isso significa que o projeto não

nasceu de uma aposta isolada em tecnologia, mas da conexão de elementos que já existiam na cadeia sucroenergética: produção de biometano a partir de resíduos, um corredor logístico já percorrido diariamente por centenas de caminhões e um comprador a própria Copersucar - capaz de sustentar previsibilidade de demanda desde o primeiro dia.

@Copersucar

Resíduo vira energia: a nova equação econômica do biometano

“

A economia circular deixa de ser apenas uma iniciativa ambiental e passa a integrar a estratégia de eficiência e competitividade do negócio.”

Rodrigo Lima, Diretor de Logística e Operações da Copersucar O biometano da BioRota é produzido a partir dos resíduos da própria cadeia sucroenergética, o que muda significativamente a equação econômica da operação, especialmente no longo prazo. Ao transformar um subproduto em fonte adicional de energia renovável, a companhia reduz a dependência de combustíveis fósseis e cria novas possibilidades de geração de valor. Segundo estudo da própria Copersucar, o biometano reduz mais de 90% das emissões de CO₂ em comparação ao diesel e apresenta

custo operacional, em média, 30% inferior uma competitividade que se sustenta mesmo sem considerar os atributos ambientais do combustível. Há ainda um ganho que extrapola a operação logística: ao substituir combustíveis fósseis, o biometano contribui para reduzir a intensidade de carbono do açúcar e do etanol produzidos pelas usinas associadas. A economia circular deixa, assim, de ser apenas uma iniciativa ambiental e passa a integrar a estratégia de eficiência e competitividade do negócio como um todo. Petro & Química nº407

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opinião @Barbosa Neto/Divulgação

Produção descentralizada: a lógica por trás da proximidade Um dos diferenciais do biometano frente ao gás natural fóssil é a possibilidade de produção descentralizada, próxima às regiões onde existe demanda, o que reduz distâncias e custos de movimentação do combustível. Na BioRota, essa lógica é particularmente relevante porque a produção está integrada à própria cadeia que gera a demanda logística. O biometano utilizado pelos caminhões da BioRota é produzido nas duas unidades da Cocal, acionista da Copersucar e pioneira na produção de biometano no setor sucroenergético brasileiro,

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localizadas em Narandiba e Paraguaçu Paulista, no interior de São Paulo. As duas plantas somam capacidade de até 85 mil m³/dia de biometano durante o período de safra - 25 mil m³/dia em Narandiba e 60 mil m³/dia em Paraguaçu Paulista -, volume suficiente para abastecer a frota que roda entre as usinas associadas e os terminais de exportação em Santos. Essa integração conecta produção, abastecimento e consumo em uma mesma operação, reduzindo a complexidade logística que normalmente encareceria a adoção de um combustível ainda pouco distribuído no país.

opinião

BioRota: o que mudou desde o lançamento Passados mais de dois anos de operação, a BioRota já apresenta um histórico consistente o suficiente para

ser tratado como prova de conceito em escala comercial, não mais como piloto.

Segundo dados divulgados pela Copersucar ao longo de 2026: • A frota soma hoje mais de 80 caminhões movidos a biometano, ante os cerca de 70 registrados no lançamento oficial do projeto, em maio; • Entre abril de 2024 e março de 2026, a operação realizou mais de 13 mil viagens, percorrendo cerca de 11 milhões de quilômetros; • Nesse período, os caminhões transportaram cerca de 600 mil toneladas de açúcar até o Porto de Santos - volume que, segundo apresentação mais recente da companhia, já superou 1 milhão de toneladas somando usinas, terminais de transbordo e o porto; • A substituição de diesel por biometano evitou o consumo de cerca de 5 milhões de litros do combustível fóssil e a emissão de mais de 8 mil toneladas de CO₂; • O projeto nasceu em parceria com a transportadora Reiter, pioneira em frotas a gás no país, e hoje conta com sete transportadoras convertidas ao biometano. A Copersucar afirma que o objetivo da BioRota nunca foi restrito à própria frota contratada pela empresa. Na visão da companhia, o projeto deve funcionar como vitrine para qualquer operador

de transporte rodoviário, segmento que responde por cerca de 65% da movimentação de cargas no Brasil, hoje quase integralmente dependente de diesel.

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opinião

O que ainda limita a expansão da frota Apesar dos resultados, a Copersucar reconhece que ampliar a competitividade e a disponibilidade de caminhões movidos a biometano em escala segue sendo um dos principais desafios do projeto. A diferença de investimento entre caminhões a gás e modelos a diesel vem diminuindo de forma significativa, tornando a tecnologia cada vez mais competitiva, mas a operação ainda precisa de previsibilidade e utilização suficientes para que o investimento em novos veículos seja economicamente atrativo ao longo do tempo. A expansão da frota também

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depende diretamente da disponibilidade de biometano e de infraestrutura de abastecimento ao longo das rotas. Por isso, a estratégia da Copersucar é avançar de forma escalonada, acompanhando a entrada de novas plantas de biometano em operação e estruturando corredores logísticos capazes de sustentar o crescimento da frota, incluindo novos hubs de abastecimento já anunciados para o corredor formado pela BR050 e pela SP-330, com acesso ao Triângulo Mineiro e ao Sul de Goiás, e a meta de superar dez unidades pelo interior do país nos próximos cinco anos.

opinião

Um modelo replicável para outras cadeias agroindustriais Para a Copersucar, a experiência da BioRota demonstra que o modelo pode ser replicado em outras cadeias e operações de transporte pesado, desde que exista uma combinação adequada entre oferta de biometano, demanda recorrente, infraestrutura de abastecimento e rotas com utilização suficiente. Um dos principais aprendizados do projeto, segundo a companhia, é a

@Cocal/Rodrigo Paiva

“

importância de conectar todos os elos da cadeia: produtores de biometano, distribuidores, transportadoras e embarcadores precisam atuar de forma coordenada para criar previsibilidade, reduzir riscos e viabilizar os investimentos necessários, uma lógica de coordenação que vale tanto para o agronegócio quanto para outros setores com operações logísticas rodoviárias intensivas.

Produtores de biometano, distribuidores, transportadoras e embarcadores precisam atuar de forma coordenada para criar previsibilidade, reduzir riscos e viabilizar os investimentos necessários.”

Rodrigo Lima, Diretor de Logística e Operações da Copersucar

Biometano e biodiesel: coexistência, não competição Questionada sobre como avalia a combinação entre biometano e biodiesel na mesma operação logística, a Copersucar é direta: são soluções com aplicações diferentes, que podem compor uma estratégia mais ampla de descarbonização do transporte de acordo com as características de cada operação. No caso da BioRota, a proposta é substituir o diesel por biometano nas rotas em que existem condições para isso. A leitura da companhia é que a transição energética do transporte pesado não

dependerá de uma única tecnologia, diferentes soluções devem coexistir, conforme a disponibilidade de combustível, a infraestrutura, as características da rota e o perfil da operação. No caso do biometano, a vantagem está em contar com uma molécula renovável, produzida a partir de resíduos da própria cadeia sucroenergética, com tecnologia veicular já disponível comercialmente. A BioRota, segundo a Copersucar, demonstra em escala comercial que essa substituição já é possível hoje, não depende de avanços tecnológicos futuros. Petro & Química nº407

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opinião

O potencial do uso agrícola e industrial Além da logística externa, a Copersucar identifica um potencial expressivo de uso do biometano dentro das próprias operações agrícolas e industriais das usinas associadas. Nas aplicações internas das usinas, o combustível tem potencial para substituir cerca de 175 milhões de litros de diesel por ano, evitando aproximadamente 435 mil toneladas de CO₂ equivalente anualmente.

Esse tipo de aplicação amplia o aproveitamento energético da biomassa para além da logística de exportação, reduzindo a dependência de combustíveis fósseis também nas frentes agrícola e industrial, e reforça a meta declarada pela companhia de que, nos próximos anos, todas as 42 usinas associadas ao Ecossistema Copersucar passem a produzir e utilizar biometano em suas operações.

Contratos de longo prazo como base para o investimento características de cada caso, equilibrando oferta de combustível, demanda de transporte, disponibilidade de veículos e infraestrutura de abastecimento. De forma mais ampla, a companhia avalia que a expansão do mercado de biometano dependerá da capacidade de integrar esses diferentes elos e criar condições para que produtores, transportadoras e embarcadores tomem decisões de investimento com maior previsibilidade, e aponta a formação de demanda e a coordenação da cadeia como fatores centrais para ampliar a escala da solução.

@Cocal

Relações comerciais de longo prazo entre produtores de biometano, transportadoras e embarcadores podem dar maior previsibilidade aos diferentes participantes da cadeia e ajudar a viabilizar investimentos. No caso da BioRota, esse tipo de estrutura foi importante para criar condições para que as transportadoras investissem na incorporação de caminhões a biometano à operação. A Copersucar pondera, no entanto, que contratos de longo prazo não são condição obrigatória para todas as operações: a estrutura comercial precisa considerar as

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opinião

Por que a BioRota importa para o mercado brasileiro de biogás e biometano O momento da BioRota coincide com uma fase de inflexão do setor de biogás e biometano no Brasil. Segundo o Panorama do Biogás 2025, elaborado pelo Centro Internacional de Energias Renováveis (CIBiogás) e apresentado em abril de 2026, o país chegou a 1.803 plantas de biogás em operação, com produção próxima de 5 bilhões de Nm³/ano - crescimento de 5% no número de unidades e de 6% no volume produzido em relação ao ano anterior. Do total produzido, cerca de 34% já é direcionado ao biometano, ainda que apenas uma parcela pequena das plantas - em torno de 3%, segundo estimativas do setor - esteja hoje dedicada a essa rota. Do lado regulatório, o Brasil também avança: dados da ABiogás mostram que o país tinha, em junho de 2026, 20 plantas de biometano formalmente autorizadas pela ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, somando capacidade instalada de cerca de 1,33 milhão de m³/dia, expansão de cinco vezes na capacidade instalada entre 2020 e 2025. Outras 50 plantas estão em processo de autorização, o que pode adicionar mais de 2 milhões de m³/dia em capacidade

potencial. A Lei do Combustível do Futuro, que instituiu metas progressivas de mistura de biometano ao gás natural - começando em 1% em 2026 e subindo até 10% em 2034 - e criou o Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB), é apontada pelo setor como o principal vetor regulatório dessa expansão. Nesse cenário, projeções da própria Copersucar indicam que a produção nacional de biometano pode passar dos atuais 656 mil m³/dia para 2,3 milhões de m³/dia até 2027, enquanto a ABiogás projeta um salto para cerca de 30 milhões de m³/dia até 2030. É nesse contexto que a BioRota ganha uma relevância que ultrapassa os limites da própria operação: ao demonstrar, em escala comercial e com dados públicos e auditáveis, que o biometano já é competitivo frente ao diesel no transporte pesado - um dos segmentos historicamente mais difíceis de descarbonizar -, o projeto contribui para formar a demanda recorrente que o setor aponta como condição para destravar novos investimentos em produção, distribuição e infraestrutura de abastecimento.

Como resumiu o presidente da Copersucar, Tomás Manzano, ao apresentar os resultados do projeto: “o biometano descarboniza economizando”. A frase sintetiza o argumento central que a BioRota vem testando na prática desde 2024. E que, se replicado por outras cadeias e operadores logísticos, pode ser um dos motores da próxima fase de crescimento do biogás e do biometano no Brasil. Petro & Química nº407

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A BioRota não está sozinha Embora seja a maior do tipo no país, a BioRota não é a única iniciativa comercial de biometano aplicada ao transporte no Brasil. Outros três projetos, com tecnologias e modelos de negócio distintos, ilustram como a rota do biometano começa a se espalhar por diferentes elos da logística nacional - do transporte de carga geral à coleta de resíduos e ao transporte público urbano. O projeto prevê a incorporação de 100 caminhões pesados a biometano à frota da TransJordano, equipados com “mochilões”, tanques adicionais que ampliam a autonomia dos veículos para viabilizar operações de longa distância. O biometano é fornecido pela Ultragaz, braço de gases renováveis da Ultrapar, que também será responsável pela operação dos três novos postos de abastecimento a serem construídos em Sumaré, Cubatão e Ribeirão Preto (SP), pontos que, juntos, formam um corredor logístico dedicado no interior

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e no litoral paulista e que estarão abertos ao abastecimento de caminhões de outras transportadoras, não apenas da frota própria. O projeto foi aprovado pelo BNDES em abril de 2026, com financiamento total de R$ 140 milhões, sendo R$ 98 milhões oriundos do Fundo Clima e R$ 42 milhões da linha BNDES Máquinas e Serviços, valor que representa 92% do investimento total da iniciativa. A implantação está em curso. A Marquise Ambiental opera caminhões coletores de resíduos do modelo Scania P 280 XT, equipados com motor Euro 6 e capacidade de rodar com gás natural comprimido e/ ou biometano em qualquer proporção de mistura. O combustível renovável utilizado é produzido a partir de resíduos sólidos urbanos pela GNR Fortaleza, planta pioneira na produção de biometano no Norte e Nordeste do país, resultado de uma parceria entre o Grupo Marquise e a MDC - a mesma unidade que se tornou a primeira do Brasil autorizada pela ANP a injetar biometano diretamente na

opinião

rede de distribuição de gás natural, operada pela Cegás. A frota a biometano/GNV atende hoje as operações de coleta urbana da EcoFor, em Fortaleza (CE), e da EcoOsasco, em Osasco (SP). O projeto piloto foi iniciado em novembro de 2024, com mais de 20 unidades já contratadas junto à Scania; como a Marquise opera uma frota total superior a mil equipamentos em todo o país, a iniciativa sinaliza potencial de escala significativo para os próximos ciclos de renovação de frota. O sistema de transporte público da Região Metropolitana de Goiânia passou a operar ônibus articulados de 18 a 19,2 metros, com chassi Scania K 340 e carroceria Marcopolo, cujos motores já saem de fábrica preparados para funcionar com gás natural, biometano ou qualquer combinação entre os dois combustíveis, solução desenvolvida com apoio técnico da Biomove e da Hexagon Agility. Os veículos circulam no BRT Leste-Oeste, o chamado Eixo Anhanguera, com as oito

primeiras unidades em operação desde março de 2026. O programa da Nova Rede Metropolitana de Transportes Coletivos (RMTC) prevê a incorporação gradual de 501 ônibus movidos a biometano e/ou GNV até dezembro de 2027, cronograma que, se cumprido, tornaria Goiânia o maior sistema de transporte coletivo a biometano/GNV do Brasil e um dos maiores da América Latina. O que esses três casos têm em comum com a BioRota e reforça o argumento da Copersucar sobre replicabilidade é a combinação de oferta de biometano local, demanda recorrente (carga, coleta ou transporte público) e infraestrutura de abastecimento dedicada. A diferença está na origem da matéria-prima (cana-de-açúcar, resíduos sólidos urbanos) e no tipo de operação (transporte de carga entre pontos fixos, coleta urbana, transporte público de passageiros), o que mostra a versatilidade do biometano como vetor de descarbonização para praticamente qualquer operação de transporte pesado no país.

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As transformações que moldam a indústria de energia em discussão na ROG.e por: Nelson Narciso, Presidente da NNF Energy Consultancy e Chair do Comitê Organizador da ROG.e 2026

A indústria de energia atravessa uma transformação que ultrapassa a substituição de fontes, tecnologias e modelos de negócio. O que está em curso é uma reorganização mais ampla das relações entre produção, consumo, infraestrutura, conhecimento, capital, pessoas e sociedade. A agenda que chega à ROG.e 2026 ajuda a enxergar essa mudança. Os temas que mobilizam o setor distribuem-se por diferentes dimensões da cadeia energética, do upstream ao downstream, passando pelo gás natural, pelas soluções de baixo carbono, pela diversificação energética e pelas discussões sobre pessoas, cultura e sociedade. Durante muito tempo, os debates sobre energia foram organizados a partir de segmentos relativamente separados. Cada fonte tinha sua própria lógica, suas tecnologias, seus mercados e seus especialistas. Mas o cenário atual exige maior integração. Petróleo, gás natural, biocombustíveis, eletricidade, fontes renováveis, soluções de baixo carbono 142 nº407 Petro & Química

e novas tecnologias passam a compor uma arquitetura energética cada vez mais conectada. Essa diversidade energética amplia as possibilidades de segurança, competitividade e sustentabilidade. O desafio passa a envolver a combinação adequada de fontes, infraestrutura, regulação, inovação, disponibilidade tecnológica e capacidade de execução. A presença da energia geotérmica na programação da ROG.e 2026 é um bom exemplo. A inclusão do tema amplia o horizonte da discussão e demonstra que a evolução energética se constrói a partir da curiosidade científica, da abertura para novas possibilidades e da disposição para acompanhar tecnologias que ainda ocupam espaços específicos no debate. Transformações estruturais raramente chegam prontas e inicialmente aparecem como pesquisa, experimentação, mudança regulatória, nova competência profissional, comportamento de consumo ou iniciativa localizada. Com o tempo, esses elementos

opinião alteraram cadeias inteiras de valor. E a indústria de energia brasileira possui condições para participar ativamente desse processo. O país reúne recursos naturais, conhecimento técnico, capacidade empresarial, instituições de pesquisa e uma matriz energética diversificada, que criam oportunidades concretas. Outro ponto a destacar é o papel das pessoas. A diversidade humana ocupa lugar estratégico na transformação da indústria por meio da diversidade racial, de gênero, de origem, de formação e de pensamento que amplia o debate, fortalece a capacidade de inovação e aproxima as decisões da realidade social em que a energia produz seus efeitos. A ROG.e 2026 foi concebida com essa visão plural. O Fórum DE&I, a Arena Young Summit, os espaços dedicados à inovação, à cultura, à cadeia de suprimentos e às diferentes áreas técnicas expressam a compreensão de que o futuro da energia depende de múltiplos conhecimentos e experiências. A formação dessa agenda resulta do trabalho voluntário e colaborativo de profissionais que representam diferentes perspectivas do setor. A internacionalização do evento também traduz uma transformação importante, mostrando como a energia sempre esteve conectada a fluxos globais de tecnologia, investimentos, comércio e conhecimento. A presença de palestrantes de diferentes países, a troca com especialistas estrangeiros e a discussão de temas que atravessam fronteiras ampliam o repertório da indústria brasileira. Internacionalizar um evento significa criar condições para comparar experiências, identificar soluções, compreender tendências e posicionar o país em debates relevantes para o futuro

energético global. Essa conexão precisa ser compreendida como via de mão dupla e o Brasil possui aprendizados e capacidades que podem contribuir nesse contexto. A internacionalização também permite apresentar ao mundo as particularidades e as oportunidades do país, fortalecendo sua posição em uma agenda energética que combina recursos, tecnologia, inovação e sustentabilidade. Vejo que a dimensão humana e institucional será cada vez mais determinante para o desenvolvimento da indústria. O resultado de sucesso que esperamos dependerá da qualidade das decisões, da colaboração entre setores, da preparação das novas gerações e da disposição para incluir diferentes vozes na construção dos caminhos. A ROG.e 2026 nasce desse encontro, com eixos temáticos, eventos paralelos, sessões especiais e diálogos que reúnem diferentes olhares em torno de uma agenda comum. Nossa agenda tem como centro a evolução energética para um futuro sustentável, com espaço para a ciência, a inovação, a diversidade, a cooperação e a responsabilidade. O futuro da energia será construído por essa capacidade de conectar pontos. A diversidade energética amplia as alternativas e a diversidade humana melhora as escolhas. A internacionalização expande o repertório. A colaboração transforma conhecimento em capacidade de realização. A energia que move o mundo também se manifesta na vontade de construir, aprender e compartilhar. É essa energia coletiva que a ROG.e 2026 pretende reunir. Uma energia plural, colaborativa e comprometida com um futuro sustentável. Petro & Química nº407

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opinião

Integração energética será o diferencial da indústria brasileira por: Roberto Furian Ardenghy, Presidente e CEO do IBP Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis

O mundo vive hoje um cenário de tensões geopolíticas, riscos sobre rotas estratégicas de abastecimento, pressão por redução de emissões e uma disputa crescente por investimentos, tecnologia e capacidade industrial que afetam a indústria de energia. Nesse ambiente, o Brasil reúne uma combinação privilegiada de recursos, competências e oportunidades. Vejo que o desafio está em transformar essa diversidade energética em vantagem competitiva, segurança para a sociedade e desenvolvimento econômico de longo prazo. Durante a ROG.e 2026, todas complexidades, oportunidades e desafios do setor estarão em discussão, mostrando como a indústria de energia seguirá estratégica para a sociedade e a economia brasileira. É importante destacar que o país já ocupa posição relevante no cenário internacional de óleo e gás. Em 2026, alcançou a marca de 4,4 milhões de barris de petróleo por dia e consolidou-se como o oitavo maior produtor mundial. O setor 144 nº407 Petro & Química

de óleo e gás representa 17,7% do PIB industrial, responde por cerca de 45% da oferta interna de energia e sustenta mais de 1,6 milhão de empregos diretos e indiretos. O petróleo também se tornou o principal produto da pauta de exportações brasileira nos últimos dois anos. Esses números expressam uma base econômica, tecnológica e industrial que precisa ser preservada e ampliada. Vale frisar que a transição energética será gradual, complexa e marcada por diferentes velocidades entre países, setores e regiões. O petróleo e o gás natural continuarão exercendo papel relevante na segurança do abastecimento, na mobilidade, na indústria e na geração de receitas para financiar políticas públicas. Ao mesmo tempo, biocombustíveis, biometano, hidrogênio de baixo carbono, eletrificação, captura e armazenamento de carbono, digitalização e novas tecnologias avançam como partes de um mesmo sistema energético. A diversidade brasileira pode se

opinião

converter em vantagem internacional quando for organizada por uma estratégia com foco na integração. O Brasil possui reservas de petróleo e gás, uma matriz energética com elevada participação de fontes renováveis, disponibilidade de biomassa, experiência consolidada em biocombustíveis, competência em operações offshore e potencial para desenvolver novas cadeias de baixo carbono. Essa combinação permite oferecer soluções distintas para diferentes

necessidades de consumidores, indústrias e mercados internacionais. É preciso entender ainda que a segurança energética, a competitividade, a descarbonização e a atração de investimentos formam uma agenda única. Segurança depende de oferta suficiente, diversidade de fontes, infraestrutura robusta e capacidade de resposta a choques externos. Competitividade exige custos previsíveis, escala, produtividade e ambiente Petro & Química nº407

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opinião regulatório estável. Da mesma forma, a atração de investimentos requer previsibilidade, respeito aos contratos, licenciamento eficiente e políticas públicas coerentes ao longo do tempo. O Brasil precisa avançar simultaneamente nesses quatro pilares. A indústria de energia trabalha com ciclos longos de investimento, projetos intensivos em capital e decisões que produzem efeitos por décadas. E a integração necessária envolve uma infraestrutura ampla capaz de conectar sistemas de produção, transporte, processamento, armazenamento e consumo de diferentes energéticos. No gás natural, isso significa ampliar escoamento, processamento, transporte e distribuição, criando condições para que a oferta crescente alcance a indústria, a geração elétrica e os consumidores. A produção disponível de gás natural poderá chegar a 68 milhões de metros cúbicos por dia em 2029, crescimento estimado de 34% em relação a 2024. Esse volume pode fortalecer a segurança energética e oferecer flexibilidade ao sistema elétrico em períodos de menor geração renovável. A mesma infraestrutura deve permitir a entrada progressiva do biometano, com padrões de qualidade, conexão à rede e regras comerciais adequadas. Terminais, portos, dutos, bases logísticas e instalações industriais poderão atender diferentes moléculas ao longo do tempo. Refinarias e unidades de processamento precisarão ganhar flexibilidade para produzir derivados, combustíveis renováveis, matérias-primas químicas e soluções de menor intensidade de carbono. Projetos de hidrogênio dependerão de 146 nº407 Petro & Química

acesso competitivo à eletricidade, água, equipamentos, portos e consumidores industriais. Da mesma forma, a cadeia de CCUS demandará redes de transporte de dióxido de carbono, centros de armazenamento, monitoramento permanente e regras claras de responsabilidade. No campo da cadeia de suprimentos, o desenvolvimento de fornecedores competitivos será cada vez mais necessário. Para isso, políticas de inovação precisam estimular escala, cooperação empresarial e segurança para investimentos de longo prazo. As decisões tomadas agora definirão a posição do Brasil no mapa mundial da energia ao longo das próximas décadas. Por isso temos de direcionar esforços para a manutenção da previsibilidade regulatória, a continuidade dos investimentos em exploração e produção, a modernização do refino, a expansão da infraestrutura de gás e o estímulo aos biocombustíveis. O Brasil precisa estabelecer metas realistas, medir resultados e organizar uma agenda de longo prazo. Na ROG.e 2026, poderemos debater com diferentes especialistas dos mais diversos países e mercados, como a diversidade energética se transforma em vantagem econômica quando encontra infraestrutura, tecnologia, capital humano, governança e mercados capazes de conectá-la. Ao longo da minha caminhada no setor tenho visto como a indústria brasileira tem avançado em diferentes frentes. A partir dessa experiência, vejo que temos os recursos necessários para colocar o país em posição de destaque global na indústria de energia.

opinião

Eólica offshore: o Brasil está pronto para transformar vento em indústria por: Elbia Gannoum, presidente executiva da ABEEólica, Vice-Chair do Global Wind Energy Council (GWEC)

O Brasil tem uma das melhores condições do mundo para produzir energia eólica. Construímos, ao longo de duas décadas, uma indústria onshore competitiva, com conhecimento técnico, cerca de 80% de produção local, fornecedores capacitados, mão de obra qualificada e capacidade de atrair investimentos. Agora, temos diante de nós uma nova fronteira: levar essa experiência para o mar. A eólica offshore representa uma oportunidade que vai muito além da geração de eletricidade. Estamos falando de uma nova indústria, capaz de movimentar uma economia de baixo carbono, desenvolver portos, fortalecer a indústria naval, criar empregos qualificados, estimular inovação e gerar desenvolvimento socioeconômico nas regiões costeiras. O potencial existe. O interesse do mercado também. O marco legal foi aprovado. O desafio, neste momento, é transformar essas condições em projetos concretos. A aprovação da Lei nº 15.097/2025 foi um passo decisivo para criar segurança jurídica

para o desenvolvimento da geração eólica offshore no Brasil. Desde então, avançamos na construção da regulamentação. O CNPE estabeleceu diretrizes para a implementação da lei e, em julho deste ano, a EPE publicou a metodologia final para a seleção das áreas que poderão ser ofertadas pelo poder público. São avanços importantes, mas ainda temos uma agenda decisiva pela frente. Precisamos concluir a regulamentação infralegal, colocar em plena operação os instrumentos previstos, definir as primeiras áreas e estabelecer os procedimentos para sua cessão. Também precisamos avançar no planejamento espacial marinho, no licenciamento ambiental, nas regras de conexão à rede, na estratégia portuária e no desenvolvimento do potencial turístico loval e engajamento da comunidade costeira que vive da navegação e da pesca. E precisamos fazer isso de forma coordenada. A ABEEólica defende a construção de uma Estratégia Nacional de Geração Eólica Offshore, com governança interministerial e visão de longo prazo. Não podemos tratar Petro & Química nº407

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opinião a eólica offshore apenas como mais uma fonte de geração. Ela deve ser planejada como uma política industrial, energética e de desenvolvimento socioeconômico capaz de colocar o Brasil em outro patamar. Nesse sentido, o primeiro leilão de cessão de áreas será um marco fundamental. Nossa expectativa é que ele aconteça o quanto antes, idealmente ainda em 2026, porque é a partir da disponibilização efetiva das áreas que o mercado poderá avançar de maneira mais concreta nos estudos, no licenciamento e na estruturação dos projetos. É importante, porém, compreender que existe uma diferença entre ceder uma área e colocar um parque em operação. Um projeto offshore exige anos de desenvolvimento. Depois da definição da área vêm campanhas de medição, estudos oceanográficos e ambientais, sociais, engenharia,

licenciamento, definição da conexão, contratação da cadeia de suprimentos, financiamento e construção. Por isso, o primeiro certame não deve ser visto como o ponto de chegada, mas como o início de uma trajetória. E esse planejamento precisa estar conectado à demanda. A expansão offshore deve considerar onde a energia será necessária e qual será a melhor forma de integrá-la ao sistema elétrico. Em alguns casos, a conexão à rede existente será a solução mais eficiente. Em outros, poderão fazer sentido arranjos dedicados ou híbridos, associados a armazenamento, hidrogênio, indústria ou hubs portuários. A pergunta, portanto, não é apenas onde podemos produzir energia no mar. É também onde essa energia poderá gerar mais valor para o país.

Uma cadeia industrial que não começa do zero Quando falamos dos desafios tecnológicos da eólica offshore no Brasil, não devemos partir da ideia de que precisamos construir tudo do zero. O país possui competências importantes. Temos uma indústria eólica onshore consolidada, fabricantes de componentes, empresas de engenharia, universidades e centros de pesquisa. Temos também uma indústria de petróleo e gás que desenvolveu, ao longo de décadas, conhecimento sofisticado em operações offshore, engenharia submarina, logística, segurança, manutenção e grandes projetos marítimos. Essa base é uma vantagem competitiva. Naturalmente, existem lacunas que precisam ser enfrentadas. Fundações, cabos

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submarinos, sistemas elétricos, embarcações especializadas, equipamentos de instalação e estruturas portuárias precisarão acompanhar a escala dos novos projetos. A experiência internacional mostra que um dos pontos mais sensíveis é justamente a disponibilidade de embarcações capazes de instalar turbinas cada vez maiores. Também haverá desafios relacionados à fabricação e instalação de cabos submarinos, à logística de componentes de grandes dimensões e às operações de manutenção em alto-mar. No caso das tecnologias flutuantes, os desafios são ainda maiores. Sistemas de amarração, âncoras, cabos dinâmicos e plataformas flutuantes precisam evoluir em escala e competitividade. Mas tecnologia não deve

opinião ser confundida com uma barreira intransponível. O Brasil precisa começar a construir sua capacidade enquanto o mercado se desenvolve. É assim que uma cadeia

industrial se forma: com previsibilidade de demanda, investimentos, qualificação profissional, parcerias tecnológicas e integração entre empresas nacionais e internacionais.

Os portos serão protagonistas Talvez nenhum elemento da infraestrutura seja tão estratégico para a eólica offshore quanto os portos. Uma indústria offshore de grande escala exigirá áreas extensas para fabricação, montagem e armazenamento de componentes, capacidade para movimentar cargas superdimensionadas, acessos logísticos

adequados, profundidade compatível e equipamentos especializados. Os portos brasileiros possuem uma vantagem importante: já existe uma infraestrutura portuária relevante e uma longa experiência associada à indústria de óleo e gás. Mas precisamos reconhecer que estar localizado na costa não significa estar

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opinião preparado para a eólica offshore. Será necessário avaliar quais portos podem desempenhar funções de fabricação, pré-montagem, instalação, operação e manutenção. Alguns poderão se transformar em hubs especializados, atendendo a vários projetos e criando polos industriais ao longo da costa brasileira.

Essa infraestrutura deve ser planejada antes da chegada dos primeiros grandes projetos. Caso contrário, poderemos ter áreas offshore disponíveis, investidores interessados e equipamentos competitivos, mas enfrentar limitações para colocar tudo em operação. Preparar os portos significa, portanto, preparar a própria indústria.

Desenvolvimento com responsabilidade Há ainda uma dimensão que não pode ser deixada em segundo plano: o desenvolvimento offshore precisa acontecer de forma responsável. O espaço marítimo já possui múltiplos usos. Pesca, navegação, defesa, turismo, conservação ambiental e atividades econômicas coexistem no mar. A expansão da eólica precisa considerar todos esses interesses desde o planejamento. Por isso, defendemos participação antecipada e diálogo com comunidades costeiras, pescadores, marisqueiros, povos tradicionais, setor naval e autoridades portuárias. Também precisamos de critérios claros para a repartição de benefícios, qualificação profissional, monitoramento ambiental e coexistência entre as diferentes atividades. Planejamento não é uma etapa que atrasa o desenvolvimento. É o que permite que o desenvolvimento aconteça com segurança, previsibilidade, legitimidade e com vida longa. O que precisamos agora é conectar esses ativos. A eólica offshore pode contribuir para a segurança energética brasileira, mas também pode ser uma plataforma de desenvolvimento industrial. Pode aproximar a indústria naval da transição energética,

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transformar portos em polos de inovação, criar empregos qualificados e conectar energia limpa a novos mercados, como hidrogênio, indústria e data centers. O Brasil não precisa escolher entre desenvolver sua eólica onshore e construir sua indústria offshore. As duas trajetórias são complementares. Enquanto continuamos aproveitando o enorme potencial dos ventos em terra, devemos preparar as condições para que o potencial marítimo seja incorporado ao futuro energético e industrial do país. Estamos, portanto, diante de uma decisão estratégica. O marco legal foi dado. A metodologia para seleção de áreas avançou. Agora precisamos transformar regulamentação em implementação, áreas em projetos e projetos em uma nova cadeia industrial. A janela de oportunidade está aberta e não ficará aberta indefinidamente. O Brasil não deve ser apenas um grande produtor de energia eólica offshore. Deve ser capaz de capturar uma parcela significativa do conhecimento, da tecnologia, dos investimentos e dos empregos que essa indústria poderá gerar. Esse é o verdadeiro desafio — e também a grande oportunidade da eólica offshore brasileira.

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Catu e o teste da abertura do mercado brasileiro de gás por: Edmilson Moutinho dos Santos, Professor Associado do Instituto de Energia e Ambiente e do Research Center for Greenhouse Gas Innovation da Universidade de São Paulo

Em agosto de 2026, Petrobras, PetroReconcavo, Brava Energia e Origem Energia anunciaram a ampliação, em bases de longo prazo, dos contratos de acesso ao processamento de gás natural na Unidade de Tratamento de Gás Natural de Catu, na Bahia. Os novos acordos asseguram a continuidade do processamento, ampliam a garantia de capacidade a partir de 2028 e atualizam condições comerciais e operacionais, buscando redução de custos e melhor aproveitamento da infraestrutura existente. A própria Petrobras classificou Catu como infraestrutura essencial para escoar e tratar o gás produzido nos campos terrestres baianos.

À primeira vista, trata-se de um bom exemplo de funcionamento do novo mercado de gás brasileiro. Produtores independentes ganham previsibilidade para produzir e comercializar suas próprias moléculas sem precisar duplicar instalações industriais; a Petrobras aumenta a utilização de ativos existentes e passa, cada vez mais, a atuar também como prestadora de serviços de processamento para terceiros. É exatamente esse o modelo que a empresa atualmente oferece: processamento por “industrialização por encomenda”, no qual o produtor mantém a propriedade do gás e dos líquidos resultantes, remunerando a Petrobras pelo serviço prestado.

Mas Catu suscita uma pergunta muito maior O acordo demonstra que o acesso negociado funciona ou mostra justamente por que precisamos regular cuidadosamente quem controla as

infraestruturas essenciais? A questão merece atenção porque a abertura do mercado de gás não termina quando novos produtores conseguem

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opinião retirar moléculas do subsolo. Entre o poço e o consumidor existe uma sequência de infraestruturas indispensáveis: sistemas de escoamento, instalações de tratamento e processamento, gasodutos de transporte e redes de distribuição. Dependendo das características do gás produzido e da localização do campo, não ter acesso a uma dessas etapas pode significar não conseguir alcançar o mercado em condições econômicas. As UTGNs ocupam posição particularmente pouco compreendida nessa cadeia. Enquanto as refinarias são reconhecidas por qualquer consumidor como instalações industriais centrais na transformação do petróleo em gasolina, diesel, GLP e outros derivados, o processamento de gás permanece

muito menos visível. Entretanto, uma unidade de processamento pode exercer função igualmente estratégica: adequar o gás produzido às condições necessárias para seu transporte e comercialização e separar frações de maior valor econômico. Há também uma diferença física importante. Petróleo pode ser armazenado, transportado por diferentes modais e eventualmente exportado. O gás apresenta muito menos flexibilidade. Quando um campo está conectado a determinado sistema de escoamento que conduz a determinada unidade de processamento, as alternativas economicamente viáveis podem ser poucas. É justamente daí que emerge a noção de infraestrutura essencial.

Acesso a infraestrutura essencial – Não é discussão apenasjurídica; é também uma questão de competitividade Estudo recente da FGV CERI mostra que, para consumidores industriais de gás, a molécula representa em torno da metade da tarifa final, enquanto transporte e distribuição respondem conjuntamente por aproximadamente um quarto, com variações importantes entre estados. O processamento e o escoamento, entretanto, são menos transparentes nessa decomposição: seus custos tendem a aparecer incorporados às condições de suprimento da molécula. Portanto, discutir acesso às UTGNs não significa discutir somente “quem usa determinada instalação”. Significa também discutir sobre como dar transparência e incentivos econômicos a uma parcela da formação econômica do gás brasileiro

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e, consequentemente, influenciar na capacidade do gás de competir com outros energéticos e de sustentar setores intensivos em energia e matéria-prima, como fertilizantes, petroquímica, cerâmica, vidro, siderurgia e diversos segmentos industriais. Nesse contexto, a metáfora do pedágio é útil, mas precisa ser corretamente entendida: “O problema não é necessariamente apenas quanto custa o pedágio — embora esse custo influencie diretamente a competitividade do gás. A questão concorrencial mais delicada é saber quem controla a cancela do pedágio, como a capacidade é alocada e se diferentes agentes encontram condições comparáveis de passagem”. A Nova Lei do Gás optou por enfrentar

opinião esse problema sem necessariamente retirar a propriedade desses ativos de seus atuais controladores. Seu artigo 28 assegura acesso não discriminatório e negociado de terceiros aos gasodutos de escoamento, às instalações de tratamento ou processamento e aos terminais de GNL. Preserva-se a preferência do proprietário pelo uso de sua própria infraestrutura, mas exigem-se critérios objetivos, transparência e possibilidade de intervenção da ANP em caso de controvérsia. O tema não é abstrato. Neste momento, a ANP está justamente concluindo a Consulta Pública nº 13/2026 sobre a regulamentação do acesso não discriminatório e negociado

aos gasodutos de escoamento e às instalações de processamento. A consulta termina em 14 de setembro e será seguida por audiência pública em outubro. Paralelamente, a Agência também discute um programa de gas release, destinado a reduzir a ainda elevada concentração da oferta de gás natural. São duas agendas diferentes, mas complementares. O gas release procura criar maior competição na oferta da molécula. As regras de acesso procuram garantir que essa molécula consiga fisicamente chegar ao mercado. Uma política pode fracassar sem a outra.

Uma pergunta inevitável, o desinvestimento da Petrobras é essencial? Das discussões acima colocadas, surge então uma pergunta inevitável: “se UTGNs e sistemas de escoamento constituem gargalos potenciais, a abertura do mercado não seria mais efetiva caso essas infraestruturas fossem separadas da Petrobras e operadas por empresas independentes de midstream?” Há argumentos econômicos importantes nessa direção. Uma empresa dedicada exclusivamente ao processamento não produz gás concorrente com o de seus clientes. Seu incentivo natural é maximizar a utilização da instalação, atrair produtores e vender capacidade. Em princípio, desapareceria parte do conflito de interesses inerente a uma empresa verticalmente integrada que simultaneamente produz, processa, transporta ou comercializa moléculas. O Brasil já utilizou desverticalização

patrimonial como instrumento de abertura. O acordo firmado em 2019 entre Petrobras e Cade envolveu compromissos de alienação de ativos no mercado de gás, incluindo participações em transportadoras, com o objetivo declarado de estimular a entrada de novos agentes e reduzir problemas concorrenciais. Mas seria simplista concluir que privatizar uma UTGN eliminaria automaticamente o problema. Uma planta pertencente a um operador privado e independente pode continuar sendo a única alternativa economicamente disponível para determinada região produtora. Nesse caso, o proprietário já não teria incentivo para favorecer sua própria produção — porque talvez nem produza gás —, mas continuaria dispondo de poder econômico decorrente da escassez de alternativas. A desverticalização reduz o incentivo à

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opinião discriminação. A regulação do acesso reduz a possibilidade de exercê-la. São instrumentos distintos e potencialmente complementares. Isso ajuda também a colocar em perspectiva um debate brasileiro frequentemente excessivamente ideológico. Nos últimos anos, movimentos de privatização de campos terrestres, redes de transporte e refinarias passaram a ser avaliados muitas vezes apenas pela lucratividade posterior dos ativos vendidos. Quando uma nova empresa prospera, surge o argumento de que a Petrobras jamais deveria ter alienado aquele patrimônio. Mas o sucesso do comprador não prova, por si só, que a venda tenha sido um erro. A questão relevante para uma política pública de abertura é outra: “houve novos

investimentos? A utilização do ativo aumentou? Surgiram novos agentes? Reduziram-se barreiras? Houve ganhos de produtividade, competição ou segurança de suprimento capazes de compensar a perda do controle direto pelo antigo proprietário?” Ao mesmo tempo, há hoje forte expectativa de que maior concorrência na oferta de gás contribua para reduzir custos e recuperar a competitividade de importantes setores industriais brasileiros. Convivem, portanto, dois objetivos legítimos, mas nem sempre facilmente reconciliáveis: fortalecer uma Petrobras integrada e estratégica e, simultaneamente, limitar os efeitos da enorme posição histórica da companhia sobre a formação de um mercado concorrencial.

A discussão não deve ser reduzida à escolha entre “Estado” e “mercado” Experiências internacionais mostram arranjos bastante diversos. No Reino Unido, por exemplo, consolidou-se durante décadas uma lógica de negociação entre proprietários e terceiros interessados no acesso a infraestruturas de produção, transporte e processamento, apoiada por códigos de conduta e pela possibilidade de intervenção pública quando as partes não chegam a acordo. Nos Estados Unidos, por sua vez, parte relevante das instalações de coleta e processamento situa-se no universo do midstream e não se submete ao mesmo regime federal aplicado aos grandes gasodutos interestaduais. Essas experiências servem para comparação, não para oferecer lições definitivas. A geografia dos campos, a

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estrutura industrial, a história das empresas, o grau de concentração e as instituições regulatórias são diferentes. Não existe um modelo internacional único a ser simplesmente transplantado para o Brasil. A pergunta central não é se as UTGNs devem permanecer com a Petrobras ou ser privatizadas. A questão mais útil é perguntar quais condições precisam existir para que qualquer proprietário de uma infraestrutura essencial — estatal ou privado — não transforme essa propriedade em barreira à competição. Isso exige conhecer capacidades disponíveis e contratadas, estabelecer critérios verificáveis de alocação, garantir condições comparáveis aos diferentes usuários, reduzir assimetrias de informação,

opinião investimentos redundantes. Se experiências como essa se disseminarem sob condições transparentes e contestáveis, o Brasil poderá demonstrar que é possível construir competição sem necessariamente promover uma nova rodada de separação patrimonial. Mas também existe a hipótese inversa. Se o acesso continuar dependendo excessivamente da capacidade bilateral de negociação, se surgirem repetidas controvérsias ou se contratos de longo prazo dificultarem posteriormente a entrada de novos agentes, poderá ressurgir a discussão sobre formas mais profundas de separação funcional ou estrutural.

@SindipetroBA

criar procedimentos claros para expansões e congestionamentos e oferecer mecanismos rápidos de solução de conflitos. Tarifas importam, mas discriminação pode ocorrer também por prazo, qualidade do serviço, flexibilidade contratual, programação de manutenção, exigências de garantias ou simplesmente pela demora de uma negociação. O acordo de Catu é, nesse sentido, mais importante do que parece. Ele pode representar a demonstração prática de que produtores independentes e uma Petrobras integrada conseguem construir soluções comerciais de longo prazo, compartilhar infraestrutura existente e evitar

Catu é um teste de algo maior que um contrato de processamento Trata-se de um teste da própria hipótese institucional sobre a qual o Brasil está construindo a nova indústria de gás: a possibilidade de preservar uma Petrobras integrada e, simultaneamente, criar ao seu redor um mercado efetivamente aberto e concorrencial. No fim das contas, a abertura do mercado não poderá ser medida apenas pelo número de produtores ou pela quantidade de contratos assinados. Ela será real quando um novo agente, ainda desconhecido hoje, puder produzir gás amanhã e encontrar, do poço ao consumidor, condições razoavelmente

previsíveis e não discriminatórias para fazer sua molécula chegar ao mercado. É nesse momento — quando a cancela funcionar para quem já está dentro e também para quem ainda deseja entrar — que saberemos se o mercado brasileiro de gás efetivamente se abriu. E poderemos testar a hipótese se a abertura efetiva de mercado gera preços substancialmente mais acessíveis aos consumidores existentes e futuros, garantindo que o gás ocupe legitimamente o papel de importante âncora dos processos de transição energética em curso nas diferentes regiões do país.

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O Amálgama dos Tempos por: Delanney Di Maio Neto, Pesquisador Instituto de Energia e Ambiente - Universidade de São Paulo

Há momentos singulares na história do desenvolvimento econômico em que uma geração não é convocada apenas para girar as manivelas de um sistema herdado, mas para reinventar a própria física das suas engrenagens. O setor de energia brasileiro atravessa exatamente esse limiar. Quando nos reunimos no ambiente efervescente da ROG.e 2026, o ar que respiramos já não comporta os velhos diagnósticos de inércia ou as narrativas rasas de confronto. O que se descortina diante dos nossos olhos é uma fronteira aberta, um território fértil e grandioso que exige coragem intelectual, rigor analítico e uma inegociável paixão pelo ato de construir. Para compreender a magnitude dessa travessia, é preciso recorrer a uma figura que traduza a essência do nosso tempo. A transição energética não se assemelha a uma demolição sumária de edifícios antigos para a construção de praças vazias, mas sim a um complexo amálgama. Na ciência dos materiais e na filosofia antiga, o amálgama 156 nº407 Petro & Química

representa a fusão íntima de substâncias de naturezas distintas, capazes de gerar uma liga cuja resistência, maleabilidade e nobreza superam a soma isolada de cada um dos seus elementos. No nosso tabuleiro, vivemos o encontro fascinante entre o tempo geológico e o tempo humano-biológico. De um lado, temos os hidrocarbonetos, entre eles o gás natural, fruto da maturação paciente de eras geológicas profundas, detentor da densidade energética e da escala que sustentam a base da civilização industrial moderna. Do outro lado, erguese o biometano, expressão pura do ciclo biogênico contemporâneo, nascido da fotossíntese diária, do vigor do agronegócio e da inteligência do aproveitamento de resíduos. A missão histórica da nossa geração não é escolher um em detrimento do outro, mas forjar o amálgama perfeito entre ambos, utilizando a inteligência humana para transformar duas correntes distintas em um único tecido energético integrado,

opinião descarbonizado e competitivo. Durante muito tempo, o debate público foi guiado por uma falsa dicotomia que opôs a segurança do suprimento fóssil à urgência da sustentabilidade renovável. Trata-se de uma miopia que ignora a realidade material das redes. O gás natural não é o inimigo do futuro; ele é a âncora que estabiliza o presente e a ponte física que viabiliza o amanhã. Ao longo de décadas, a indústria do gás construiu no Brasil uma musculatura impressionante, composta por milhares de quilômetros de gasodutos de transporte, malhas capilares de distribuição urbana, plantas industriais de alta complexidade e um ecossistema de contratos de longo prazo que ancora a bancabilidade de projetos bilionários. Renegar essa infraestrutura seria um contrassenso econômico e ambiental imperdoável. É exatamente sobre esse leito de infraestrutura e inteligência logística que o biometano encontra o seu maior trampolim para a escala. O biometano carrega a virtude mágica da interoperabilidade química absoluta com o gás natural. Ele não exige a substituição dispendiosa de queimadores, motores, caldeiras, turbinas ou tubulações. Ao ser purificado segundo os mais rigorosos padrões técnicos, ele se torna indistinguível da molécula fóssil no interior do duto, permitindo que a descarbonização ocorra de forma fluida, contínua e sem sobressaltos operacionais. Essa simbiose é uma via de mão dupla. Se a infraestrutura existente confere ao biometano a liquidez de mercado e a capacidade de alcançar os grandes polos industriais de difícil abatimento, o

biometano devolve ao setor de gás uma virtude que ele historicamente perseguiu, no Brasil, sem pleno sucesso - ainda! que é a capilaridade e a descentralização territorial. A história do gás natural no Brasil é marcada por vetores pontuais de expansão. Essa trajetória moldou um desenho predominantemente costeiro e linear, uma artéria que atende com excelência os grandes conglomerados industriais litorâneos e metropolitanos, mas que ainda deixa vastos horizontes produtivos à margem do acesso contínuo à molécula canalizada. É aqui que o biometano rompe essa linearidade histórica e instaura uma verdadeira revolução. Nascido no coração da produção agroindustrial, nas usinas sucroalcooleiras, nas granjas de proteína animal e na fração orgânica dos resíduos sólidos de nossas cidades, o biometano faz brotar fontes energéticas exatamente onde a malha de dutos ainda não chegou. Ele transforma passivos ambientais severos em ativos de altíssimo valor agregado, fechando o ciclo virtuoso da bioeconomia por meio da produção simultânea de energia de fluxo e biofertilizantes de alta performance. Em vez de depender passivamente da expansão lenta dos grandes troncos de dutos, a produção de biometano estabelece verdadeiros pontos de irradiação energética descentralizados. Esses polos funcionam como núcleos autônomos de desenvolvimento regional, que podem ser estruturados inicialmente por meio de redes locais dedicadas, soluções estruturantes de biometano comprimido ou liquefeito para frotas pesadas e indústrias regionais. Com o tempo e o ganho de escala, Petro & Química nº407

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opinião esses polos de irradiação expandem sua capilaridade até se conectarem à malha de transporte ou às redes de distribuição existentes. O amálgama, portanto, redefine a cartografia energética do país, convertendo o território em uma malha policêntrica onde múltiplos centros de produção irrigam a economia com segurança e sustentabilidade. Para que essa união de forças atinja seu pleno potencial, precisamos reconhecer que a infraestrutura física é apenas a metade da equação. Canos enterrados no solo são corpos inertes se não forem animados pela energia das regras institucionais e pela solidez da regulação econômica. É na prancheta do desenho regulatório que a nossa geração travará alguns dos seus embates mais sofisticados. O arcabouço normativo que herdamos foi concebido para fluxos unidirecionais, desenhado para receber o gás em grandes pontos de entrada fronteiriços e escoá-lo até os centros de consumo. A integração do biometano exige a transformação desse modelo em uma rede multidirecional, inteligente e aberta, capaz de absorver injeções descentralizadas de múltiplos produtores independentes sem comprometer a estabilidade do sistema. Desbravar esse novo mercado implica consolidar e operacionalizar, de forma inequívoca, o direito de injeção da molécula renovável, seja diretamente na malha de transporte de alta pressão, seja nas redes locais de distribuição. O exercício efetivo desse direito depende da construção de arranjos contratuais e operacionais inovadores, como modelos de conexão padronizados e céleres, estruturas tarifárias que reconheçam o valor sistêmico da 158 nº407 Petro & Química

injeção distribuída, mecanismos de swap físico e virtual e regras de interoperabilidade técnica que garantam a integridade dos ativos sem impor barreiras de entrada desproporcionais ao produtor. Além da dimensão física da molécula, surge a necessidade imperativa de estruturar o mercado do seu atributo ambiental. A transição energética moderna não precifica apenas o poder calorífico de um combustível, mas a sua pegada de carbono ao longo de todo o ciclo de vida. Precisamos de sistemas digitais e auditáveis de certificação e garantia de origem, capazes de desacoplar a circulação física do biometano do seu valor descarbonizante. Isso permitirá a criação de novos instrumentos financeiros e contratos de comercialização que dialoguem de forma nativa com os mercados de carbono globais e com as metas corporativas de sustentabilidade. Essa teia de desafios revela que a construção desse novo mercado não poderá ser realizada de forma isolada nem por gabinetes governamentais, nem por diretorias empresariais fechadas em suas próprias urgências. Ela exige um casamento indissolúvel entre dois universos que historicamente operaram em frequências distintas, que são a vanguarda do meio corporativo e a profundidade dos centros de pesquisa acadêmica. A academia não pode mais ser vista como uma torre de marfim dedicada a divagações teóricas desconectadas da realidade prática, assim como o mercado corporativo não pode se limitar ao pragmatismo míope do resultado trimestral. O verdadeiro salto de produtividade e inovação reside na intersecção viva entre o rigor científico e a

opinião tração executiva. Nos laboratórios de excelência, nos institutos de energia e nas universidades públicas e privadas, reside a capacidade de formular modelos conceituais complexos, antecipar impactos sistêmicos de longo prazo, estudar a cinética de processos de purificação de biogás, modelar a dinâmica de fluxos em redes e analisar o equilíbrio econômico-financeiro de arranjos contratuais inovadores. A academia fornece a metodologia, a isenção analítica e o horizonte de visão de décadas que o imediatismo corporativo por vezes negligencia. Por sua vez, o mundo corporativo é o motor da materialidade. É nas empresas de energia, nas operadoras de infraestrutura, nas comercializadoras e nas instituições financeiras que as ideias ganham corpo sob a forma de alocação real de capital, gestão de riscos operacionais, disciplina orçamentária e bancabilidade. O mercado

transforma o modelo matemático em obra civil, o artigo científico em molécula injetada e o conceito sustentável em valor compartilhado para investidores e para a sociedade. Quando esses mundos se encontram, a faísca da inovação atinge sua potência máxima. Projetos-piloto ganham escala comercial, marcos regulatórios passam a ser embasados em evidências empíricas sólidas e a formulação de políticas públicas deixa de ser um exercício de tentativa e erro para se tornar engenharia de precisão. Essa simbiose institucional reflete diretamente o tipo de liderança que o nosso tempo exige. As novas gerações de profissionais que assumem postos de decisão não cabem nos moldes estanques do passado. A era dos especialistas confinados em silos ultraespecíficos terminou. O mercado de gás e biometano que estamos forjando demanda profissionais genuinamente híbridos.

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opinião Ser um profissional híbrido significa ter a capacidade de transitar com naturalidade e destreza por ecossistemas aparentemente inconciliáveis. É ser capaz de debater a estequiometria de uma planta de biometano e os limites de tolerância de contaminantes com a equipe de engenharia pela manhã, e, à tarde, estruturar a tese jurídica de uma petição regulatória sobre tarifas de injeção ou desenhar a modelagem tributária de um contrato de swap físico-financeiro. Esse novo artífice do setor de energia deve conjugar uma tríade indispensável de atributos. O primeiro é o domínio da racionalidade técnica e econômica, entendendo que a física impõe restrições intransponíveis e que a sustentabilidade precisa ser sustentada pela viabilidade financeira para que não se transforme em retórica vazia. O segundo é a inteligência institucional e estratégica, compreendendo as dinâmicas políticas, o processo decisório das agências reguladoras e a importância da diplomacia corporativa na construção de consensos setoriais. O terceiro é a visão sistêmica da economia circular, enxergando a molécula de gás não como um fim isolado em si mesmo, mas como parte de uma cadeia mais ampla que conecta o agro, a gestão de resíduos urbanos, a logística de transportes e a descarbonização industrial. Existe uma beleza ímpar em fazer parte dessa geração. Nós não herdamos um setor pronto e acabado, cujas regras fundamentais já foram escritas e onde resta apenas a repetição monótona de rotinas burocráticas. Nós herdamos uma obra em aberto, um setor em plena reinvenção, no qual cada linha regulatória desenhada e cada novo duto planejado moldarão o destino econômico do país pelas próximas 160 nº407 Petro & Química

quatro ou cinco décadas. O Brasil não é um mero espectador da transição energética global; nós somos o seu laboratório mais promissor e o seu palco mais exuberante. Nenhum outro país do mundo combina a escala da nossa biomassa agroindustrial com uma matriz elétrica majoritariamente limpa, uma infraestrutura de gás consolidada e uma demanda industrial ávida por soluções de descarbonização competitivas. Nós possuímos todos os ingredientes para liderar a formulação de um modelo próprio de transição, pautado pela abundância, pela segurança energética e pela inclusão regional. O brilho no olho que nos move diante desse cenário não nasce da ingenuidade, mas da consciência da nossa responsabilidade e da clareza do nosso propósito. Desbravar esse mercado integrado exigirá resiliência para superar resistências corporativas tradicionais, persistência para destravar nós regulatórios anacrônicos e generosidade para construir pontes permanentes entre o saber acadêmico e o agir empresarial. O amálgama entre o gás natural e o biometano já começou a se formar sob a pressão dos novos tempos. Ele não é uma promessa distante para meados do século, mas uma realidade que se constrói hoje, nos canteiros de obras, nas audiências públicas, nos laboratórios universitários e nas negociações estratégicas. Cabe a nós, protagonistas desta nova era, empunhar os instrumentos da técnica, da criatividade e da liderança para transformar essa liga fluida na base inabalável sobre a qual o Brasil erguerá o seu futuro energético.

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A nova etapa da gestão de substâncias químicas no Brasil: impactos e oportunidades para as cadeias de petróleo, gás, petroquímica e química

por: Camila Hubner Barcellos Devincentis, Gerente Técnica da Abiquim

A transformação das cadeias de energia e de materiais amplia a importância estratégica da química. Às rotas tradicionais de petróleo, gás e petroquímica somam-se matériasprimas renováveis, combustíveis de baixo carbono, hidrogênio, tecnologias de captura e utilização de carbono, reciclagem e novos materiais para geração e armazenamento de energia. Esse movimento traz oportunidades para a indústria brasileira, mas também exige uma estrutura regulatória capaz de acompanhar a inovação e assegurar a gestão segura dos riscos associados ao uso das substâncias químicas. É nesse contexto que se insere a Lei nº 15.022/2024. Sancionada em novembro de 2024, a norma estabelece o Inventário Nacional de Substâncias Químicas e os processos de avaliação e controle de risco das substâncias utilizadas, produzidas ou importadas no país. Mais do que criar uma obrigação cadastral, a Lei inaugura uma

etapa na qual o Brasil busca construir uma infraestrutura nacional de informação para subsidiar decisões regulatórias baseadas em risco. A lógica do sistema é progressiva. Primeiro, será formada uma base de informações sobre as substâncias presentes no mercado brasileiro. Em seguida, determinadas substâncias poderão ser selecionadas e priorizadas para avaliação de risco à saúde humana e ao meio ambiente. Com base nos resultados dessa avaliação e considerando também aspectos sociais, econômicos e tecnológicos, poderão ser definidas medidas de gerenciamento de risco. O Inventário é, portanto, o ponto de partida de um processo mais amplo, e não uma avaliação ou uma medida de controle em si. Em regra, deverão ser cadastradas as substâncias produzidas ou importadas, em si ou quando utilizadas como ingredientes de misturas, em quantidade igual ou superior

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opinião a uma tonelada por ano, considerada a média dos três anos anteriores. Entre as informações previstas estão a identificação da substância, a faixa de quantidade, a classificação de perigo segundo o Sistema Globalmente Harmonizado de Classificação e Rotulagem de Produtos Químicos (GHS) e os usos recomendados. Essas informações permitirão ao poder público estruturar o conhecimento necessário à definição de prioridades regulatórias. Para as cadeias de petróleo e gás, é importante observar o alcance exato da Lei. Petróleo cru, gás natural, gás liquefeito de petróleo e condensado de gás natural encontram-se entre as exclusões previstas, ressalvadas as condições estabelecidas na própria norma. À medida que a cadeia avança para a transformação petroquímica e para a produção de intermediários e produtos químicos, tende a crescer a incidência das obrigações e a necessidade de organização das informações entre seus diferentes elos.

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A adoção de uma regulação baseada em risco é uma das principais contribuições do novo sistema. Em cadeias industriais complexas, conhecer as propriedades de uma substância é indispensável, mas não suficiente para orientar decisões regulatórias. É necessário considerar também seus usos, as condições de exposição e a probabilidade de ocorrência de danos. Essa abordagem permite estabelecer prioridades, direcionar a capacidade técnica do Estado para as situações de maior preocupação e adotar medidas proporcionais aos riscos identificados. Ao conferir maior racionalidade e previsibilidade às decisões, também favorece a conciliação entre proteção da saúde e do meio ambiente, inovação e competitividade. Para a indústria, a implementação produzirá impactos relevantes. As empresas precisarão conhecer com precisão as substâncias produzidas e importadas, inclusive aquelas presentes em misturas,

opinião obter e organizar informações junto a fornecedores nacionais e estrangeiros e assegurar a consistência entre identidade química, volumes, classificação de perigo e usos. Em cadeias extensas e integradas, nas quais as informações estão distribuídas entre diferentes empresas e países, sua qualidade será tão importante quanto sua disponibilidade. Dados confiáveis, consistentes e atualizados serão essenciais não apenas para o cumprimento das obrigações, mas também para que o Inventário possa apoiar adequadamente a definição de prioridades e as futuras avaliações de risco. Por isso, a coordenação entre os diferentes elos da cadeia será determinante para a efetividade do novo sistema. Ao mesmo tempo, o novo sistema oferece oportunidades cujos benefícios se estendem a toda a sociedade. Uma base nacional estruturada pode ampliar o conhecimento sobre as substâncias presentes no mercado brasileiro, orientar prioridades a partir de evidências e apoiar medidas mais efetivas de proteção da saúde humana e do meio ambiente. Também pode aumentar a previsibilidade regulatória e contribuir para que as empresas planejem investimentos e direcionem recursos para a inovação e a gestão segura das substâncias. A própria Lei prevê, na avaliação de risco, o aproveitamento de informações e estudos disponíveis em instituições nacionais e internacionais reconhecidas, inclusive de avaliações já realizadas em outros países. Essa abordagem pode evitar duplicações, tornar o processo mais eficiente e concentrar esforços na produção de informações efetivamente relevantes para as condições de uso e exposição existentes no Brasil.

O sucesso da Lei dependerá, em grande medida, da qualidade de sua implementação. Critérios técnicos claros, proteção efetiva das informações comerciais confidenciais, capacidade institucional, governança transparente, sistemas digitais adequados e diálogo permanente ao longo do processo serão importantes para conferir consistência e segurança ao novo sistema. A clareza sobre as etapas e os prazos também contribuirá para o planejamento, a mobilização de recursos e a participação adequada dos diferentes envolvidos. Com atribuições bem definidas e uma atuação coordenada, será possível reunir a capacidade do poder público, o conhecimento técnico da indústria e as contribuições da academia e da sociedade para transformar o desenho estabelecido pela Lei em um sistema efetivo de gestão de substâncias químicas. Conciliar inovação, competitividade e gestão segura das substâncias não significa escolher entre desenvolvimento industrial e proteção da saúde e do meio ambiente. Significa construir regras proporcionais aos riscos, utilizar a melhor informação disponível e oferecer previsibilidade para investimentos e inovação. O verdadeiro valor do Inventário não estará apenas na quantidade de dados reunidos, mas na capacidade de convertê-los em conhecimento e em decisões regulatórias fundamentadas. Com a Lei, o Brasil passa a contar, pela primeira vez, com uma estrutura nacional que conecta a geração de informações sobre as substâncias presentes no mercado à sua priorização, avaliação e, quando necessário, ao gerenciamento de riscos. É nesse encadeamento que reside a principal mudança introduzida pela Lei nº 15.022/2024. Petro & Química nº407

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O Paradoxo Energético Brasileiro: abundância, curtailment, preços elevados e a nova industrialização verde por: Fernanda Delgado, CEO da ABIHV e Conselheira do CDESS.

O paradoxo energético brasileiro não guarda relação com a disponibilidade de recursos naturais, dada a diversidade de fontes renováveis e fósseis de que o país dispõe. A produção e o uso da energia constituem elementos instrumentais para a efetivação de direitos constitucionalmente assegurados, como educação, saúde, alimentação, trabalho, moradia e transporte. A energia também assume dimensão estratégica para a soberania, seja pelo tratamento constitucional conferido a determinados recursos energéticos, seja por sua inserção na ordem econômica, que reconhece a soberania nacional entre seus princípios. Esse paradoxo reside, de fato, na disparidade entre a abundância de recursos energéticos e a insuficiência de infraestrutura e capacidades sistêmicas necessárias ao seu pleno aproveitamento. Tal contraste se agrava diante dos custos da inação, que retardam a conversão do potencial energético em vetor para a formação e o desenvolvimento de uma nova indústria verde. Em outras palavras, 164 nº407 Petro & Química

o paradoxo brasileiro não é falta de energia, mas falta de capacidade de integrar, gerir e aproveitar plenamente a energia que o país tem condições de produzir. Assim, a construção de um futuro próspero para a indústria brasileira dependerá do grau de prioridade conferido à superação desse paradoxo. Apesar de contar com uma das matrizes elétricas mais renováveis do mundo e com extraordinário potencial de expansão, em condições privilegiadas para a produção de energia limpa em larga escala, o Brasil convive com episódios crescentes de restrição da geração renovável — o chamado curtailment — ao mesmo tempo que consumidores residenciais e industriais enfrentam preços elevados de eletricidade. Esse aparente contrassenso revela que o desafio brasileiro deixou de ser apenas produzir mais energia. Se, no início dos anos 2000, o país vivenciou uma crise de oferta de eletricidade, associada à insuficiência de investimentos e à elevada dependência da geração hidrelétrica em um contexto hidrológico adverso, que culminou em um

opinião severo racionamento, o risco atual assume contornos distintos. Trata-se do risco de um “apagão” de novas cargas, marcado pela dificuldade de conectar e atender novos consumidores em ritmo compatível com a expansão da oferta, diante das limitações de infraestrutura e das capacidades associadas de transmissão, armazenamento, flexibilidade e gestão da demanda. À luz das aspirações nacionais de neoindustrialização verde e de atração de investimentos internacionais em um contexto de nearshoring e friendshoring, essa questão ganha dimensão estratégica para o futuro da indústria e para o posicionamento geopolítico brasileiro. A atração de novas cadeias produtivas, especialmente aquelas intensivas no consumo de eletricidade, pode representar uma nova fronteira de investimentos para o país, ao combinar a disponibilidade de energia limpa com atributos crescentemente valorizados pelos investidores, como proximidade de mercados consumidores, confiabilidade das cadeias de suprimento e estabilidade geopolítica, reduzindo a exposição a rupturas nos fluxos produtivos em um cenário de crescente fragmentação da economia global. Inserem-se nessa fronteira vetores energéticos como o hidrogênio verde e seus derivados, a exemplo da amônia e do metanol; insumos estratégicos, como fertilizantesdebaixocarbono;biocombustíveis avançados; e, atividades industriais de alcance global, como a produção de aço verde, além de outros produtos capazes de contribuir para a descarbonização de setores relevantes, como a indústria de cimento. Internalizar essa nova fronteira de investimentos no país depende, porém, de

mais do que a vantagem proporcionada pela abundância de recursos renováveis, pois essa condição não se traduz, automaticamente, em energia competitiva. Entre o potencial energético disponível e o preço efetivamente pago pela indústria existe uma extensa cadeia composta por geração, transmissão, distribuição, encargos, tributos, riscos regulatórios, custos sistêmicos e diferentes mecanismos de contratação. É justamente nessa distância entre energia abundante e energia competitiva que reside parte importante do dilema brasileiro. O curtailment tornou essa contradição particularmente visível. Quando usinas eólicas ou solares tecnicamente disponíveis têm sua geração restringida porque o sistema não consegue absorver ou transportar aquela eletricidade, ou porque não há demanda suficiente naquele momento, o país desperdiça não apenas elétrons, mas também investimento, produtividade, recursos naturais e uma vantagem comparativa que poderia ser convertida em atividade econômica. A neoindustrialização verde oferece a possibilidade de utilizar a vantagem renovável brasileira para direcionar a atração de investimentos que dificilmente alcançariam condições semelhantes de competitividade em economias com energia escassa ou altamente dependentes de combustíveis fósseis. Nesse sentido, a disponibilidade de geração renovável que hoje resulta em curtailment constitui um sinal econômico para a atração de novas cargas e atividades industriais. Converter esse potencial em vantagem competitiva exige, contudo, coordenação. Cabe ao Estado atuar como coordenador de uma transformação Petro & Química nº407

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opinião sociotécnica, com ampla participação dos agentes envolvidos no processo de discussão que fundamentará o planejamento integrado e simultâneo da oferta, das redes, da flexibilidade e, sobretudo, da demanda. Reconhecer o papel do Estado no processo de industrialização não diminui a importância dos mercados, fundamentais para definir preços e orientar investimentos, mas uma transformação dessa magnitude requer do Estado o papel de coordenar temporalidades, reduzir riscos e estabelecer sinais econômicos capazes de aproximar oferta e demanda. Isso significa integrar planejamento elétrico, planejamento industrial, infraestrutura, financiamento, política tecnológica e redução de desigualdades regionais. Essa abordagem converge com a necessidade de transformar a transição energética em vetor permanente de desenvolvimento regional. Não basta instalar grandes parques renováveis em determinado território se a maior parte do valor econômico produzido por eles é capturada fora daquela região. O verdadeiro salto ocorre quando a geração de energia passa a induzir cadeias produtivas, fornecedores, serviços, capacitação profissional, inovação e adensamento tecnológico no próprio território. O papel do Estado na coordenação de uma estratégia de industrialização eletrointensiva também deve assegurar a legitimidade social da própria transformação, conciliando competitividade industrial e uma distribuição equilibrada de seus custos e benefícios. A criação de condições internacionalmente competitivas para novas atividades industriais não pode produzir uma nova assimetria, na qual grandes consumidores tenham acesso à energia competitiva enquanto parcelas 166 nº407 Petro & Química

crescentes dos custos do sistema sejam transferidas para consumidores residenciais, pequenos negócios e demais consumidores regulados. Esse talvez seja um dos pontos mais delicados da transição energética brasileira: como transformar a abundância renovável em competitividade industrial sem promover uma distribuição injusta dos custos do sistema elétrico? A resposta passa por maior transparência sobre subsídios e encargos, racionalidade na expansão do sistema, aperfeiçoamento dos sinais locacionais e temporais e desenvolvimento de mecanismos capazes de aproximar novas cargas dos locais e períodos em que exista maior disponibilidade de energia. O hidrogênio de baixa emissão de carbono é um exemplo particularmente importante para traduzir essa discussão. A eletricidade representa parcela determinante do custo do hidrogênio verde produzido por eletrólise. Portanto, não basta ao Brasil dispor de excelentes recursos eólicos e solares. Para transformar essa vantagem natural em vantagem industrial, será necessário oferecer eletricidade renovável a preços competitivos, com previsibilidade e segurança de suprimento. Nesse processo, o papel do Estado é fundamental para coordenar a atração de investimentos e a formação dessa indústria, associando-os à indução da demanda nacional, ao desenvolvimento de cadeias locais de fornecedores e ao adensamento tecnológico. O desafio consiste em criar condições para que os investimentos deem tração à formação de um mercado, acompanhados de uma atuação regulatória capaz de transmitir os incentivos adequados à sua expansão sem, contudo, transferir novos custos para a tarifa de energia elétrica.

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Reservas crescem, exploração encolhe: o paradoxo do petróleo brasileiro por: Francismar Ferreira, Coordenador de pesquisas e pesquisador na área de Exploração e Produção (E&P) do Ineep

A evolução recente da indústria brasileira de petróleo e gás revela uma aparente contradição. Embora a atividade exploratória tenha perdido dinamismo e o número de novas descobertas permaneça reduzido, as reservas provadas cresceram nos últimos anos. Esse resultado decorre, sobretudo, da reavaliação de reservatórios já descobertos, especialmente no pré-sal, e não da incorporação de novas acumulações. Trata-se de um processo relevante, mas com potencial limitado para sustentar o crescimento das reservas no longo prazo. A reposição efetiva das reservas depende da continuidade da exploração e de novas descobertas. Assim, ampliar as atividades exploratórias constitui uma condição estrutural e estratégica para sustentar a produção futura, fortalecer a segurança energética e preservar a soberania nacional. A comparação entre os períodos de 2006– 2015 e 2016–2025 evidencia uma profunda retração da atividade exploratória no Brasil.

O número de poços exploratórios perfurados caiu de 936 para apenas 203 entre um período e outro, uma redução de 78,3%, atingindo tanto as bacias marítimas quanto as terrestres. No offshore, onde se concentram as principais descobertas de petróleo do país, a perfuração recuou de 405 para 63 poços (-84,4%), com reduções expressivas nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo. No onshore, a atividade diminuiu de 531 para 140 poços (-73,6%), afetando praticamente todas as províncias sedimentares, com exceção da Bacia do Parnaíba, que registrou expansão. Esse movimento revela uma perda significativa de dinamismo da exploração petrolífera nacional e indica uma crescente concentração dos investimentos em áreas já conhecidas, reduzindo o esforço de incorporação de novas fronteiras exploratórias. Como consequência, enfraquece-se a capacidade de renovação e diversificação do portfólio de reservas e ampliam-se os riscos para a sustentabilidade da produção de petróleo e gás no longo prazo. Petro & Química nº407

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À primeira vista, essa retração exploratória deveria resultar na estagnação ou redução das reservas nacionais. Entretanto, os dados mostram um comportamento distinto. As reservas provadas de petróleo e gás natural no Brasil registraram expansão de 34,1% entre 2015 e 2025, movimento sustentado fundamentalmente pelo présal. No período, as reservas da província passaram de 7,4 bilhões para 16,9 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), o que representa um crescimento de 129,9%. Esse desempenho alterou de maneira estrutural a composição das reservas nacionais. Em 2015, o pré-sal respondia por 46,8% das reservas provadas brasileiras; em 2025, sua participação alcançou 80,1% evidenciando não apenas a elevada produtividade desses ativos, mas também o caráter estratégico assumido pela região na dinâmica de expansão da indústria petrolífera nacional. Em sentido oposto, as reservas provadas do pós-sal apresentaram retração acentuada no período. O volume caiu de 7,3 bilhões para 3,1 bilhões de boe entre 2015 e 2025, correspondendo a uma redução de 56,8%. Como consequência, a participação relativa dessas reservas no total nacional 168 nº407 Petro & Química

diminuiu de 46,2% para 14,9%. Esse movimento reflete, de um lado, a maturação das principais bacias produtoras do póssal e, de outro, a reduzida incorporação de novas descobertas comerciais fora da província do pré-sal, resultado dos baixos níveis de atividade exploratória observados na última década. As reservas terrestres, por sua vez, mantiveram relativa estabilidade em termos absolutos ao longo da década, embora tenham perdido participação relativa no conjunto nacional. Em 2015, representavam 7,1% das reservas brasileiras; em 2025, essa participação recuou para 5%, em razão do forte crescimento concentrado nas reservas marítimas do pré-sal. O crescimento das reservas nacionais na última década esteve menos associado à descoberta de novas acumulações e mais à reavaliação de campos já conhecidos, sobretudo no pré-sal. O avanço das técnicas de perfuração, completação submarina, imageamento sísmico e recuperação avançada elevou os fatores de recuperação e permitiu incorporar às reservas volumes antes classificados como não recuperáveis. Em consequência, a expansão das reservas provadas refletiu muito mais a maturação

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tecnológica e produtiva dos projetos de desenvolvimento dos campos de produção do que propriamente uma ampliação da atividade exploratória. Além disso, esse movimento se associa, em certa medida, à própria estratégia das petroleiras em priorizar o desenvolvimento e aproveitamento de áreas já descobertas, o que tende a proporcionar retornos financeiros mais rápidos e reduzir os riscos exploratórios. Embora essa opção tenha possibilitado a expansão das reservas, sua persistência pode comprometer a reposição das reservas no longo prazo, reduzindo a capacidade de sustentação da produção futura e ampliando os riscos para a segurança energética nacional. As projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicam que a produção brasileira de petróleo deverá continuar crescendo até atingir aproximadamente 5,1 milhões de barris por dia em 2032, iniciando, a partir desse momento, uma trajetória de declínio. Essa projeção encontra-se condicionada sobretudo pelos Recursos Descobertos (RD), que respondem por cerca de 92% da produção projetada até 2035. Isso evidencia que a manutenção da capacidade produtiva do país não poderá prescindir

da ampliação das atividades exploratórias. Sem a incorporação de novas descobertas ao portfólio de reservas, tende a se ampliar a vulnerabilidade da produção nacional no longo prazo, comprometendo tanto a reposição das reservas quanto a segurança energética brasileira. O Brasil ainda dispõe de importantes fronteiras exploratórias, como a Margem Equatorial, as bacias offshore do Nordeste, o offshore do Espírito Santo, a Bacia de Pelotas, além do potencial remanescente das bacias de Campos, Santos e de diversas bacias terrestres. A incorporação desses recursos, entretanto, não pode ser orientada apenas por estratégias empresariais ou pela rentabilidade de curto prazo. As prioridades exploratórias devem integrar uma política energética de longo prazo, articulada à segurança energética, à soberania nacional, ao fortalecimento das capacidades tecnológicas e ao desenvolvimento industrial. Nessa perspectiva, a exploração de petróleo constitui um instrumento estratégico para não só garantir a segurança energética, mas também ampliar a geração de valor, dinamizar a economia e sustentar um projeto nacional soberano de desenvolvimento. Petro & Química nº407

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Margem Equatorial, oportunidade para uma indústria forte por: Karine Fragoso, Gerente geral de Petróleo, Gás, Energias e Naval da Firjan

O mercado de petróleo segue atento aos movimentos do mundo. Não é diferente a necessidade pela busca de mais recursos de energia. Os investimentos acontecerão naturalmente onde existirem condições de negócios e oportunidades de transformação de potencial de reservas em volumes de produção. Os exemplos da Guiana e Suriname mostram como é possível avançar no Norte do país e são complementares, tanto quanto são outras fronteiras ainda a

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serem exploradas no Brasil e no mundo. Ainda é cedo para afirmarmos um volume de reserva na Margem Equatorial e, ainda mais, para produção. A expectativa é alta em função do que já conhecemos das bacias próximas, na Guiana e no Suriname, e pelo que eles já desenvolveram nesses últimos anos. É importante também lembrarmos que a Margem Equatorial abrange cinco bacias sedimentares, cada uma com suas características próprias e

opinião desafios a serem enfrentados. O Brasil é a maior referência em desenvolvimento offshore, em águas profundas e ultra profundas, o que nos dá as melhores condições para avançarmos bem em respostas de segurança e de tecnologia. Isso nos coloca em excelente posição para alcançarmos com sucesso em cada uma das cinco bacias. Portanto, o potencial associado é, sim, da criação de muitas oportunidades de trabalho, em diferentes segmentos. Por isso, a demanda por novos profissionais, pela capacitação e formação de novos entrantes já é uma preocupação da indústria. A convivência com os atuais profissionais é também uma experiência fundamental para antecipar aprendizado e maturidade. Essa é a prática diária do SENAI, seja via a formação de profissionais - capacitação, aprendizagem, certificação -, seja pelo desenvolvimento e aplicação tecnológica na educação e nas empresas. Estamos batendo recordes de investimentos diretos e indiretos agregando o que há de mais moderno e atual para formação de profissionais e para o desenvolvimento de respostas às demandas industriais. Trabalhamos em rede, fortalecendo conhecimentos e multiplicando saberes entre os SENAIs locais. O Brasil, diferente dos seus vizinhos na Margem Equatorial, é um país com enorme mercado interno, um mercado demandante, já acostumado com uma produção importante de petróleo e de gás, chegando à marca de 6⁰ maior produtor e caminhando para sua manutenção e superação. Ainda assim, temos muito o que construir em respostas as nossas necessidades de infraestrutura, de atendimento às condições de vida

saudável e em conforto para toda a população. E isso demanda mais e mais energia. Esses diferenciais nos colocam em posição de destaque, e com diferencial na atração de investimentos. Temos um mercado maduro no atendimento de requisitos fundamentais para a segurança das operações e controle da produção. Uma agência reguladora prestes a completar 30 anos de atividades, uma rede de apoio às operações já consolidada, instituições representativas sérias e dedicadas. Só na Bacia de Campos, por exemplo, temos mais de 50 anos de atividades, e caminhamos na extensão dos seus campos mirando mais 50 anos de produção. A Margem Equatorial pode significar ultrapassarmos barreiras físicas tecnológicas e temporais. A possibilidade de estabelecermos uma indústria forte no Brasil, ancorada nas novas e futuras demandas dessa indústria que também viabiliza outros tantos investimentos em setores afins - fertilizantes, petroquímica, siderurgia, construção naval e civil, energia, que alavanca e faz a diferença em áreas como inovação, cultura, preservação ambiental, entre tantas outras. Conheceremos muito mais do Brasil e construiremos um novo país, com muito mais oportunidades, mais energia e mais pessoas. Estamos, e seguiremos otimistas nos avanços de novos conhecimentos e novos saberes em relação às cinco bacias, e não há dúvidas de que elas são, sim, a maior oportunidade para toda a região Norte e para o Brasil como um todo. É tempo de trabalharmos o presente, para construirmos um futuro do qual possamos nos orgulhar.

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Com o advento da transição energética, a molécula está mudando.

Estamos cientes de que a engenharia por trás das válvulas também precisa mudar? por: Paulo Sergio POFFO, Diretor Comercial e Vendas da Leser Válvulas de Segurança

Durante décadas, a indústria construiu uma base extremamente sólida de conhecimento em segurança de processo a partir das aplicações de petróleo, gás, refino, petroquímica e geração de energia. Foi nesse ambiente que aprendemos a lidar com altas pressões, temperaturas elevadas, fluidos corrosivos, gases tóxicos, hidrocarbonetos e condições severas de operação. Esse conhecimento e essa experiência continuam sendo fundamentais. Mas, na minha visão, existe um erro que precisamos evitar neste momento de transição energética: acreditar que basta substituir uma molécula por outra e manter a mesma lógica de engenharia. Não basta. A chegada do hidrogênio, a expansão dos gases técnicos e o desenvolvimento de novas rotas industriais estão trazendo condições de processo que exigem uma análise muito mais específica de cada aplicação. 172 nº407 Petro & Química

E isso vale especialmente para as válvulas de segurança. Durante muito tempo, boa parte das discussões começava com três perguntas básicas: qual é a pressão? Qual é a temperatura? E qual é a vazão de alívio necessária? Essas perguntas continuam sendo indispensáveis. Mas hoje precisamos ir além. Qual é a molécula? Como ela interage com os materiais? Em que estado físico estará? Qual é o nível de estanqueidade necessário? Existe risco de fragilização dos materiais? Há condições criogênicas? Existem requisitos especiais de limpeza? Há risco de reação ou ignição? Pode parecer uma pequena mudança de abordagem, mas não é. Na prática, significa reconhecer que, cada vez mais, a engenharia de segurança precisa compreender o comportamento do fluido, e não apenas as condições de processo.

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O hidrogênio deixa isso muito claro O hidrogênio talvez seja o exemplo mais evidente dessa transformação. É uma molécula pequena, com características particulares de permeação e de interação com determinados materiais. Pode ser armazenado sob pressões elevadas e, quando entramos no universo do hidrogênio líquido, passamos a trabalhar com temperaturas extremamente baixas. Isso muda completamente a conversa. Não estamos falando apenas de dimensionar uma válvula para determinada capacidade de alívio. Estamos falando de estanqueidade, compatibilidade de materiais, comportamento mecânico em baixíssimas temperaturas, seleção de vedações e possíveis mecanismos de fragilização. Por isso, considero perigosa a ideia de tratar o hidrogênio simplesmente como “mais um gás”. Não é. Um modelo de válvula de segurança que funcionou muito bem durante anos em determinada aplicação com gás natural, nitrogênio ou outro fluido não deve ser automaticamente considerada adequada

para hidrogênio sem uma avaliação específica. Falamos bastante sobre produção de hidrogênio, eletrolisadores, armazenamento e transporte. Mas existe uma enorme infraestrutura pressurizada ao redor desses processos que também precisa evoluir. A proteção contra sobrepressão faz parte dessa infraestrutura. Na LESER, já trabalhamos com aplicações envolvendo diferentes condições de processo e adotamos uma filosofia de seleção que parte justamente da análise de cada aplicação, considerando materiais, pressão, temperatura, dimensionamento, construção e requisitos normativos. Além de já ter sido colocada em prática em alguns projetos também aqui no Brasil. Essa abordagem está presente tanto no nosso livro, o LESER Docens, quanto nos materiais de engenharia da empresa. E acredito que essa forma de pensar começa agora a ganhar uma escala ainda maior.

O oxigênio mostra que o desafio não é apenas o hidrogênio Outro exemplo que considero muito interessante é o oxigênio. Quando comparamos hidrogênio e oxigênio, fica evidente porque não podemos falar genericamente em “válvulas para gases”. Os desafios são completamente diferentes. No caso do oxigênio, o foco muda de forma significativa. O gás não é

combustível, mas intensifica fortemente a combustão. Isso aumenta a relevância de fatores que, em outros serviços, talvez não fossem tratados com a mesma criticidade. Óleo, graxa, partículas, resíduos de fabricação ou materiais incompatíveis podem se tornar elementos importantes na avaliação de risco. Petro & Química nº407

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opinião Por isso, aplicações com oxigênio exigem atenção especial à limpeza, à compatibilidade dos materiais, às vedações e ao controle de contaminação. Não existe simplesmente “uma válvula para gás”. Existe uma válvula adequada para uma determinada aplicação. Pode parecer apenas uma diferença de palavras, mas existe uma enorme diferença de engenharia por trás dessa afirmação.

Hidrogênio, oxigênio, nitrogênio, argônio, dióxido de carbono e diferentes gases ou misturas de processo podem exigir soluções distintas. E, quanto maior a diversidade de moléculas utilizadas pela indústria, menos espaço haverá para generalizações. Cada uma dessas características pode influenciar diretamente a configuração adequada de uma válvula de segurança.

A indústria está mudando de molécula, mas não pode simplificar a engenharia É natural que a transição energética concentre grande parte da atenção em novas fontes de energia. Mas, do ponto de vista da segurança industrial, devemos olhar também para uma transformação mais silenciosa. Estamos aumentando a diversidade de fluidos, pressões, temperaturas e condições operacionais dentro das plantas. Isso torna a engenharia de aplicação ainda mais importante. Na minha opinião, um dos maiores riscos seria tratar essas novas tecnologias como simples extensões das aplicações tradicionais. A experiência acumulada pela indústria de óleo e gás é extremamente valiosa e continua sendo a base de grande parte do

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conhecimento que utilizamos. Mas ela precisa ser combinada com um entendimento específico das novas moléculas. Não se trata de abandonar o que aprendemos, mas de aplicar esse conhecimento de forma mais criteriosa. E isso exige uma mudança de mentalidade. Talvez a pergunta mais importante deixe de ser apenas: “Qual válvula atende a esta pressão e a esta vazão?” E passe a ser: “Qual é o comportamento deste fluido e o que esta aplicação realmente exige de uma válvula de segurança?” Essa segunda pergunta é mais difícil. Mas também é a mais importante.

opinião

O futuro da segurança passa pela aplicação A transição do petróleo para o hidrogênio não significa que uma indústria esteja simplesmente sendo substituída por outra. Estamos entrando em um ambiente muito mais diversificado. Pressões mais elevadas. Temperaturas mais baixas. Moléculas mais difíceis de conter. Fluidos com comportamentos químicos diferentes. Novas combinações de materiais. Tudo isso precisa ser traduzido em engenharia. E é justamente por isso que acredito que a experiência acumulada pela

indústria tradicional continuará tendo enorme valor. A diferença é que, agora, precisaremos utilizar esse conhecimento para responder a desafios que, em muitos casos, são novos. No final, a função de uma válvula de segurança continua a mesma: proteger pessoas, equipamentos e o meio ambiente contra a sobrepressão. Essa responsabilidade não mudou. O que está mudando é a complexidade da aplicação — e a engenharia precisa acompanhar essa transformação.

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Infraestrutura de transporte:

fator-chave para a expansão do mercado brasileiro de gás natural por: Rogério Manso, presidente-executivo da Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto - ATGás

O mercado brasileiro de gás natural vivencia a consolidação de um ciclo decisivo de reestruturação. O avanço da regulamentação decorrente da Nova Lei do Gás se traduz em um ambiente de negócios mais aberto, dinâmico e plural, aproximando novas fontes de suprimento de uma demanda com expressivo potencial

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de crescimento: de termoelétricas e iniciativas de descarbonização a datacenters. Para que essa agenda de crescimento ganhe escala e eficiência, é fundamental o desenvolvimento a tempo da infraestrutura que conecta e viabiliza o gás natural ao mercado: o Sistema de Transporte de Gás Natural -STGN.

opinião Os gasodutos de transporte desempenham papel estratégico na integração entre a produção e o consumo. Como ativos estruturantes de longo prazo, intensivos em capital, exigem visão prospectiva e capacidade de antecipar o ritmo de expansão do mercado. O planejamento da malha de transporte deve atuar de forma sincronizada com o aumento da oferta, a expansão da distribuição e as necessidades de setores fundamentais para a economia, como a indústria e a geração de energia. O Plano Coordenado de Desenvolvimento do Sistema de Transporte de Gás Natural para o período 2024-2033 materializa essa visão em uma agenda concreta de investimentos. O planejamento incorpora 31 projetos nas redes da NTS, TAG e TBG, totalizando aportes estimados em mais de R$ 30 bilhões. São empreendimentos voltados à conexão de novas fontes e demandas, à ampliação da capacidade de movimentação, ao reforço de conexões regionais e à remoção de gargalos operacionais, garantindo que o Sistema de Transporte de Gás Natural - STGN acompanhe o dinamismo previsto para os próximos anos. Esse horizonte ganha ainda mais relevância com a entrada de novos e expressivos volumes de gás nacional. O avanço de empreendimentos estratégicos no offshore, a exemplo do Projeto Raia, na Bacia de Campos, e de Sergipe Águas Profundas, expande as fronteiras da produção e cria oportunidades para o desenvolvimento do país. Conectar essa produção aos centros de consumo exige uma malha de transporte e escoamento preparada, ágil, flexível e integrada. A diversificação da oferta estende-se

também às fontes renováveis. A inserção do biometano na malha de transporte existente aproxima a produção interiorizada dos polos de consumo, trazendo flexibilidade operacional e novas alternativas de suprimento para as regiões atendidas. Nesse contexto, o transporte de gás natural afirma-se como infraestrutura habilitadora da competitividade. A capacidade de movimentar o energético com eficiência amplia as opções de contratação, estimula a entrada de novos agentes e garante ao consumidor final acesso a uma oferta diversificada, segura e competitiva. Uma rede de transporte forte e bem estruturada é a garantia de que os investimentos realizados na produção e na distribuição alcancem seu pleno potencial de mercado. A consolidação dessa agenda apoiase em compromissos de longo prazo. Empreendimentos de infraestrutura possuem ciclos de implantação e maturação que atravessam décadas. Por essa razão, a preservação da segurança jurídica, a clareza das regras e a previsibilidade regulatória constituem os alicerces que dão confiança ao investidor para alocar capital nesses projetos de grande porte. O Brasil tem diante de si a oportunidade de transformar a abundância de gás natural em um vetor de reindustrialização e desenvolvimento sustentável. O planejamento e a implantação coordenada de projetos entre produtores, transportadores, distribuidores, consumidores, governo e regulador é o caminho para consolidar um mercado moderno, competitivo e integrado, capaz de sustentar o crescimento econômico do país nos próximos anos.

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opinião

@ ADNOC

Além dos estereótipos: mulheres, energia e as futuras gerações no Oriente Médio por: Sofia Delgado, estudante de RI/PUC-RJ, estagiário na EPE, criadora de conteúdo no geopoliticsforgilrs

Quando alguém ouve “Oriente Médio e energia”, é provável que pense em petróleo, gás, OPEP, petrodólares e grandes projetos. Já “mulheres no Oriente Médio” costuma acionar outro repertório: véus, restrições, desigualdade, Arábia Saudita ou Irã. O problema está justamente nessas duas simplificações. Assim como o Oriente Médio não pode ser compreendido apenas pelo petróleo, suas mulheres não podem ser compreendidas apenas pela opressão. Existe uma longa tradição de discursos ocidentais que transforma a “mulher muçulmana” em uma categoria praticamente única. Isso apaga diferenças políticas, econômicas, sociais, religiosas e nacionais enormes. As experiências de mulheres iranianas, sauditas, libanesas, emiradenses e palestinas não são intercambiáveis. Durante décadas, parte do imaginário ocidental construiu a mulher árabe ou muçulmana como uma figura essencialmente passiva, 178 nº407 Petro & Química

submetida à religião, à família e ao Estado. O véu, sobretudo, tornou-se uma espécie de atalho visual para explicar sociedades inteiras, como se uma peça de roupa pudesse resumir séculos de história, disputas políticas, colonialismo, religião, classe e relações de poder. Essa representação foi questionada pela antropóloga palestino-americana Lila AbuLughod, que, em Do Muslim Women Really Need Saving?, chama atenção para os riscos de transformar “a mulher muçulmana” em um ícone cultural capaz de encobrir dinâmicas históricas e políticas muito mais complexas. Sua crítica também se dirige à maneira como a libertação das mulheres afegãs foi incorporada ao discurso político que legitimava a intervenção norteamericana no Afeganistão após o 11 de Setembro. Para Abu-Lughod, desigualdades que atingem mulheres muçulmanas não podem ser simplesmente atribuídas à

opinião religião ou a uma suposta “cultura islâmica”: fatores políticos, econômicos e históricos também atravessam essas experiências. Isso não significa negar desigualdades. Em 2023, a participação feminina na força de trabalho nos países de renda baixa e média do Oriente Médio e Norte da África era de apenas 19%, segundo o Banco Mundial, a menor taxa regional do mundo. Na América Latina e Caribe, utilizada pelo próprio Banco como comparação por apresentar nível semelhante de PIB per capita, essa participação era de aproximadamente 51%. As diferenças dentro da própria região também são enormes: no Iraque, a taxa era de 11,4%, enquanto na Jordânia

era de 14%. Os números revelam barreiras reais, mas também demonstram porque generalizações são perigosas. Não é preciso negar desigualdades para criticar estereótipos; é possível reconhecer estruturas de exclusão sem transformar milhões de mulheres em personagens sem agência de suas próprias histórias. Essa distinção se torna ainda mais importante diante das transformações econômicas e energéticas em curso. Se a transição energética pretende redesenhar o futuro econômico de diferentes países do Oriente Médio, ela também precisa enfrentar uma pergunta menos tecnológica: quem terá o direito de construir esse futuro?

Além do estereótipo: quem já está se preparando para esse futuro? A pergunta importa porque a realidade de algumas mulheres da região já desafia parte das imagens que continuam sendo reproduzidas sobre elas. Nos Emirados Árabes Unidos, por exemplo, mulheres representam 56% dos graduados em cursos STEM (science, technology, engineering and mathematics) nas universidades públicas, segundo dados compilados pela Dubai Women Establishment, e correspondem a cerca de 70% dos graduados universitários emiradenses. Na Arábia Saudita, a participação feminina no mercado de trabalho passou de 22,8% em 2016 para 33,5% no terceiro trimestre de 2024. O avanço superou a meta original de 30% estabelecida no âmbito da Vision 2030, levando o país a elevar o objetivo para 40% até 2030. Arábia Saudita e Emirados Árabes Unidos são utilizados aqui como exemplos de transformações observadas

especificamente no Golfo, não como representantes de uma experiência única do Oriente Médio. Nem a transição energética, nem a condição feminina avançam no mesmo ritmo em toda a região. Sistemas políticos, estruturas econômicas, legislações, conflitos, recursos naturais e dinâmicas sociais tornam profundamente diferentes as experiências encontradas no Golfo, no Levante, no Irã ou em outras partes da região. Mas os casos saudita e emiradense revelam uma questão especialmente relevante para o setor energético: existe capital humano sendo formado justamente no momento em que essas economias tentam construir novos setores. Uma jovem que hoje estuda engenharia, ciência da computação ou outra área STEM pode participar amanhã de projetos de energia solar, hidrogênio, captura de carbono, infraestrutura ou inovação. Essa mulher existe. O problema é que nosso Petro & Química nº407

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opinião imaginário sobre ela talvez ainda esteja algumas décadas atrasado. Isso não significa substituir a imagem da “mulher árabe oprimida” pela da “mulher árabe moderna e empoderada”. Uma mulher ocupando um laboratório, uma empresa ou um cargo de liderança não significa que todas as estruturas de desigualdade desapareceram. Participação econômica não é sinônimo

automático de igualdade política, social ou jurídica. Os avanços importam justamente porque podem coexistir com contradições. O ponto, portanto, não é construir uma nova representação idealizada dessas mulheres, mas reconhecer algo mais simples: elas já fazem parte da força humana que poderá construir a próxima economia energética.

Quem construirá a próxima economia energética? Por décadas, petróleo e Oriente Médio se tornaram quase sinônimos no imaginário internacional — e não sem motivo. Em 2024, a região respondeu por aproximadamente 30% da produção mundial de petróleo e 17% da produção de gás natural. Para 2025, a Agência Internacional de Energia estimou cerca de US$ 130 bilhões em investimentos na oferta de petróleo e gás no Oriente Médio. Portanto, falar em transição não significa imaginar que os hidrocarbonetos simplesmente desaparecerão do horizonte econômico regional. Ao mesmo tempo, novas trajetórias estão sendo construídas. A participação conjunta de renováveis e energia nuclear na geração elétrica regional praticamente dobrou desde 2015, chegando a quase 15% em 2024, enquanto os investimentos em geração de energia limpa foram projetados em cerca de US$ 10 bilhões para 2025, segundo a Agência Internacional de Energia. É sobretudo em alguns países do Golfo que essa transformação assume contornos mais

visíveis, com estratégias de diversificação econômica envolvendo energia solar, hidrogênio, tecnologia, infraestrutura e novos modelos urbanos. A transição energética, entretanto, nunca foi apenas sobre trocar uma fonte de energia por outra. Ela envolve empregos, educação, inovação, tecnologia, indústria, distribuição de recursos e poder. Por isso, a pergunta sobre quem ocupará os empregos criados por essa nova economia não é secundária. Uma transformação dessa dimensão não pode se dar ao luxo de desperdiçar pessoas qualificadas. Essa discussão ultrapassa o próprio Oriente Médio. Segundo a Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA), mulheres representam apenas 32% dos empregos em tempo integral no setor global de energias renováveis. O dado expõe uma contradição importante: estamos construindo indústrias destinadas a responder a problemas do século XXI enquanto ainda reproduzimos nelas desigualdades muito mais antigas.

Uma indústria pode ser tecnologicamente nova e socialmente velha É justamente aí que a participação feminina deixa de ser apenas uma pauta 180 nº407 Petro & Química

de representatividade e passa a ser também uma questão de capacidade. A

opinião transformação dos sistemas energéticos exigirá engenheiros, pesquisadores, economistas, formuladores de políticas públicas, profissionais da indústria, especialistas em relações internacionais e lideranças capazes de lidar simultaneamente com segurança energética, desenvolvimento, clima e inovação. Limitar quem pode participar desses espaços significa limitar também o conjunto de conhecimentos e talentos disponíveis para enfrentar uma transformação dessa escala.

O desafio, portanto, não é inserir mulheres em uma transição que já está pronta. É garantir que elas estejam entre aqueles que irão defini-la. Isso importa particularmente quando uma geração de mulheres qualificadas começa a chegar ao mercado de trabalho justamente enquanto novas cadeias produtivas e tecnologias estão sendo desenvolvidas. Se a economia energética do futuro está sendo construída agora, as decisões sobre quem poderá construi-la também estão sendo tomadas agora.

Uma transição construída para quem vem depois Talvez seja justamente aqui que a discussão precise deixar de ser apenas sobre mulheres e passar a ser sobre algo ainda maior: a próxima geração. A transição energética talvez seja um dos maiores projetos intergeracionais do nosso tempo. Quem toma as decisões hoje dificilmente viverá todas as consequências delas, enquanto aqueles que ainda estão entrando nas universidades, nos laboratórios e no mercado de trabalho receberão sistemas energéticos, cidades, infraestruturas e economias que não escolheram do zero. Essa geração terá de administrar simultaneamente a urgência climática, a segurança energética, o desenvolvimento econômico e tecnologias que ainda estão sendo construídas. Quando falamos em responsabilidade intergeracional, normalmente pensamos em emissões, temperatura e recursos naturais. Faz sentido. As próximas gerações receberão uma atmosfera moldada por decisões tomadas antes de seu nascimento. Mas nossa herança não será

apenas ambiental. Também deixaremos instituições, oportunidades, desigualdades e ideias sobre quem pertence aos espaços onde decisões são tomadas. Por isso, discutir quem participa da transformação energética não é apenas uma questão de representatividade. É também uma questão de capacidade coletiva. Uma transição dessa dimensão exigirá toda a colaboração, conhecimento e capacidade de inovação que pudermos reunir. Desperdiçar talentos por gênero, origem ou outras barreiras estruturais significa reduzir justamente o conjunto de pessoas de que precisaremos para enfrentar esses desafios. É nesse ponto que as mulheres retornam ao centro da discussão. Não porque sejam as únicas responsáveis por construir um futuro mais sustentável, nem porque devam ser transformadas em símbolos da modernização de seus países, mas porque não existe justificativa para imaginar a próxima economia energética utilizando apenas parte do potencial Petro & Química nº407

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opinião humano disponível. Os números de mulheres em STEM nos Emirados ou o crescimento da participação feminina no mercado de trabalho saudita não encerram a discussão sobre igualdade. Eles revelam algo diferente: existe uma geração se preparando para ocupar espaços que nossas representações sobre a região ainda têm dificuldade de imaginar. E essa geração não é formada apenas por mulheres. São jovens que entrarão em um setor obrigado a conciliar demandas que durante décadas foram tratadas separadamente: produzir energia suficiente, garantir segurança energética, sustentar desenvolvimento econômico e, simultaneamente, reduzir impactos ambientais. Em diferentes países, as respostas serão diferentes. O que não muda é que as consequências das escolhas feitas agora durarão mais do que muitos daqueles que as estão tomando. Talvez, então, a pergunta que deva permanecer não seja apenas “qual será o futuro das mulheres no Oriente Médio?”, mas quem estará preparado — e terá espaço — para construir o futuro energético dos diferentes países da região? A resposta precisará incluir mulheres. Precisará incluir homens. E, sobretudo, precisará incluir uma nova geração que não escolheu os problemas que está prestes a

herdar, mas terá de encontrar maneiras de solucioná-los. Isso vale também para além do Oriente Médio. Talvez exista certa facilidade em observar desigualdades de gênero em outras sociedades enquanto demonstramos menos disposição para reconhecer as estruturas de exclusão presentes nas nossas. A transição energética é global e a pergunta sobre quem participa dela também deve ser. Se estamos construindo um sistema energético destinado às próximas décadas, não faz sentido excluir das decisões justamente parte daqueles que terão de fazê-lo funcionar. As próximas gerações herdarão nossas escolhas energéticas, nossas emissões e nossas instituições. Mas também herdarão as oportunidades que abrimos, os espaços que democratizamos e as ferramentas que decidimos colocar à disposição delas. Se queremos deixar um sistema energético mais sustentável, nossa responsabilidade não termina em desenvolver tecnologias melhores. Precisamos também garantir que quem vier depois tenha espaço para participar das decisões que definirão o mundo em que terá de viver. A próxima geração não poderá escolher os erros que herdará de nós. Mas nós ainda podemos escolher se entregaremos a ela as ferramentas — e o espaço — necessários para corrigi-los.

ABU-LUGHOD, Lila. Do Muslim Women Need Saving? Cambridge: Harvard University Press, 2013. ABU-LUGHOD, Lila. “Do Muslim Women Really Need Saving? Anthropological Reflections on Cultural Relativism and Its Others”. American Anthropologist, v. 104, n. 3, 2002. DUBAI WOMEN ESTABLISHMENT. Key Statistics and Women’s Empowerment Facts. Dubai. INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA). World Energy Investment 2025 – Middle East. Paris: IEA, 2025. INTERNATIONAL RENEWABLE ENERGY AGENCY (IRENA). Renewable Energy: A Gender Perspective – Second Edition. Abu Dhabi: IRENA, 2025. KINGDOM OF SAUDI ARABIA. Saudi Vision 2030 – Annual Report 2024. Riyadh, 2025. WORLD BANK. More Jobs, Better Jobs: The Engine for Women’s Economic Empowerment in the Mashreq. Washington, D.C.: World Bank, 2025.

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opinião

Marca de excelência:

certificações API demonstram qualidade, confiabilidade e credibilidade por: Kevin Ferrick, American Petroleum Institute.

No atual cenário global de energia, em que os riscos operacionais são elevados e o nível de exigência é cada vez maior, a certificação representa uma vantagem competitiva baseada em qualidade e consistência. Há décadas, o American Petroleum Institute (API) contribui para estabelecer referências de qualidade e consistência, desenvolvendo normas amplamente adotadas e programas de certificação que apoiam operações seguras, confiáveis e eficientes em toda a indústria de petróleo e gás. À medida que a indústria evolui, os programas de certificação do API tornamse ainda mais relevantes, pois oferecem a fabricantes, prestadores de serviços e organizações de reparo uma forma reconhecida de reduzir riscos, fortalecer

a confiança e competir de maneira mais eficaz. Fundamentadas em normas reconhecidas em todo o mundo e em auditorias independentes de terceira parte, essas certificações demonstram compromisso com a qualidade e a excelência operacional. Cada programa desempenha um papel específico ao longo do ciclo de vida dos equipamentos: o Monograma API avalia a capacidade dos fabricantes de produzir equipamentos em conformidade com as normas aplicáveis; o APIQR verifica os sistemas de gestão das organizações; e o Programa de Reparo e Remanufatura reconhece organizações capacitadas a reparar ou remanufaturar ativos críticos. Em conjunto, esses programas permitem que as empresas forneçam produtos e serviços com maior confiança.

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Certificações API: elevando o patamar da qualidade em todo o mundo Desde sua fundação, em 1919, o API tem sido uma referência global em segurança, confiabilidade e desempenho na indústria de petróleo e gás. Sua atuação, porém, vai muito além da publicação de documentos técnicos. Por meio de seus programas de certificação abrangentes, o API oferece às empresas uma forma estruturada de demonstrar conformidade com suas normas e fortalecer sua credibilidade. Esses programas incluem o Programa Monograma API, criado em 1924 para

fabricantes de produtos; o Programa APIQR, voltado à certificação de sistemas de gestão; e o mais recente Programa de Reparo e Remanufatura API, destinado a organizações que reparam ou remanufaturam equipamentos críticos. Todos têm como base normas API reconhecidas em todo o mundo. As certificações de sistemas de gestão ISO 9001 e ISO 14001 oferecidas pelo API são acreditadas pela ANAB, refletindo um compromisso comum com segurança, excelência operacional e consistência.

Atualmente, o API oferece três programas principais de certificação: • Monograma API: certifica instalações que fabricam equipamentos em conformidade com as especificações de produto API aplicáveis e que implementaram a API Spec Q1. • APIQR: verifica a conformidade de uma organização com uma ou mais normas de sistemas de gestão, incluindo API Spec Q1, API Spec Q2, API 18LCM, ISO 9001 e ISO 14001. • Certificação de Reparo e Remanufatura: reconhece instalações que reparam ou remanufaturam equipamentos de acordo com especificações técnicas API, como a API 16AR. Em conjunto, esses programas ajudam as empresas a melhorar seu desempenho, reduzir riscos operacionais e demonstrar 184 nº407 Petro & Química

seu compromisso com resultados consistentes e de alta qualidade.

opinião

Monograma API: elevando o padrão de qualidade dos produtos O Programa Monograma API é um dos símbolos de qualidade e conformidade de produtos mais reconhecidos da indústria. As organizações licenciadas utilizam o Monograma para demonstrar que os equipamentos atendem às normas API aplicáveis e são fabricados sob um sistema de gestão da qualidade em conformidade com a API Spec Q1. Essa garantia tem peso significativo em processos de aquisição nos quais desempenho e mitigação de riscos são prioridades. Mas a qualidade não termina com a certificação. Por meio do sistema de Reporte de Não Conformidade

(NCR) do API, organizações licenciadas, operadores e até mesmo partes anônimas podem relatar preocupações relacionadas a produtos ou práticas não conformes, inclusive quando identificadas pela própria organização. Cada relato é investigado e, quando necessário, são adotadas ações corretivas. Esse mecanismo de transparência e responsabilização reforça a confiança na marca Monograma API. Também promove uma cultura de melhoria contínua, permitindo que problemas sejam identificados e tratados antes que evoluam para falhas ou riscos à reputação.

APIQR: certificando o sistema Enquanto o Programa Monograma API se aplica à conformidade dos produtos, o APIQR certifica sistemas de gestão em conformidade com uma ou mais normas, incluindo: • API Spec Q1: direcionada a fabricantes e prestadores de serviços da indústria de petróleo e gás natural. • API Spec Q2: voltada para prestadores de serviço em ambientes de operações em poços. • API 18LCM: incorpora uma abordagem de ciclo de vida para a gestão de equipamentos críticos. • ISO 9001 / ISO 14001: normas internacionais amplamente reconhecidas para sistemas de gestão da qualidade e ambiental. Ao obter a certificação APIQR, as empresas demonstram seu compromisso com processos consistentes, bem documentados e auditáveis, contribuindo para a redução

de não conformidades, a melhoria da rastreabilidade e um maior alinhamento às expectativas de clientes e órgãos reguladores.

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Reparo e remanufatura: restaurando a confiança em equipamentos críticos À medida que mais operadores buscam prolongar a vida útil dos equipamentos e reduzir desperdícios, componentes reparados e remanufaturados vêm assumindo um papel cada vez mais relevante nas operações de energia. Entretanto, sem um processo claro e verificável, a qualidade e a consistência desses serviços podem variar significativamente. A certificação de Reparo e Remanufatura API responde diretamente a esse desafio. Ela reconhece organizações que demonstram capacidade para reparar 186 nº407 Petro & Química

ou remanufaturar equipamentos de modo que atendam aos requisitos das normas API aplicáveis. O programa foi lançado em 2025, inicialmente com a API 16AR, que estabelece requisitos para equipamentos de passagem plena (drill-through equipment), como preventores de erupção (BOPs) e conectores hidráulicos. Para participar, as instalações devem atender à norma do produto aplicável e operar sob um sistema de gestão da qualidade em conformidade com a API Spec Q1. Essa combinação assegura que todos os reparos, realizados onshore, offshore ou em campo, atendam

opinião às mesmas elevadas expectativas de desempenho. Para os operadores, isso proporciona confiança na integridade

dos equipamentos. Para os prestadores de serviços, representa uma credencial relevante em um mercado competitivo.

Certificação como vantagem competitiva Embora as certificações API proporcionem benefícios técnicos claros, seu valor para os negócios é igualmente importante, especialmente em processos de aquisição, qualificação e atendimento a requisitos regulatórios. Considere um fabricante que pretende ingressar em um novo mercado com requisitos rigorosos de qualidade. Sem a certificação Monograma API, a empresa pode enfrentar maior nível de análise, processos de avaliação mais longos ou até mesmo desqualificação. Da mesma forma,

uma instalação de reparo sem credenciais reconhecidas pode encontrar dificuldades para conquistar contratos de prestação de serviços com operadores que buscam reduzir riscos. Agora considere a situação oposta. Com o respaldo das certificações API, esse mesmo fabricante apresenta credenciais verificáveis. Auditores e equipes de suprimentos podem verificar a conformidade por meio da API Composite List, agilizando o processo de qualificação e fortalecendo a confiança.

Além dos benefícios nos processos de aquisição, as empresas certificadas também podem contar com: • Menos atrasos relacionados a lacunas na documentação. • Maior aceitação em países que priorizam requisitos de conteúdo local ou iniciativas de geração de valor interno, conhecidas pela sigla ICV. • Maior credibilidade junto a clientes e órgãos reguladores.

Um futuro mais seguro e sustentável Em um momento em que segurança, sustentabilidade e integridade operacional são mais importantes do que nunca, as marcas de certificação API oferecem às empresas uma forma prática de demonstrar sua competência. Sejam aplicadas a produtos, sistemas ou reparos de equipamentos críticos, essas certificações constituem um sinal

de qualidade reconhecido em todo o mundo, ajudando as empresas a atuar em mercados complexos, fortalecer a confiança dos clientes e operar com segurança. Para saber mais sobre os programas de certificação do API, envie um e-mail para latam@api.org. Originalmente publicado em inglês.

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Petróleo e gás:

conteúdo local e competitividade como estratégia para fortalecer a indústria brasileira por: Alberto Machado Neto, M.Sc, Diretor executivo de petróleo, gás natural, bioenergia, hidrogênio e petroquímica da Abimaq

O setor de petróleo e gás ocupa posição estratégica na economia brasileira. Além de ser responsável por parcela significativa dos investimentos privados no país, ele possui uma característica singular: sua cadeia produtiva é extensa, complexa e altamente intensiva em tecnologia e capital. Por isso, quando bem orientado, pode funcionar como poderoso indutor de desenvolvimento industrial, inovação e geração de empregos qualificados. A Petrobras fez isso enquanto detentora do monopólio do petróleo. No entanto, adicionalmente, o Brasil enfrenta desafios históricos, como o chamado custo Brasil, a assimetria tributária do Repetro e a falta de coordenação entre a política industrial, hoje inexistente, e a política energética, hoje focada na produção da commodity petróleo para exportação. Tal cenário limita o aproveitamento pleno desse potencial e desde a lei do Petróleo (Lei 9478/1997) e os aspectos nele contidos nunca foram abordados de maneira efetiva. A discussão sobre conteúdo local surge exatamente nesse

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contexto. Trata-se mais de um “desejo” do que de uma Política de Estado que tenha como objetivo garantir que, parte dos investimentos realizados pelas operadoras de petróleo seja internalizada na economia nacional, estimulando fornecedores brasileiros, capacitação tecnológica, geração de empregos qualificados, impostos e competitividade em termos internacionais. Exportar menos petróleo e mais produtos com maior valor agregado. Embora o tema seja frequentemente tratado de forma polarizada, especialistas defendem que o conteúdo local não deve ser visto como obstáculo, mas como indicador estratégico, desde que sejam aplicadas medidas viabilizadoras, com inteligência, previsibilidade e foco em inovação. Como um desses especialistas, eu mesmo, há anos, venho trazendo à baila o debate sobre o fortalecimento da indústria nacional sempre criticando a volatilidade das decisões governamentais envolvendo as exigências de conteúdo local. A ampliação do Repetro, conforme Lei aprovada pelo Congresso,

opinião configura “uma Política Industrial às avessas, pois privilegia as importações em detrimento da indústria nacional”. O Brasil não pode se limitar a produzir petróleo: “O petróleo tem que gerar empregos aqui”, e os royalties, por exemplo, destinados à educação não resolvem o problema se não houver oportunidades para os profissionais formados. O chamado custo Brasil, conjunto de entraves estruturais como burocracia, insegurança jurídica, logística deficiente e carga tributária complexa, má gestão, falta de planos estratégicos de Estado, custo de capital, afeta diretamente a competitividade da indústria nacional. No setor de petróleo e gás, isso se traduz em dificuldades para que fornecedores brasileiros disputem contratos com empresas estrangeiras que operam em ambientes mais eficientes, com dinheiro barato e com regimes tributários mais simples. Muitos das dificuldades atribuídas ao conteúdo local são, na verdade, reflexo do custo Brasil. Muitos investimentos ficaram represados por fatores como exigências ambientais, crise política, queda do preço do petróleo e dificuldades na gestão da Petrobras e não pelas regras de conteúdo local, como frequentemente se argumenta de forma simplificada e falaciosa. Assim, discutir competitividade exige ir além da dicotomia “conteúdo local versus flexibilização”. É necessário enfrentar os gargalos estruturais que encarecem a produção nacional e reduzem sua capacidade de competir globalmente. O Estado brasileiro, por meio da Petrobras e das políticas públicas, possui um dos

maiores poderes de compra do mundo na área de energia. Esse poder, quando utilizado de forma estratégica, pode impulsionar setores industriais inteiros, como ocorreu historicamente com a indústria naval, metalmecânica e de equipamentos submarinos no tempo em que a Petrobras detinha o monopólio. Política Industrial associada ao poder de compra. Países que se tornaram potências industriais, como Noruega, Reino Unido, Coreia do Sul e mais recentemente a Arábia Saudita, utilizaram políticas de conteúdo local combinadas com exigências de transferência tecnológica, apoio à inovação, geração e investimentos locais e metas de competitividade. A Noruega, por exemplo, estruturou sua indústria offshore por meio de forte coordenação estatal, exigindo que empresas estrangeiras desenvolvessem fornecedores locais e investissem em pesquisa nacional. Para adquirirem blocos exploratórios as oil companies teriam que investir em desenvolvimento e produção local de bens para o setor, só então recebendo o aval para participar dos leilões para a aquisição do direito de exploração dos blocos ofertados. O Reino Unido, após a exploração do Mar do Norte, adotou políticas de “local content” flexíveis, mas acompanhadas de metas de produtividade e programas de capacitação. No início da década de 1990, os britânicos perceberam que seu petróleo, procedente do Mar do Norte nunca seria produzido a custos competitivos se não adotassem uma forte política de redução de custos. Já a Coreia do Sul transformou sua indústria naval em líder global ao vincular

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opinião investimentos estrangeiros a programas de desenvolvimento tecnológico doméstico. Tinha forte participação na gestão, sem, entretanto, atuar como empresária. O Brasil possui condições semelhantes, mas ainda não conseguiu explorar adequadamente esse potencial. Como tenho dito em diversas ocasiões, é preciso “fortalecer a cadeia de fornecedores, ampliar a capacitação de mão de obra e aperfeiçoar regimes fiscais, como o Repetro”. Ou seja, o poder de compra do Estado deve ser orientado para gerar valor nacional e não apenas para maximizar a produção da commodity petróleo. O Repetro, regime tributário especial que isenta de impostos a importação de equipamentos destinados à exploração e produção de petróleo, foi criado para atrair investimentos e reduzir custos das operadoras. No entanto, sua ampliação pelo Congresso em 2017 gerou forte assimetria competitiva. O regime especial, da forma como está estruturado, “isenta totalmente de impostos os produtos importados”, criando um ambiente em que fornecedores nacionais competem em condições desiguais, já que seus produtos são tributados enquanto os importados entram livres de qualquer taxação. Tal fato desestimula a produção local, reduz a base industrial e enfraquece a capacidade do país de capturar valor ao longo da cadeia produtiva. Contém ainda Cláusulas que reduzem os impostos sobre a renda dos investidores na exploração e produção sem o devido retorno à sociedade brasileira decorrente da concessão desses incentivos. A correção dessa assimetria não significa eliminar o Repetro, mas ajustá-lo para que 190 nº407 Petro & Química

cumpra seu papel sem destruir a indústria nacional. Países como Noruega e Reino Unido possuem regimes fiscais atrativos, mas também mecanismos de proteção e estímulo à produção local. Lá não existe a prática de multas como nos contratos daqui. Simplesmente se a política não for seguida, a oil company não explora lá. A Arábia Saudita por só ter uma empresa de petróleo, vai mais além, os fornecedores de máquinas e equipamentos, por exemplo, para venderem para aquele país precisam agregar valor localmente. O conteúdo local não deve ser visto como imposição rígida de um índice, mas como estratégia de desenvolvimento. O Brasil já demonstrou capacidade de construir uma indústria sofisticada. A partir da criação da Petrobras, o país desenvolveu um parque industrial comparável ao de nações desenvolvidas, com empresas transnacionais, inclusive de capital nacional, instaladas no território e gerando empregos qualificados. A política necessário para a obtenção de conteúdo local deve ser redesenhada para estimular inovação tecnológica, promover exportações, criar sistemas de bonificação por desempenho, desenvolver infraestrutura, tanto física quanto legal e financeira, estabelecer metas realistas com cobrança de resultados e finalmente adotar ações para integrar fornecedores nacionais às cadeias globais. Essas diretrizes aparecem em relatórios recentes do governo federal, inclusive Acordão do TCU, que propõem um novo modelo de conteúdo local focado em inovação, competitividade e integração setorial. O setor de petróleo e gás continuará

opinião

sendo um dos maiores investidores do país nas próximas décadas, inclusive na Transição Energética. A Margem Equatorial brasileira, que já começa a dar sinais de existência real, por exemplo, representa nova fronteira exploratória com potencial de atrair bilhões em investimentos. Estados como o Pará e Amapá podem se tornar polos logísticos e industriais, atendendo não apenas o mercado brasileiro, mas também países vizinhos como Guiana e Suriname. Aproveitar essa oportunidade exige planejamento, infraestrutura, capacitação, incentivos fiscais equilibrados ao longo das cadeias de valor envolvidas, sempre temporários e, acima de tudo, políticas industriais articuladas envolvendo todos os segmentos da economia do país. O Brasil tem por obrigação transformar as demandas do setor em motor de desenvolvimento,

desde que não renuncie a sua capacidade produtiva, como vem fazendo desde a quebra do monopólio da Petrobras. Por fim, fortalecer a indústria brasileira de bens e serviços para o Setor de Petróleo e Gás não é apenas questão de exigir conteúdo local, mas de estratégia nacional. O país precisa enfrentar o custo Brasil, corrigir assimetrias do Repetro, usar de forma inteligente o poder de compra do Estado e aproveitar as demandas do setor para impulsionar inovação, competitividade e geração de empregos. Políticas que privilegiam importações em detrimento da produção nacional representam retrocesso. O Brasil possui capacidade industrial, talento humano e recursos naturais para ser protagonista global, desde que adote políticas coerentes, previsíveis e orientadas ao desenvolvimento. Caso contrário, como será o day after??? Petro & Química nº407

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artigo

LoRaWAN como habilitador da última milha da monitoração industrial no setor de óleo e gás por: Márcio de Freitas Minicz – PETROBRAS - Tecnologia da Informação e Telecomunicações Consultor

Se conversarmos com qualquer engenheiro responsável por uma planta de uma unidade industrial de óleo e gás (refinaria, plataforma, etc.), teremos a indicação de que somente entre 5 e 8% das variáveis disponíveis estão sendo medidas. Essas são as variáveis que são necessárias para as malhas de automação, de forma que os sistemas funcionem corretamente, sendo que todas elas vão para um SDCD ou sistema SCADA. Isso é a instrumentação e o controle tradicionais. Com os atuais objetivos de segurança operacional, produtividade e otimização, será que fazer o tradicional é o suficiente? Mas como ir além? Como permitir otimizações, com ou sem o uso de IA? Com qual custo? Somente as medições para

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o controle tradicional são o suficiente? O que precisamos é conseguir capturar várias variáveis que não pertencem às malhas de controle e, a partir da análise dessas variáveis, através do uso de aprendizado de máquina ou qualquer outra técnica de análise, ter uma monitoração mais ativa das plantas, bem como conseguir otimizar o funcionamento delas. Monitorar todos os pontos de interesse que não fazem parte das malhas de controle com as tecnologias tradicionais — cabeadas (ex: 4-20 mA) ou sem fio (WirelessHART ou ISA 100.11a) — tipicamente é inviável devido aos custos de implantação, operação e manutenção. É exatamente nessa última milha — o trecho entre o ponto de medição

em campo e o sistema que vai consumir o dado — que o modelo tradicional trava: projeto, bandejamento, cabo, barreira de segurança, comissionamento e manutenção por ponto tornam o custo incompatível com o valor de uma variável que não pertence a nenhuma malha de controle. Aqui é que entra o LoRaWAN! LoRaWAN é uma tecnologia de rede sem fio que, no Brasil, utiliza a frequência de 915 MHz, não licenciada, de baixo custo, padronizada, que permite o uso de produtos de diferentes fabricantes, de fácil instalação e que considera requisitos de segurança desde a sua concepção, o que viabiliza a monitoração de vários tipos de variáveis que hoje estão “enterradas” nas plantas industriais, permitindo uma

artigo monitoração mais efetiva e, consequentemente, um aumento na eficiência operacional e integridade, com redução nas manutenções dos equipamentos. Outras características importantes a serem consideradas para o uso do LoRaWAN incluem que a comunicação entre o sensor e o servidor (LNS -

LoRaWAN Network Server) é não determinística, ocupa pequena largura de banda (baixa velocidade) e tem atraso que pode passar de dezenas de segundos. Por outro lado, quando é utilizada a modulação LoRa, o alcance chega a 10 km se não tivermos obstáculos, o que viabiliza a instalação de poucos gateways para a conexão dos sensores.

O consumo de bateria é um item que chama a atenção, sendo que o LoRaWAN consome 1 ou 2 ordens de grandeza menos energia do que uma rede 4G/5G ou Wi-Fi. Combinando isso com poucas leituras por dia, por exemplo, a cada 6 ou 12 horas, alguns tipos de sensor LoRaWAN podem ter mais de 5 anos de duração da bateria.

Agora, não pensem que o LoRaWAN é somente para aplicações “simples”. Os padrões definidos pela LoRa Alliance permitem o uso desta tecnologia para geolocalização, transmissão

de IPv6, uso de aplicações multicast, atualização do firmware através da interface aérea, velocidade adaptativa para otimizar o consumo de bateria, gerenciamento dos dispositivos ativos através

do LNS, criptografia e integridade das mensagens via AES-128, mensagens de confirmação, além de haver estudos para uso através de satélite e integração com o OPC UA.

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artigo

Hoje, no mercado, é possível encontrar sensores com vários graus de proteção IP e também para uso em áreas classificadas, com corpo de plástico, alumínio e até aço inoxidável. Esses sensores podem medir temperatura, pressão, vazão, nível, abertura de válvulas, gases diversos, vibração, etc., além de estação meteorológica e conversores de sinais 4-20 mA. Uma excelente aplicação é para medir aquelas variáveis que tipicamente dependem de o operador ir até o instrumento para fazer a leitura, o que acaba

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ocorrendo de maneira muito esporádica (diária, semanal, mensal ou semestral), mas que podem agregar valor para o negócio caso essa variável seja lida diariamente. Com o uso de sensores LoRaWAN essas variáveis poderiam ser coletadas a cada 6 horas ou 1 vez por dia, por exemplo, viabilizando uma melhor rotina e segurança operacionais e aumentando a confiabilidade geral da planta. As unidades de óleo e gás tradicionalmente já são bastante instrumentadas, se comparadas com outras indústrias, mas

com foco em malhas de controle ou controles regulatórios. O LoRaWAN é uma tecnologia que pode viabilizar a instalação de vários tipos de sensores, que tipicamente não fazem parte das malhas de controle, permitindo rotinas operacionais mais eficientes, melhor monitoração de equipamentos e otimização das plantas com melhor relação custo-benefício. Com isso, as aplicações de IA que estão surgindo poderão ter os dados necessários para que possam geral valor, dentro de um custo aceitável.

artigo

Descomissionamento sustentável: integridade, inovação e geração de valor no fim do ciclo de vida dos ativos por: Newton Narciso Pereira – Coordenador do Centro de Estudos para Sistemas Sustentáveis — CESS-UFF

O descomissionamento representa uma das etapas mais complexas do ciclo de vida de um ativo industrial. Em setores como petróleo e gás, indústria naval, portos, energia e infraestrutura offshore, essa fase envolve muito mais do que interromper uma operação, retirar equipamentos ou desmontar uma instalação. Trata-se de um processo multidisciplinar que precisa conciliar segurança, integridade estrutural, proteção ambiental, conformidade regulatória, viabilidade econômica e responsabilidade social. Durante muito tempo, o

fim da vida útil dos ativos foi tratado como um problema a ser resolvido apenas quando a instalação já se aproximava do encerramento de suas atividades. Essa visão precisa ser substituída por uma abordagem de ciclo de vida. O descomissionamento deve começar a ser planejado ainda nas fases de projeto, construção e operação. Quanto melhor for a qualidade das informações acumuladas ao longo da vida do ativo, mais segura, previsível e eficiente será sua destinação final. Nesse contexto, a integridade de ativos

possui papel central. Os registros de inspeção, manutenção, alterações de projeto, substituição de equipamentos, falhas, reparos e condições estruturais formam a base para as decisões de descomissionamento. Quando essas informações estão incompletas ou dispersas, aumentam as incertezas relacionadas aos custos, aos riscos e às possibilidades de reaproveitamento. Em outras palavras, a qualidade do descomissionamento depende diretamente da qualidade da gestão do ativo durante sua operação.

instalações permanecem em operação durante décadas e passam por diferentes modificações.

Em alguns casos, os desenhos, memoriais, inventários e bancos de dados disponíveis já não

Os principais desafios Um dos primeiros desafios é conhecer com precisão o ativo que será descomissionado. Muitas

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artigo representam integralmente a condição real da unidade. Essa divergência entre a documentação e o ativo físico dificulta o planejamento das atividades, a estimativa de custos e a identificação dos riscos. Outro desafio relevante é a presença de materiais perigosos. Plataformas, navios e instalações industriais podem conter amianto, mercúrio, compostos com bifenilas policloradas, óleos, produtos químicos, gases, baterias, materiais contaminados e resíduos contendo radionuclídeos naturais, conhecidos como NORM. Esses materiais exigem identificação prévia, segregação, acondicionamento, transporte, tratamento e destinação adequados. O inventário de materiais

perigosos não deve ser entendido apenas como uma obrigação documental. Ele é uma ferramenta de gestão de risco. Quando elaborado de forma confiável e mantido atualizado, permite definir procedimentos de trabalho, equipamentos de proteção, áreas de isolamento, métodos de remoção e rotas de destinação. Também contribui para proteger trabalhadores, comunidades e o meio ambiente. Há ainda desafios relacionados à infraestrutura. O descomissionamento de grandes ativos offshore exige portos, estaleiros, empresas de gerenciamento de resíduos, transportadores, siderúrgicas, laboratórios, certificadoras e órgãos públicos trabalhando de forma coordenada. Não basta existir um local capaz

de receber uma plataforma ou um navio. É necessário que toda a cadeia possua capacidade técnica, ambiental e operacional para executar o serviço com segurança. Ainda são escassos os locais para realização da reciclagem destas estruturas no país, sendo que algumas plataformas inclusive foram enviadas para serem recicladas no exterior, por questões relacionadas principalmente ao Repetro. Nossos estudos sobre a maturidade da cadeia brasileira indicam que o desenvolvimento desse mercado depende da integração entre os diferentes atores, bem como de uma cadeia reversa de suprimentos bem montada no país. Este ainda pode ser um entrave de curto prazo a ser superado.

Oportunidades para a indústria brasileira Apesar dos desafios, o descomissionamento também representa uma importante oportunidade industrial. O Brasil possui uma extensa infraestrutura offshore, uma cadeia naval relevante, produção siderúrgica, centros de

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pesquisa e experiência em engenharia, logística e gestão ambiental. Esses elementos podem sustentar o desenvolvimento de uma cadeia nacional de serviços dedicada ao fim do ciclo de vida dos ativos. O descomissionamento

movimenta diferentes setores. Além das atividades realizadas nos estaleiros, há demanda por inspeções, engenharia, modelagem, consultoria ambiental, análise de riscos, logística, limpeza industrial, corte, transporte, monitoramento,

artigo certificação, tratamento de resíduos e recuperação de materiais. Portanto, sua contribuição econômica não deve ser avaliada apenas pelo valor da sucata metálica. Um ativo descomissionado pode conter equipamentos, componentes e materiais com diferentes possibilidades de destinação. Alguns poderão ser reutilizados diretamente; outros poderão ser reparados, recondicionados ou remanufaturados. Há ainda materiais que podem retornar às cadeias produtivas por meio da reciclagem. Somente depois de esgotadas essas

possibilidades deve ser considerada a disposição final. Essa hierarquia é fundamental para a economia circular. O objetivo deixa de ser simplesmente desmontar e descartar, passando a ser recuperar o maior valor técnico, econômico e ambiental possível. Para isso, cada componente precisa ser avaliado considerando sua condição, histórico de manutenção, vida útil remanescente, composição, possibilidade de certificação e existência de mercado. Nossas pesquisas

demonstram que a valoração de um ativo em fim de vida depende diretamente da qualidade das informações disponíveis. Quando os equipamentos são avaliados apenas por seu peso, perde-se a possibilidade de reconhecer seu valor funcional. Uma válvula, um motor, um gerador ou um módulo de processo pode possuir valor muito superior ao de seus materiais constituintes, desde que existam informações suficientes para comprovar sua condição e permitir uma destinação segura.

Inovação e transformação digital A inovação será determinante para tornar o descomissionamento mais seguro e competitivo. Tecnologias digitais podem melhorar a coleta de dados, o planejamento, a rastreabilidade e o acompanhamento das operações. Ferramentas como modelagem tridimensional, BIM, realidade virtual, drones, robôs, sensores e sistemas de inteligência artificial podem apoiar a inspeção de áreas de difícil

acesso e reduzir a exposição humana. A integração entre modelos digitais e cronogramas também permite simular sequências de desmontagem, identificar interferências e antecipar riscos. A rastreabilidade digital dos materiais é outra frente importante. Etiquetas RFID, códigos de identificação e plataformas de gestão podem acompanhar equipamentos e resíduos desde sua localização original até o destino final. Esse

acompanhamento fortalece a cadeia de custódia, reduz a possibilidade de perdas ou desvios e facilita auditorias. No Centro de Estudos para Sistemas Sustentáveis - CESSUFF, temos desenvolvido pesquisas relacionadas à digitalização do Inventário de Materiais Perigosos e à utilização de Identificação por Radiofrequência (RFID) para identificação e acompanhamento dos materiais. A tecnologia permite vincular uma etiqueta física a registros

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artigo contendo localização, composição, condição, histórico de movimentações e destinação. Dessa maneira, o inventário deixa de ser um documento estático e passa a funcionar como um sistema

de gestão continuamente atualizado. A transformação digital, entretanto, não substitui o conhecimento técnico. Para produzir resultados confiáveis, a tecnologia

precisa estar associada a procedimentos de inspeção, critérios de classificação, análise de riscos, validação dos dados e responsabilidades claramente estabelecidas.

Cuidados ambientais e sociais O descomissionamento sustentável deve evitar que um passivo industrial seja simplesmente transferido de lugar. Retirar uma estrutura do ambiente offshore não significa concluir o problema

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se os resíduos forem enviados para instalações sem capacidade adequada de tratamento. Por isso, é necessário conhecer previamente as rotas de destinação.

Cada tipo de material deve possuir uma cadeia de gerenciamento definida, incluindo armazenamento temporário, transporte, tratamento, reciclagem e disposição final. Também

artigo devem ser considerados riscos como vazamentos, emissões atmosféricas, contaminação do solo e da água, propagação de espécies invasoras e exposição ocupacional. A proteção dos trabalhadores precisa permanecer no centro das decisões. Atividades de limpeza, remoção de materiais perigosos,

movimentação de cargas e corte de estruturas apresentam riscos elevados. O planejamento deve estabelecerzonasdetrabalho, medidas de contenção, monitoramento ambiental, treinamento, proteção individual e procedimentos de emergência. A sustentabilidade também possui uma dimensão social.

Uma nova cadeia de descomissionamento pode gerar empregos, capacitação profissional, desenvolvimento tecnológico e oportunidades para empresas locais. No entanto, esses benefícios somente serão consistentes se estiverem associados a condições adequadas de trabalho, transparência e controle ambiental.

Uma nova visão para o fim da vida útil O descomissionamento sustentável não deve ser compreendido como o encerramento de uma atividade, mas como uma etapa de transição. É o momento em que um ativo deixa de cumprir sua função original e seus materiais, equipamentos, conhecimento e infraestrutura podem ser direcionados para novos ciclos produtivos. Em alguns casos, estruturas podem ter sua vida útil estendida ou receber novas funções. Em outros, a desmontagem e a reciclagem serão as alternativas mais adequadas. A decisão precisa ser baseada em evidências técnicas, ambientais e

econômicas, considerando as características específicas de cada ativo. O principal avanço necessário é abandonar uma lógica reativa e adotar uma gestão integrada do ciclo de vida. Isso significa planejar o descomissionamento desde o início, manter a documentação atualizada, conhecer os materiais presentes, desenvolver fornecedores qualificados e estabelecer mecanismos de rastreabilidade. O Brasil possui condições para transformar o descomissionamento em uma agenda de inovação, industrialização e sustentabilidade. Para isso, será necessário combinar

pesquisa científica, experiência operacional, capacidade empresarial e coordenação entre governo, indústria e universidades. Mais do que retirar estruturas e reciclar aço, o descomissionamento sustentável significa proteger pessoas, reduzir impactos ambientais, recuperar recursos e gerar conhecimento. Quando realizado de forma planejada, ele transforma o fim da vida útil de um ativo em uma oportunidade para construir novas cadeias produtivas, fortalecer a economia circular e preparar a indústria para um futuro mais seguro, eficiente e responsável.

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artigo

Automação Aberta, Soberania Tecnológica e o Padrão O-PAS:

O Reposicionamento do Futuro das Companhias de Petróleo & Gás por: Adriano Marcelo Corteze – Marketing - Nova Smar S/A

A era do controle engessado ditado pelo “vendor lock-in” atingiu a maturidade da obsolescência. Descubra como os colossos da energia estão a assimilar sistemas interoperáveis abertos e de que forma o polo tecnológico brasileiro desponta como uma potência de exportação na digitalização petroquímica.

Durante mais de quatro décadas de hegemonia tecnológica, as artérias produtivas globais na área dos hidrocarbonetos

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confiaram o desempenho da produção contínua aos Sistemas de Controle Distribuído (SDCD ou DCS) monolíticos. No

modelo tradicional de fornecedor único, os gestores petroquímicos mantinham-se isolados pela inflexibilidade e pelo

artigo peso dramático do custo das modernizações e integrações nas plantas. Modificar a capacidade de um único controlador local num quadro envolvia frequentemente uma reengenharia global orçada em milhares de milhões. Contudo, impelidas pelas restrições na cadeia de valor, a introdução das dinâmicas ESG (Ambiente, Sociedade e Governança) e o “boom” inquestionável da

integração cibernética do Gêmeo Digital com a Inteligência Artificial perimetral, o setor orquestrou finalmente uma drástica revolta contra a situação vigente. O movimento corporizouse através da criação do consórcio Open Process Automation Forum (OPAF) e da massificação do Padrão O-PAS. Aclama-se como a aurora do controle distribuído genuíno porque

rompe a indissociabilidade entre as placas de ferro processuais (hardware) e a inteligência das lógicas programadas (software). Com o O-PAS, qualquer unidade falível ou obsoleta pode ser rapidamente substituída por uma CPU compatível desenvolvida por um fornecedor distinto sem reescrever absolutamente nada no projeto original. Trata-se da universalidade “plugar e produzir”.

Os colossos já não debatem este conceito no mero quadro teórico, a orquestração acontece hoje no aço exposto. A gigante ExxonMobil destruiu os preconceitos perante a indústria de energia após operacionalizar, em novembro de 2024, a sua majestosa complexa fábrica plástica de Baton Rouge nos Estados Unidos, onde milhares de terminais I/O críticos processam com êxito sob a normatização

aberta do aclamado Lighthouse Project. O Testbed oriental sob alçada da petrolífera Aramco opera nos limites desérticos para criar controle distante infalível, e a Petronas planeia com ambição inigualável a gestão remota de poços utilizando conectividade 5G em operações independentes isentas de toque humano. Na vertente cibernética, a cega segurança foi depurada por mandato

rigoroso da certificadora ISASecure sob conformidade estrita da respeitada estrutura normativa ISA/IEC 62443. Dentro do turbilhão de reinvenções, o Brasil, na retaguarda do pré-sal e da revolução biocombustível sucroenergética, adota o projeto por mandato patriótico e desenvolvimentista. A Petrobras, detentora de um conhecimento offshore profundo e empenhada

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artigo na remoção total da restritividade importadora monopolizada, abriu editais diretos por via do robusto processo de Encomendas Tecnológicas

para partilhar o financiamento do risco com parceiros tecnológicos audazes na conceção de plataformas ultra resistentes, atraindo de

imediato as lideranças mundiais do fórum a visitar constantemente o polo intelectual nacional situado no Centro de Pesquisa, CENPES.

Mas no panorama industrial da América Latina, onde a dependência internacional abunda, as insígnias brasileiras levantam-se, não só desenhando como, também, fornecendo a infraestrutura do amanhã. É com esta vocação que emerge a excelência tecnológica da Nova Smar S/A, gigante

produtora global da área de instrumentação. Lançando ativamente no terreno a moderníssima Linha de DCNs e as arquiteturas cognitivas em Contentores da NovaENGINE O-PAS, a empresa paulista integrou o círculo restritivo dos inventores mundiais e selou parcerias memoráveis globais como a COPA QuickStart. Ainda

com visão expansionista assinou, num marco de maturidade histórica formidável, um grande memorando internacional de investimento, entendimento e alavancagem com os conterrâneos de peso financeiro inesgotável da WEG.

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artigo

Para as chefias globais de manutenção das petroquímicas, abraçar o ecossistema O-PAS é aceitar fatiar irremediavelmente a despesa do ciclo de vida

a longo prazo de refinarias complexas em poupanças calculadas acima dos espantosos 50%. A inércia face às inovações O-PAS por lealdade a catálogos extintos

dos fornecedores será punida inexoravelmente pela força dos mercados num horizonte impiedoso de escassos cinco anos.

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artigo

A válvula certa, no ponto certo:

Instrumentação, medição e controle para operar em petróleo e gás com responsabilidade por: César Cassiolato – Presidente & CEO - VIVACE PROCESS INSTRUMENTS

Na indústria de petróleo e gás, a válvula é o ponto em que a decisão do sistema de controle se transforma em ação física sobre o processo. Posicioná-la corretamente é uma questão de desempenho, segurança e responsabilidade.

1. Controle responsável começa no elemento final A cadeia de petróleo e gás reúne pressões elevadas, fluidos inflamáveis, atmosferas potencialmente explosivas, corrosão, vibração, grandes variações térmicas e operação contínua. Nesse ambiente, uma pequena imprecisão pode aumentar a variabilidade do processo, o consumo de energia, a queima em flare, as emissões fugitivas, o desgaste de equipamentos e a exposição das equipes de operação e manutenção. A qualidade de uma malha de controle, portanto, não depende somente do transmissor ou do algoritmo do sistema de automação. Depende também da

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capacidade da válvula de executar, de forma rápida, estável e repetitiva, o comando recebido. Entre a saída do controlador e o movimento real da haste está um componente decisivo: o posicionador de válvula. Quando corretamente selecionado, instalado, configurado e mantido, o posicionador reduz a diferença entre a posição solicitada e a posição alcançada. Ele ajuda a compensar atrito, histerese, variações da pressão de suprimento e forças dinâmicas do processo, oferecendo ao controlador uma resposta mais previsível.

artigo

2. Medição, decisão e atuação: uma única cadeia Uma operação responsável exige coerência entre três funções que não podem ser tratadas isoladamente: • Medição: transmissores de pressão, nível, vazão e temperatura devem representar o processo com confiabilidade. • Decisão: o sistema de controle compara a variável medida com o ponto de operação e calcula a correção necessária. • Atuação: o posicionador converte o comando elétrico ou digital em movimento controlado do atuador e da válvula. A válvula funciona como o “músculo” da automação. Se estiver superdimensionada, operando próxima do fechamento, com

folgas, atrito elevado, ar contaminado ou calibração deficiente, ela pode se tornar a principal fonte de não linearidade da malha.

O resultado aparece como oscilações, ciclos excessivos, instabilidade, perda de qualidade e maior custo operacional.

Figura 1 — Resposta de posição: comparação entre comando e posição medida.

3. O posicionador inteligente como ativo de controle e informação O posicionador recebe a referência de controle, mede a posição real e modula

a pressão pneumática aplicada ao atuador até reduzir o erro. Nos

equipamentos inteligentes, um microprocessador executa o controle local,

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artigo permite parametrização e disponibiliza informações que ajudam a compreender o comportamento do conjunto válvula-atuador. Essa evolução transforma

a válvula em um ativo de informação. A comunicação digital permite integrar configuração e diagnóstico aos sistemas de automação e de gerenciamento de

ativos. Assim, operação e manutenção podem avaliar a resposta da válvula com base em evidências, e não apenas após a ocorrência de uma falha.

é realizado sem contato mecânico direto no elemento sensor, reduzindo desgaste associado à medição e favorecendo repetibilidade em ambientes sujeitos a vibração. Para serviços em que a eletrônica deve permanecer afastada de temperatura elevada ou vibração intensa, pode ser adotada a opção de sensor remoto, conforme a configuração do produto. Nas versões aplicáveis, o VVP10 se integra por

HART 7 sobre 4-20 mA ou PROFIBUS PA. Recursos de integração por EDDL, FDI e FDT/DTM permitem parametrização e acesso às informações do instrumento nos ambientes compatíveis de gerenciamento de ativos. A configuração local por chaves magnéticas favorece intervenções sem abertura do invólucro, desde que sejam observados o manual, a certificação e os procedimentos da instalação.

4. O VVP10 da Vivace Desenvolvido pela Vivace Process Instruments, o VVP10 é um posicionador inteligente para atuadores pneumáticos lineares ou rotativos. A solução combina controle local da posição, interface pneumática e comunicação com a automação, atendendo aplicações de ação simples ou dupla e configurações de ação direta ou reversa, conforme a versão selecionada. O sensoriamento de posição por efeito Hall

Figura 2 — Da medição à atuação: integração entre transmissores, controle e posicionamento.

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artigo

5. Recursos que reduzem tempo e aumentam previsibilidade Autocalibração e autossintonia Rotinas automáticas auxiliam o reconhecimento do curso e o ajuste inicial do controle, reduzindo o tempo de partida e a dependência de ajustes empíricos. A validação final deve, contudo, ser feita em condições representativas da aplicação e em conjunto com a sintonia da malha principal. Realimentação e diagnóstico O acompanhamento da posição permite identificar desvios persistentes, aumento do tempo de curso, instabilidade, saturação do comando e mudanças no esforço requerido. Esses sinais podem estar associados a atrito de gaxetas, restrições pneumáticas, folgas, problemas no atuador ou degradação da própria válvula. Assinatura da válvula e testes funcionais Recursos de assinatura da válvula e testes de curso parcial, quando disponíveis na versão e aplicáveis ao serviço, ajudam a comparar o comportamento atual com uma referência. Em válvulas destinadas a funções de segurança, o PST deve integrar um procedimento de segurança funcional devidamente aprovado. Exemplos de assinaturas e testes são apresentados nas Figuras 8 a 10.

Figura 3 — Fluxo de diagnóstico e decisão de manutenção baseado em dados.

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artigo

6. Diagnósticos do VVP10-H: transformar sinais em decisão O VVP10-H possui diagnósticos como status, contadores de eventos, tempos de operação e gráficos. O valor desses recursos está em reconhecer mudanças de comportamento antes que elas se convertam em perda de controle,

indisponibilidade ou intervenção emergencial. Os limites devem ser definidos a partir do serviço, da criticidade da válvula e de uma referência obtida após instalação, calibração e sintonia adequadas. Diagnósticos de pressão dependem de versões

equipadas com sensores de pressão; alarmes de entradas e saídas digitais dependem dos modelos discretos ou completos. Por isso, a função deve ser confirmada no código do equipamento e na documentação da versão instalada.

6.1 Alarmes críticos e resposta inicial Alarmes críticos indicam perda de uma condição essencial para posicionar a válvula. O primeiro objetivo não é apenas apagar o status, mas preservar o estado seguro do processo, confirmar a condição em campo e eliminar a causa antes de reinicializar o diagnóstico.

Figura 4 — Indicação local de falha no sensor de posição (E-01 / SENSOR NOT DETECTED).

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artigo 6.2 Alarmes preditivos: tendência antes da falha Os alarmes preditivos podem ser não persistentes ou persistentes. CONTROL DEVIATION ALERT, PRESSURE OUT OF RANGE, TEMPERATURE OUT OF RANGE e LOW CURRENT ALERT acompanham uma condição instantânea. Já REVERSAL LIMIT ALERT, STROKE LIMIT ALERT, MILEAGE LIMIT ALERT, DEVIATION LIMIT ALERT, PRESSURE LIMIT ALERT e TEMPERATURE LIMIT ALERT permanecem ativos até a limpeza manual, depois da verificação da causa. O reset sem investigação elimina a evidência, mas não elimina a degradação. Reversão e batida em final de curso. O contador de reversões é incrementado quando a mudança de sentido supera Reversal Deadband; seu crescimento acima do histórico pode apontar oscilação, sintonia inadequada ou atrito. O diagnóstico Stroke conta entradas nas regiões de extremidade definidas por Stroke Edge e ajuda a identificar operação repetitiva contra os limites mecânicos. No manual, os valores de fábrica são 1% para as duas zonas mortas e 1.000 para os respectivos limites de contagem.

Figura 5 — Diagnósticos de reversão e de batida em final de curso.

Deslocamento acumulado (Mileage). Soma o curso efetivamente percorrido acima de Mileage Deadband. A tendência combina distância e tempo de operação e pode apoiar o planejamento de revisão de gaxetas, internos e atuador. O valor de fábrica indicado no manual é 1% de zona morta e limite 1.000; o limite de manutenção deve ser estabelecido com base no histórico real da aplicação. Desvio de controle. O evento é caracterizado quando |SP − PV| permanece acima de Deviation Deadband por mais que Deviation Time. Cada ocorrência incrementa um contador e ativa CONTROL DEVIATION ALERT; ao superar o limite acumulado, DEVIATION LIMIT ALERT torna-se persistente. Os padrões do manual são 5%, 10 s e limite 1.000. Em campo, a análise deve separar sintonia inadequada, atrito, restrição pneumática, falta de força do atuador e perturbação real de processo. Petro & Química nº407

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artigo

Figura 6 — Critério temporal do diagnóstico de desvio do controle PID

Histograma de posição. Registra o percentual de tempo em faixas de 5% do curso. Não gera alarme, mas evidencia válvula operando por longos períodos próxima do fechamento, saturada em uma extremidade ou concentrada em uma faixa estreita — sinais úteis para revisar o dimensionamento, o ponto de operação e a estratégia de controle.

Figura 7 — Histograma do tempo de permanência por faixa de posição.

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artigo 6.3 Testes funcionais e assinatura da válvula Full Stroke Test (FST). O setpoint percorre 0–100–0% e registra posição, setpoint e, nos modelos compatíveis, pressões de saída. A curva permite localizar pontos de emperramento, comparar abertura e fechamento e estimar histerese. Tem-se 30 s como tempo padrão de ciclo, com opções de 60, 90, 120 ou 180 s. A melhor prática é registrar uma assinatura de referência após manutenção e boa sintonia, repetindo o teste em condição controlada para comparar tendências. Uma falha pode ativar NO MOVEMENT / LOW AIR SUPPLY.

Figura 8 — Assinatura de válvula no Full Stroke Test, com e sem sensores de pressão.

Partial Stroke Test (PST). Destina-se a conjuntos que permanecem longos períodos na posição de segurança e verifica a capacidade de iniciar movimento sem executar o curso completo. Devem ser definidos tipo de movimento, deslocamento mínimo de 5%, pausa, timeout, limite de breakout e periodicidade. PST ABORTED, PST TIMEOUT, PST SP CHANGED ALERT e PST BREAKOUT ALERT diferenciam condição inicial inadequada, duração excessiva, interferência do comando de processo e ausência de movimento inicial.

Figura 9 — Curvas de Partial Stroke Test em atuador de dupla ação.

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Step Response Test. Aplica até dez degraus independentes de setpoint e armazena SP e posição. O resultado permite avaliar atraso, tempo de resposta, ultrapassagem e acomodação do controle local. STEP RESPONSE ERROR indica que o PID não respondeu aos degraus programados e exige correlação com ar de suprimento, montagem, atrito e parâmetros de controle.

Figura 10 — Resposta ao degrau e parâmetros de desempenho do primeiro degrau.

6.4 Como transformar o diagnóstico em manutenção responsável 1. Confirmar o risco de processo e a posição segura antes de qualquer teste que movimente a válvula. 2. Registrar status, código local, SP, PV, corrente, pressões e contexto operacional antes de executar reset. 3. Comparar contadores, tempos e curvas com a referência da própria válvula; um valor isolado raramente define a causa. 4. Separar causas pneumáticas, mecânicas, elétricas, de configuração e de processo por verificações simples e rastreáveis. 5. Corrigir a causa, repetir o teste em condição autorizada e documentar a nova linha de base no sistema de gestão de ativos.

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artigo

7. Especificações técnicas de referência

8. Onde o posicionamento preciso gera valor Estabilidade e qualidade do processo Uma resposta mecânica regular reduz correções sucessivas, melhora a repetibilidade e permite sintonizar a malha com maior segurança. A planta opera mais próxima do ponto ótimo, com menor variabilidade e melhor aproveitamento de sua capacidade. Segurança operacional A posição efetiva deve ser compatível com o comando recebido, especialmente em serviços que influenciam pressão de vasos, combustíveis, inventário de hidrocarbonetos e interface entre unidades. O posicionador contribui para a previsibilidade da função regulatória, mas não substitui elementos independentes de proteção nem um SIS quando estes são requeridos pela análise de riscos.

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Figura 11 — VVP10 em válvula de controle em ambiente offshore.

Eficiência energética e ambiental Malhas oscilatórias aumentam bombeamento, compressão, recirculação, aquecimento e resfriamento e podem favorecer descarte ou flare desnecessários. Ao reduzir a variabilidade, o controle adequado da válvula pode diminuir o consumo de energia, as perdas de produto e o uso indevido de ar comprimido. Disponibilidade e manutenção baseada na condição A tendência dos diagnósticos ajuda a migrar de intervenções puramente periódicas para decisões baseadas na condição do ativo. Com critérios bem definidos, a equipe pode priorizar as válvulas que realmente apresentam degradação, evitando manutenção tardia e desmontagens desnecessárias.

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artigo

9. A válvula certa no ponto certo Nenhum posicionador corrige uma válvula mal dimensionada. O desempenho começa na seleção do conjunto válvula-

atuador-posicionador. Tipo de corpo, característica de vazão, Cv, classe de pressão, materiais, estanqueidade, rangeabilidade, autoridade

da válvula, margem do atuador e posição de falha precisam corresponder ao serviço.

Na especificação e na aplicação do VVP10, devem ser avaliados: • tipo, tamanho e curso do atuador; ação simples ou dupla; sentido de falha e necessidade de amplificação pneumática; • curso linear ou angular, alinhamento e integridade do suporte; • sinal, protocolo, ferramentas de configuração e integração ao sistema de ativos; • classificação da área, temperatura, vibração, corrosão e requisitos do invólucro; • tempo de resposta, estabilidade, precisão e faixa efetiva de operação da malha; • acessibilidade para comissionamento, diagnóstico e manutenção segura.

Figura 12 — VVP10 instalado em válvula de controle pneumática em aplicação em refinaria

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10. Ar de instrumentação: condição básica, não detalhe O posicionador e o atuador dependem de ar limpo, seco e com pressão estável. Água, óleo e partículas podem obstruir restrições, afetar componentes pneumáticos, aumentar atrito e alterar o comportamento dinâmico. Tratamento da rede,

filtragem, regulagem, drenagem, inspeção das linhas e controle de vazamentos devem fazer parte do projeto. Um VVP10 bem configurado não compensa permanentemente uma rede de ar deficiente. A

responsabilidade sobre o desempenho abrange toda a cadeia pneumática, desde a geração e o tratamento do ar até o filtro-regulador, as conexões, o posicionador e o atuador.

11. Do comissionamento à gestão do ciclo de vida Antes da liberação da malha, devem ser verificados montagem, liberdade de movimento, folgas, estanqueidade das conexões, pressão disponível e correspondência entre comando e sentido de deslocamento. A inicialização e a calibração devem seguir o manual e os procedimentos da planta. Depois, a resposta precisa

ser avaliada em condições representativas: estabilidade, tempo de acomodação, comportamento próximo aos limites e interação com a sintonia do controlador. Os parâmetros e a assinatura inicial devem ser documentados como linha de base. Mudanças em gaxetas, sede, atuador, pressão de suprimento ou configuração precisam ser

registradas porque alteram o comportamento do conjunto. O suporte local e o acesso à engenharia do fabricante também são relevantes em aplicações críticas. Diagnósticos só geram valor quando existem pessoas, procedimentos e ferramentas capazes de transformá-los em uma decisão rápida e segura.

digital e a ação física. Com sensoriamento de posição, controle pneumático, comunicação e recursos de diagnóstico, a solução da Vivace contribui para uma operação mais estável, disponível e eficiente - desde que integrada a uma válvula corretamente dimensionada, a um sistema de ar de qualidade e a uma estratégia consistente de manutenção.

Operar petróleo e gás com responsabilidade significa preservar pessoas e ativos, reduzir perdas e emissões e usar energia de forma racional. Nesse compromisso, posicionar a válvula certa, no ponto certo e no momento certo deixa de ser apenas uma exigência de controle: torna-se uma decisão de engenharia e de gestão.

Conclusão A válvula certa não é apenas aquela que suporta a pressão, a temperatura e o fluido. É aquela que tem capacidade de controle compatível com o processo, está instalada no ponto adequado e responde com previsibilidade ao longo do ciclo de vida. O VVP10 concentra inteligência justamente na fronteira entre a decisão 216 nº407 Petro & Química

retrospectiva

O Futuro da Automação Encontro do OPAF no Brasil Entre os dias 18 e 20 de agosto, o Cenpes - Centro de Pesquisas da Petrobras), no Rio de Janeiro, sediou um encontro presencial do OPAF (Open Process Automation Forum), iniciativa do The Open Group voltada ao desenvolvimento de um padrão aberto para automação de processos industriais. Diferentemente de eventos de divulgação, tratou-se de uma reunião de trabalho: três dias de sessões técnicas, revisões, debates e encaminhamentos. Além de profissionais da Petrobras, estiveram presentes 26 profissionais representantes das de empresas participantes do OPAF, e outros participantes conectados remotamente, entre empresas usuárias, integradores e

fornecedores de tecnologia e universidades. O encontro teve um caráter especial por três razões. Foi a primeira vez que essa reunião presencial ocorreu na América Latina, marcando a expansão regional de uma discussão que vem ganhando relevância global. Também coincidiu com dez anos de atividade do fórum, sinalizando continuidade em um tema que exige maturidade para sair do discurso e entrar na rotina da engenharia. Por fim, ocorreu no contexto de trinta anos de existência do The Open Group, organização conhecida por sustentar comunidades técnicas e padrões com governança formal, participação de múltiplos atores e foco em adoção.

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retrospectiva Por que automação aberta interessa ao “chão de fábrica” e ao ciclo de vida do ativo Automação aberta costuma ser associada à interoperabilidade entre sistemas e componentes. Para quem trabalha no chão de fábrica, porém, o interesse é mais concreto: reduzir o esforço de integração, tornar requisitos e testes verificáveis e permitir que a automação evolua de forma gradual ao longo da vida do ativo. Em arquiteturas tradicionais, é comum que hardware, software, funções de automação e ferramentas de engenharia sejam fornecidos como partes de um ecossistema integrado. Essa integração pode trazer vantagens de padronização e simplicidade, mas também tende a estabelecer uma forte relação entre a solução de automação e o fornecedor que a oferece. Nesse modelo, a substituição ou evolução de um componente pode depender das interfaces e tecnologias proprietárias do próprio ecossistema. A proposta de automação aberta parte de uma lógica diferente. Em vez de tomar o ecossistema de um fornecedor como a unidade de integração, busca estabelecer interfaces e requisitos comuns que permitam que diferentes implementações possam ocupar uma mesma arquitetura. Com isso, a interoperabilidade deixa de ser apenas uma característica desejável entre produtos e passa a ser um requisito da própria arquitetura, criando condições para maior modularidade e liberdade de escolha ao longo do ciclo de vida. É nesse contexto que se insere o O-PAS (Open Process Automation Standard). O padrão propõe uma abordagem baseada na separação entre as funções de automação e as implementações que as suportam. Em 218 nº407 Petro & Química

vez de associar uma função de automação a uma solução específica de hardware, software ou fornecedor, a proposta é estabelecer interfaces, modelos e requisitos comuns que permitam que diferentes implementações possam participar de uma mesma arquitetura, desde que atendam aos requisitos definidos pelo padrão. Essa separação pode produzir efeitos em diferentes etapas do ciclo de vida. Na especificação e aquisição, permite definir requisitos de forma mais objetiva e verificável, criando uma base para identificar e comparar uma lista de opções compatíveis com a aplicação. Na integração e nos testes, possibilita verificar de maneira mais sistemática se os componentes e sistemas atendem às interfaces e aos requisitos estabelecidos, reduzindo a dependência de integrações proprietárias. Na operação e evolução, cria condições para que componentes e implementações sejam substituídos ou atualizados de forma gradual, sem que a mudança de um elemento implique necessariamente a substituição de toda a solução. Nesse sentido, o objetivo da automação aberta vai além de fazer sistemas diferentes “conversarem”. Trata-se de desacoplar funções de automação de suas implementações e, consequentemente, ampliar a liberdade de escolha e evolução da solução ao longo do ciclo de vida do ativo. A interoperabilidade é um dos mecanismos que tornam esse desacoplamento possível; a modularidade, a verificabilidade e a redução da dependência de soluções proprietárias são consequências esperadas dessa abordagem.

retrospectiva É nesse contexto que o OPAF, ao se reunir no Cenpes, reforça a relevância da

perspectiva dos usuários no debate sobre o futuro da automação aberta.

Do conceito à prática: como o OPAF contribui para a automação aberta A construção de uma automação aberta não depende apenas da definição de padrões. É necessário também criar mecanismos para verificar sua aplicação, discutir sua evolução e compartilhar experiências entre os diferentes atores do ecossistema. O OPAF constitui um espaço para esse trabalho, reunindo grupos técnicos que discutem diferentes aspectos do O-PAS e de sua aplicação. Um desses mecanismos é a certificação, que permite avaliar produtos segundo requisitos e critérios definidos pelo padrão. À medida que o processo de certificação é ampliado para abranger mais requisitos, cria-se uma referência objetiva para o mercado e reduz-se a dependência de simples declarações de compatibilidade. Outro elemento importante é o teste de interoperabilidade. Ambientes e

ferramentas de teste permitem colocar diferentes implementações em contato, verificar seu comportamento e identificar eventuais lacunas nas especificações. Dessa forma, a interoperabilidade pode ser tratada não apenas como uma propriedade declarada, mas como algo que pode ser sistematicamente verificado. A evolução do padrão também requer um processo estruturado de discussão e revisão. A participação de usuários, integradores e fabricantes permite confrontar diferentes perspectivas, identificar necessidades e aprimorar progressivamente os requisitos. Essa dinâmica é exercitada nos encontros do OPAF, como no realizado no Cenpes, aproximando a discussão sobre o padrão da perspectiva dos usuários. Nesse processo, a governança é fundamental para manter uma referência comum para o ecossistema.

Onde a automação aberta pode gerar valor O principal potencial da automação aberta está no desacoplamento entre hardware e software e na redução da dependência da solução em relação a um fornecedor específico. Em arquiteturas tradicionais, esses elementos frequentemente fazem parte de um mesmo ecossistema, no qual a evolução de um componente está condicionada às tecnologias e interfaces dos demais. A automação aberta busca estabelecer interfaces e requisitos comuns que permitam maior independência entre

essas camadas, criando condições para que diferentes implementações possam coexistir e evoluir dentro de uma mesma arquitetura. Para empresas usuárias, esse desacoplamento pode ser especialmente relevante na modernização gradual de sistemas de automação em plantas existentes, nas quais uma substituição completa pode não ser viável em função de custo, risco ou disponibilidade operacional. A possibilidade de evoluir componentes de forma independente pode favorecer

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retrospectiva

migrações por etapas e reduzir a necessidade de substituir toda a solução a cada ciclo tecnológico. Para integradores, interfaces e requisitos comuns podem reduzir a dependência de soluções específicas de cada fornecedor e tornar mais repetíveis as atividades de integração e validação. A engenharia continua sendo necessária, mas pode ser reduzido o esforço dedicado a tratar diferenças particulares entre implementações. Para fabricantes e fornecedores, padrões abertos estabelecem referências comuns para o desenvolvimento e a avaliação de soluções. Isso pode ampliar as possibilidades de inovação e competição em diferentes camadas da solução

— hardware, software, módulos, desempenho, diagnósticos, ferramentas e serviços — sem depender exclusivamente da integração em um ecossistema proprietário. Assim, o valor da automação aberta não está apenas em permitir que produtos diferentes “conversem”. Está em criar condições para que hardware e software evoluam de maneira mais independente e para que a solução possa incorporar diferentes fornecedores ao longo do seu ciclo de vida. Essa possibilidade é particularmente relevante para ativos industriais com longos ciclos de vida, nos quais decisões de hoje precisam continuar permitindo alternativas tecnológicas no futuro.

Participar para contribuir com a evolução A evolução do O-PAS depende da participação contínua dos diferentes atores do ecossistema. Para os profissionais de automação, essa participação pode ocorrer de diferentes formas: revisão de documentos, contribuição com casos de uso, discussão de requisitos a partir da experiência de integração, testes de interoperabilidade e compartilhamento de observações sobre a aplicação do padrão. Para empresas usuárias, essa participação contribui para que o padrão incorpore

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necessidades reais de operação e manutenção. Para integradores, permite levar à discussão a experiência prática de engenharia e integração. Para fabricantes, oferece a oportunidade de acompanhar a evolução dos requisitos e contribuir para sua implementação. Em todos os casos, a participação aproxima a definição do padrão das condições reais de aplicação e contribui para que a automação aberta evolua de forma tecnicamente consistente e alinhada às

retrospectiva

necessidades da indústria. A Petrobras vem acompanhando e participando ativamente das discussões no OPAF. Para Marcelo Lima, responsável pelo projeto O-PAS no Cenpes: “Foi um

privilégio receber os membros do OPAF no Cenpes. Esperamos poder contribuir para o aperfeiçoamento e desenvolvimento do O-PAS e para a discussão sobre seu potencial de aplicação no Brasil.”

Conclusão A realização do encontro do OPAF (Open Process Automation Forum) no Cenpes representa uma oportunidade de aproximar a discussão sobre automação aberta da perspectiva de seus usuários. O fórum reúne diferentes atores para discutir a evolução do O-PAS, seus requisitos, mecanismos de teste, certificação e questões relacionadas à sua aplicação. Para profissionais de automação e instrumentação, a principal mensagem é que a automação aberta já é uma realidade, com implantações industriais que materializam parte significativa de seus objetivos. A definição de requisitos, os mecanismos de conformidade, os testes de interoperabilidade e a participação dos diferentes atores contribuem para consolidar e ampliar essa abordagem na indústria.

Para Gabriel Albuquerque, co-chair do OPAF e gerente setorial de projetos de instrumentação e automação offshore da Petrobras, a realização do encontro do OPAF no Brasil representa um marco para a indústria nacional. “Este evento coloca o Brasil no centro das discussões globais sobre padrões abertos de automação e nos permite contribuir diretamente para a definição das tecnologias que moldarão o futuro da automação industrial. O O-PAS representa uma transformação importante para o setor, promovendo maior interoperabilidade, independência tecnológica e capacidade de inovação. Como usuários finais, temos a responsabilidade de participar ativamente dessa construção, garantindo que esses padrões atendam às necessidades reais da indústria.” (TEXTO POR: Marcelo Lima, Gabriel Albuquerque e Marcio de Freitas Minicz)

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retrospectiva

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Valve World Asia 2026: válvula como parte do sistema

ONS 2026: em Stavanger, a indústria de energia admite o custo real da transição - e o Brasil testa seu lugar na nova equação

A edição 2026 do Valve World Asia Expo & Conference, realizada em Shanghai, mostrou uma indústria de válvulas cada vez menos concentrada apenas em materiais, geometria, acionamento e capacidade de pressão. O programa técnico colocou em primeiro plano questões como...

A edição 2026 do ONS – Offshore Northern Seas, em Stavanger, expôs algo mais relevante do que sua escala: o desalinhamento entre o discurso de transição energética e a disciplina de capital que agora rege as grandes petroleiras. O tema oficial do evento, “Courage”, pedia...

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Primeiro Seminário do Projeto ConectaMar

13º Fórum do Biogás: o mercado começa a sair da promessa e entra na disputa por demanda, infraestrutura e competitividade

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II Congresso Nacional Portuário coloca infraestrutura, tecnologia e segurança jurídica no centro da competitividade Ler Agora →

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Quando inovação deixa de ser promessa e passa a ser infraestrutura regulatória Ler Agora →

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Petrobrazi chega a 55 MW de eletrólise para integrar hidrogênio verde à produção de SAF e HVO A refinaria Petrobrazi, na Romênia, está avançando na implantação de 55 MW de capacidade de eletrólise de hidrogênio verde, distribuídos em dois projetos de 20 MW e 35 MW. A OMV Petrom confirma a entrega dos sete módulos que compõem o segundo eletrolisador, de 35 MW. Com isso, todos os módulos dos dois projetos foram entregues à refinaria. O projeto de 35 MW é formado por sete módulos de eletrólise de 5 MW cada, fornecidos pela alemã Neuman & Esser. Segundo a página de acompanhamento do projeto, os equipamentos passaram por testes de aceitação em fábrica antes do transporte para a refinaria e foram instalados

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em suas posições finais até 31 de agosto de 2026. A próxima etapa envolve a integração, comissionamento e testes do sistema antes da entrada em operação. A configuração de 55 MW não se refere a um único grande eletrolisador; tratase de uma arquitetura modular, na qual quatro módulos compõem o projeto de 20 MW e sete módulos formam o projeto de 35 MW. O mesmo fornecedor, Neuman & Esser, participa dos dois projetos, enquanto a Kraftanlagen Romania responde pelas obras de construção, logística, fabricação de componentes e montagem dos módulos, em parceria com fornecedores locais.

Hidrogênio produzido dentro da própria cadeia de refino O aspecto tecnicamente mais relevante do projeto é que o hidrogênio não está sendo desenvolvido como uma commodity isolada para posterior comercialização. Ele será produzido a partir de eletricidade de fontes renováveis e utilizado dentro da própria cadeia industrial, principalmente para alimentar processos associados à produção de combustíveis sustentáveis. Os dois projetos devem produzir, em conjunto, aproximadamente 8.000 toneladas de hidrogênio verde por ano. O projeto de 20 MW tem produção estimada em cerca de 3.000 toneladas anuais, enquanto o de 35 MW deverá acrescentar aproximadamente 4.700 toneladas por ano. A destinação está relacionada à nova unidade de SAF e HVO, óleo vegetal

hidrotratado, atualmente em construção na Petrobrazi. A unidade terá capacidade projetada de 250 mil toneladas por ano. A integração dos eletrolisadores com a unidade de combustíveis sustentáveis permite utilizar o hidrogênio renovável como insumo de processo, substituindo parte do hidrogênio produzido convencionalmente. Essa integração é importante porque o hidrogênio já é utilizado em refinarias em operações como hidrotratamento e hidrogenação. No caso do HVO, por exemplo, o hidrogênio participa das reações que transformam matérias-primas lipídicas como óleos vegetais e óleos residuais em hidrocarbonetos que podem ser utilizados como combustível renovável.

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55 MW não significam 55 MW de produção contínua de hidrogênio A empresa destaca que 55 MW é a capacidade elétrica instalada dos equipamentos de eletrólise, e não a quantidade de energia efetivamente consumida nem uma produção contínua equivalente a 55 MW de hidrogênio. A eletrólise da água utiliza eletricidade para separar a molécula de H₂O em hidrogênio e oxigênio. Em um projeto de hidrogênio verde, a classificação como “verde” está associada à origem renovável da eletricidade utilizada no processo. A produção anual efetiva depende, portanto, do fator de utilização dos eletrolisadores, da disponibilidade da eletricidade renovável, da estratégia

operacional da refinaria e das condições de operação dos equipamentos. A relação entre 55 MW instalados e cerca de 8.000 toneladas anuais fornece uma indicação da utilização esperada do sistema, mas não significa que os eletrolisadores operarão necessariamente 8.760 horas por ano em plena carga. Essa característica é relevante para projetos integrados a fontes renováveis variáveis. O desafio de engenharia é envolver gestão da alimentação elétrica, disponibilidade de água, compressão e condicionamento do hidrogênio, armazenamento ou tamponamento, integração com os consumidores e controle operacional.

O projeto de 35 MW também mostra a importância da modularização A opção por sete módulos de 5 MW permite dividir a capacidade total em unidades menores. Em termos de implantação industrial, isso pode facilitar fabricação, transporte, montagem e manutenção. A própria sequência de implantação

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mostra essa estratégia. Os módulos foram fabricados pelo fornecedor, submetidos a testes de aceitação em fábrica e posteriormente transportados para a refinaria. Na Petrobrazi, foram instalados em suas posições definitivas e serão integrados à infraestrutura existente.

Para uma instalação de refino, essa integração é mais complexa do que simplesmente conectar um eletrolisador à rede elétrica. O sistema precisa ser incorporado a uma planta existente, com requisitos de segurança de processo, utilidades, instrumentação, automação, qualidade do hidrogênio, tratamento de

água, compressão e interfaces com as unidades consumidoras. É justamente essa característica que torna o projeto relevante para a indústria de processo: o eletrolisador passa a ser mais uma unidade de processo integrada à refinaria, e não uma instalação energética independente.

Financiamento público e escala industrial O projeto de 35 MW recebe aproximadamente €29 milhões em financiamento não reembolsável por meio do Plano Nacional de Recuperação e Resiliência da Romênia (PNRR). O projeto de 20 MW também conta com financiamento público, de aproximadamente €21 milhões. O modelo adotado mostra

uma característica importante da descarbonização de refinarias: em vez de substituir imediatamente toda a infraestrutura existente, a estratégia é introduzir novas moléculas e novas fontes de energia dentro de uma cadeia industrial já instalada.

O próximo marco é a entrada em operação A entrega e instalação dos módulos representam uma etapa física importante, mas não equivalem à entrada em operação comercial dos eletrolisadores. Ainda são necessárias integração, comissionamento, testes e validação operacional. Esse ponto é relevante para avaliar projetos de hidrogênio: capacidade anunciada, equipamentos entregues, equipamentos instalados e produção efetivamente operacional são etapas diferentes do ciclo de implantação. No caso da Petrobrazi, o avanço atual indica que a infraestrutura física dos dois projetos está substancialmente mais próxima da fase operacional. A OMV Petrom passa a ter, no mesmo complexo de refino,

55 MW de eletrólise em implantação e uma unidade de SAF/HVO de 250 mil toneladas anuais em construção, criando uma integração industrial entre produção de hidrogênio renovável e fabricação de combustíveis de menor intensidade de carbono. O projeto, portanto, não deve ser analisado apenas como uma instalação de hidrogênio. Ele representa uma tentativa de descarbonizar uma etapa específica da cadeia de refino utilizando eletricidade renovável para produzir um insumo químico que retorna ao próprio processo industrial. É essa integração e não apenas os 55 MW de potência instalada que define a relevância técnica do projeto Petrobrazi.

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Eni amplia presença no offshore uruguaio e reforça aposta em exploração em águas profundas

Firjan lança recorte Norte Fluminense do Anuário do Petróleo no Rio e destaca força da região na indústria de óleo e gás

A Eni ampliou sua posição no offshore do Uruguai ao formalizar sua entrada no bloco exploratório OFF-5, passando a deter 50% de participação e a operar o bloco, em parceria com a MIWEN, subsidiária integral da argentina YPF, que mantém os outros 50%. O acordo foi firmado com a ANCAP, empresa estatal de petróleo uruguaia, após a aprovação das autoridades do país. A operação representa um passo além de uma simples aquisição de...

A Firjan SENAI SESI lançou a 11ª edição do Anuário do Petróleo no Rio, com um recorte específico sobre o Norte Fluminense. A publicação traz uma visão sobre uma das principais regiões produtoras de petróleo do país e reúne dados, análises e perspectivas sobre a indústria de óleo, gás natural e energia. O lançamento aconteceu na Firjan SENAI Macaé e foi seguido de um debate sobre as perspectivas para o mercado. Participaram do lançamento o prefeito de...

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Aprovada resolução que revisa norma sobre tratamento diferenciado a micro e pequenas empresas

Karoon volta a provisionar imposto de exportação de petróleo após derrubada de liminar

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notícias da Petrobras

Petrobras assina contrato de perfuração de poços terrestres para o Projeto Piloto de CCS São Tomé no Rio de Janeiro A Petrobras assinou contrato para a perfuração e completação de quatro poços terrestres na Estação de Barra do Furado (EBAF), em Quissamã (RJ). Os poços — um injetor vertical e três direcionais de monitoramento — são parte da infraestrutura do Projeto Piloto de CCS

São Tomé, o primeiro da América Latina de captura, movimentação e armazenamento de carbono (CO2) em reservatório salino a partir de fontes industriais. O contrato firmado com a Halliburton Produtos Ltda representa um passo concreto na implantação do projeto e na estratégia da

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notícias da Petrobras

Petrobras de contribuir para a ambição de neutralização de carbono até 2050. O objetivo do piloto de CCS (Captura e Armazenamento de Carbono, na sigla em inglês) é testar e validar uma série de tecnologias enquanto captura até 100 mil toneladas de CO₂ por ano durante três anos. A perfuração e a completação dos poços, juntamente com toda a infraestrutura necessária, serão concluídas até 2028. Em 2029, a Petrobras iniciará a fase de operação, seguindo por três anos de injeção e outros três de monitoramento dos reservatórios. Pioneirismo e inovação O CCS São Tomé é o primeiro piloto com movimentação de CO₂ por duto e armazenamento em reservatório salino no país. O projeto é uma iniciativa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) que abre

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o caminho para que órgãos reguladores, como a ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis e o Instituto Estadual do Ambiente (INEA), acompanhem e validem, em ambiente real, procedimentos e normas pertinentes à cadeia de valor do CCS. As tecnologias aplicadas podem contribuir para um avanço regulatório importante sobre o armazenamento geológico de carbono em futuros projetos comerciais no país. O projeto também traz inovações como: revestimento de fibra óptica para acompanhamento da pluma de CO2 em tempo real; sistema de coleta de amostras do reservatório, dispensando a intervenção no poço; materiais especiais resistentes a CO2; revestimento de fibra de vidro no poço monitor, possibilitando o uso de ressonância magnética nuclear para registro de dado.

notícias da Petrobras

Reduc completa 65 anos com certificação internacional para produção de SAF A Refinaria Duque de Caxias (Reduc) completou, dia 09 de setembro, 65 anos de operação. A mais complexa e diversificada da Petrobras, a unidade é a primeira refinaria da companhia certificada para fornecer

Combustível Sustentável de Aviação (SAF) à aviação internacional e, desde agosto, está autorizada pela ANP a produzir Diesel R com 8,5% de conteúdo renovável. Ela conta com um portfólio de mais de

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notícias da Petrobras 40 produtos desenvolvidos em seus 13 quilômetros quadrados de área, sendo 9 mil de área industrial. Para o ciclo 2026-2030, a unidade concentra 36% dos investimentos

previstos entre as refinarias da Petrobras no Plano de Negócios da companhia - US$ 4,6 bilhões, dos quais US$ 402 milhões em biocombustíveis (SAF e Diesel R).

SAF Em julho, a Reduc produziu o primeiro lote de 3,8 milhões de litros de SAF utilizando óleo de soja ILUC (sigla em inglês para Mudança Indireta no Uso da Terra), certificação internacional que assegura que a matéria-prima não causou desmatamento

recente e nem o incentiva indiretamente. A certificação ISCC Corsia para produção do SAF por coprocessamento, conquistada anteriormente, foi o que habilitou a refinaria a fornecer o produto à aviação internacional.

Diesel R Em agosto, a Reduc obteve da ANP a autorização para produzir o Diesel R com 8,5% de matéria-prima renovável, avanço em relação aos 5% testados em 2023, com testes já realizados que atestam a estabilidade

operacional e a viabilidade técnica da produção. Com essa validação, a Reduc irá contribuir para a redução da intensidade das emissões e para maior aproveitamento do óleo de soja na produção.

Central Termelétrica e Usina Fotovoltaica Outro projeto previsto até 2030 é a modernização da Central Termoelétrica U-1320, que iniciou a operação junto com a refinaria, em 1961. Serão investidos US$ 153 milhões na instalação de máquinas mais eficientes e modernas, além de novos equipamentos, como a turbina a gás, a caldeira recuperadora e um turbogerador a vapor. Com isso, a Reduc passará a ser autossuficiente em energia elétrica, aumentando a confiabilidade da refinaria diante de possíveis instabilidades do Sistema Interligado Nacional. O projeto da U-1320 integra a carteira de

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projetos de investimento que compõem o Programa RefTOP, contribuindo com as metas da Petrobras de redução do indicador Intensidade de Emissão de Gases de Efeito Estufa (IGEE) no refino. Também está em estudo a instalação de uma usina fotovoltaica, com área total de 13 mil metros quadrados e capacidade de geração de 4,9 megawatts, visando a redução de custos com energia elétrica, a redução da emissão de gases de efeito estufa e a descentralização da geração de energia na refinaria.

notícias da Petrobras

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Búzios bate recordes mensal P-80 e P-82, que vão operar e diário de exportação de gás em Búzios, são batizadas em Singapura natural Pela primeira vez em sua história, o campo de Búzios superou a marca de 10 milhões de m³/d de exportação média de gás natural em um mês. O resultado de 10,8 milhões de m³/d alcançado em julho consolida a trajetória de crescimento do campo e reforça a confiabilidade operacional de...

A Petrobras e a Seatrium realizaram cerimônia de batismo e sailaway das plataformas marítimas P-80 e P-82 no estaleiro Tuas Boulevard Yard, em Singapura. As unidades vão operar no campo de Búzios, no Pré-sal da Bacia de Santos, o maior campo em reservas e em produção...

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Unidade na RNEST bate recorde histórico de processamento e amplia produção de derivados

Petrobras aprova início de procedimento licitatório para nova Unidade de Hidrotratamento (HDT) da Repar

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Petrobras, PetroReconcavo, Brava Energia e Origem Energia ampliam contratos da UTG Catu para processamento de gás no longo prazo

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Descoberta em águas ultra profundas na costa do Amapá Ler Agora →

Alexandre de Gusmão atinge topo de produção no Pré-sal

Petrobras e Marinha do Brasil assinam protocolo de intenções para cooperação técnica e estratégica

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excelência sustentável

PNUMA: a trajetória climática ainda pode ser revertida O limite de 1,5 °C de aquecimento global estabelecido como referência no Acordo de Paris deve ser ultrapassado nos próximos anos. Mas, segundo o novo relatório Limiting Overshoot – Navigating exceedance of 1.5°C and pathways towards return, do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (PNUMA), isso não significa que o objetivo climático precise ser abandonado. A estratégia passa a ser limitar a magnitude e a duração da ultrapassagem, atingir um pico de temperatura o mais baixo possível e, posteriormente, reduzir o aquecimento de volta para abaixo de 1,5 °C. A mudança de linguagem é importante. O PNUMA não trata o overshoot como um 234 nº407 Petro & Química

momento em que o planeta simplesmente “passa” de uma linha e nada mais pode ser feito. Trata-se de uma trajetória dinâmica, composta por quatro etapas: ultrapassagem de 1,5 °C, pico de aquecimento, declínio e estabilização. Quanto menor for o pico e menor o período acima de 1,5 °C, menores tendem a ser os riscos climáticos acumulados. O “overshoot, peak and decline” mostra que a trajetória dessa curva começa quando a temperatura média global supera 1,5 °C, passa por um pico de aquecimento e, em seguida, entra em uma fase de redução até a estabilização. O elemento decisivo é que a forma dessa curva ainda pode ser

excelência sustentável influenciada pelas decisões tomadas agora: quanto menor o pico e menor o tempo acima de 1,5 °C, menores serão os riscos climáticos

e a probabilidade de atingir limites de adaptação e pontos de inflexão.

1,5 °C não é uma fronteira física: a variável que passa a importar é o pico Existe uma questão conceitual importante nessa discussão. 1,5 °C não é um ponto físico a partir do qual o sistema climático passa instantaneamente de seguro para perigoso. O aquecimento é contínuo e os riscos aumentam progressivamente a cada fração adicional de grau. Além disso, o registro de um único ano acima de 1,5 °C não equivale ao

cumprimento ou descumprimento do objetivo climático de Paris. Em 2024, por exemplo, a temperatura média global anual ultrapassou 1,5 °C em relação ao período pré-industrial, mas as metas climáticas são avaliadas em escalas de várias décadas. O problema agora é que as projeções indicam que a média de longo prazo também deverá ultrapassar 1,5 °C.

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excelência sustentável O dado mais contundente do novo relatório é que, mesmo no cenário considerado mais otimista pelo PNUMA, o aquecimento global atingiria um pico de aproximadamente 1,8 °C acima do período pré-industrial. Outros cenários apresentam picos superiores a 2 °C. Isso não significa que 1,5 °C tenha deixado de ser uma referência. Pelo contrário: o PNUMA sustenta que o objetivo continua sendo retornar a temperaturas abaixo desse nível o mais rapidamente possível, mas reconhece que a janela para evitar completamente a ultrapassagem se tornou extremamente estreita. A diferença entre um pico de 1,8 °C e um pico muito superior não é apenas numérica. O relatório enfatiza que cada fração adicional de grau aumenta os riscos, e que a duração da permanência em temperaturas elevadas também importa. O aumento da temperatura potencializa eventos extremos, perdas de ecossistemas e impactos sobre saúde, segurança alimentar, disponibilidade de água, infraestrutura e economias.

Do ponto de vista climático, um mundo que atinja temporariamente 1,7 °C e consiga retornar a 1,5 °C é muito diferente de um mundo que ultrapasse 2 °C e permaneça nesse nível durante décadas. Isso acontece porque alguns impactos respondem à temperatura máxima atingida e outros dependem também da duração da exposição. O aumento do nível do mar, a perda de gelo, a degradação de ecossistemas, o estresse térmico e determinados pontos de inflexão podem sofrer consequências que não são integralmente reversíveis simplesmente porque a temperatura média global posteriormente diminuiu. Por isso, o PNUMA sustenta que cada fração de grau evitada reduz riscos para sociedades, economias e ecossistemas. Quanto maior e mais prolongado for o overshoot, maior também será a probabilidade de ultrapassar limites de adaptação e desencadear mudanças potencialmente irreversíveis.

Net zero deixa de ser o ponto final Um dos aspectos mais importantes para a indústria está na interpretação que o PNUMA dá ao conceito de net zero. O relatório trata o net zero como uma etapa intermediária, e não como o ponto final da trajetória climática. Para que a temperatura global possa posteriormente cair, será necessário alcançar emissões líquidas negativas, ou seja, remover da atmosfera mais CO₂ do que aquele que ainda é emitido. É nesse estágio que entra a remoção de 236 nº407 Petro & Química

dióxido de carbono (CDR, Carbon Dioxide Removal). O PNUMA considera a CDR necessária para uma trajetória de retorno, mas estabelece uma condição fundamental: remoção de carbono não pode substituir a redução das emissões. Ela deve atuar adicionalmente às reduções rápidas e sustentadas de gases de efeito estufa, inclusive metano, que continuam sendo fundamentais para limitar o pico de temperatura. Essa distinção é fundamental para a

excelência sustentável indústria. Capturar CO₂ de uma fonte emissora e impedir que ele chegue à atmosfera é diferente de retirar CO₂ que já está na atmosfera. No primeiro caso, tratase de redução ou captura de emissões; no

segundo, de remoção atmosférica. Para o PNUMA, uma estratégia confiável de retorno a menos de 1,5 °C exigirá as duas coisas: emissões residuais cada vez menores e capacidade adicional de remoção.

CDR: necessária, mas longe de ser uma solução simples O relatório divide as abordagens de remoção de carbono em soluções convencionais e novas abordagens tecnológicas. Entre as convencionais estão práticas baseadas em ecossistemas, como florestamento, restauração e manejo

de solos, capazes de aumentar o armazenamento de carbono. Já as chamadas abordagens novas incluem tecnologias como captura direta de CO₂ do ar (DAC) e outros sistemas tecnológicos de remoção.

Cada alternativa possui limitações As soluções baseadas na natureza dependem da disponibilidade de terra e estão expostas aos próprios efeitos da mudança climática. Florestas podem perder carbono armazenado em consequência de incêndios, secas ou degradação. Assim, o carbono removido não necessariamente possui a mesma permanência de um CO₂ armazenado em uma formação geológica adequada. As tecnologias de remoção, por sua vez, ainda enfrentam custos elevados, necessidade de energia, limitações de escala e desafios de infraestrutura e governança. O PNUMA observa que algumas dessas tecnologias ainda não estão suficientemente maduras para assumir sozinhas a escala necessária. A estimativa apresentada pelo relatório é de que os métodos tecnológicos de CDR podem custar até US$ 600 por tonelada de CO₂ sequestrada, dependendo

da tecnologia e das condições de aplicação. Há ainda uma condição particularmente importante: segundo o PNUMA, a CDR só poderá contribuir de forma crível para o retorno abaixo de 1,5 °C se o pico de aquecimento permanecer bem abaixo de 2 °C e se as emissões residuais forem reduzidas. Adaptação e mitigação deixam de ser agendas separadas Outro ponto central do relatório é a necessidade de abandonar a separação rígida entre mitigação e adaptação. A mitigação reduz a magnitude do problema futuro; a adaptação reduz a vulnerabilidade aos impactos que já estão ocorrendo ou que não poderão ser evitados. Em uma trajetória de overshoot, as duas estratégias precisam avançar simultaneamente. Isso porque uma adaptação insuficiente

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excelência sustentável pode aumentar perdas econômicas e sociais, enquanto um aquecimento maior pode levar algumas regiões a atingir limites de adaptação, situações em que determinadas medidas deixam de ser técnica, econômica ou socialmente viáveis.

O PNUMA recomenda, portanto, priorizar intervenções que produzam benefícios simultâneos. Um exemplo citado é o resfriamento baseado na natureza, que pode contribuir tanto para adaptação térmica quanto para benefícios ambientais.

O retorno a 1,5 °C não significa voltar ao mundo anterior Talvez esse seja o ponto mais importante, e menos intuitivo, do relatório. Mesmo que a temperatura global volte posteriormente para abaixo de 1,5 °C, o sistema climático e as sociedades não necessariamente retornarão às condições anteriores à ultrapassagem. O PNUMA destaca que os diferentes componentes do sistema terrestre respondem em escalas de tempo distintas. Oceanos, mantos de gelo, ecossistemas e níveis do mar não acompanham instantaneamente a evolução da temperatura média global. Algumas mudanças poderão permanecer mesmo

depois da redução da temperatura. Isso significa que o retorno térmico não deve ser interpretado como um “reset” climático. O relatório prevê a possibilidade de perdas irreversíveis e mudanças permanentes, incluindo deslocamentos populacionais, alterações de meios de subsistência e transformação de ecossistemas. Essas consequências levantam questões que vão além da climatologia: quem será obrigado a se deslocar? Quem pagará pela adaptação? Quais territórios poderão ser recuperados? E quem decidirá quais sistemas serão protegidos prioritariamente?

O pequeno contexto do Emissions Gap Report O diagnóstico não surgiu do nada. No Emissions Gap Report 2025, publicado pelo PNUMA em novembro passado, as projeções indicavam aquecimento de 2,3 °C a 2,5 °C ao longo deste século caso as novas NDCs fossem integralmente implementadas; as políticas atualmente existentes apontavam para até 2,8

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°C. O relatório já advertia que a média global de temperatura ultrapassaria 1,5 °C, provavelmente dentro da próxima década. O novo Limiting Overshoot parte justamente dessa realidade e pergunta o que fazer depois que a ultrapassagem deixar de ser apenas uma possibilidade.

excelência sustentável

A curva do carbono passa a importar tanto quanto o ponto de chegada A consequência prática é significativa. Empresas que trabalham com metas de descarbonização precisarão olhar não apenas para o ano em que atingirão o net zero, mas para a trajetória cumulativa de emissões até esse momento. Isso reforça a importância de tecnologias de eficiência energética, eletrificação, fontes renováveis, redução de metano, combustíveis de baixo carbono, hidrogênio, captura e armazenamento de carbono e remoção atmosférica, mas dentro de uma hierarquia clara: primeiro reduzir emissões; depois tratar as emissões residuais; e, quando necessário, remover CO₂ da atmosfera. Para setores de difícil abatimento, como cimento, siderurgia, química, aviação e determinadas operações de petróleo e gás, essa equação pode transformar a disponibilidade de infraestrutura de

captura, transporte, armazenamento e monitoramento de CO₂ em um componente estratégico da competitividade. O novo PNUMA coloca a questão em termos bastante claros: 1,5 °C não deve ser tratado como uma linha que, uma vez cruzada, deixa de ter importância. A temperatura máxima atingida e o tempo gasto acima desse nível determinarão parte significativa dos riscos futuros. A trajetória desejável agora é conhecida: reduzir rapidamente as emissões, limitar o pico de aquecimento, ampliar a adaptação, proteger os sumidouros naturais, desenvolver remoções de CO₂ com governança adequada e buscar o retorno abaixo de 1,5 °C o mais rapidamente possível. O problema é que cada ano de atraso estreita ainda mais essa trajetória.

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excelência sustentável

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Logística reversa avança, mas ainda é exceção fora do agronegócio

Nova Secretária do IPCC

Quarto maior produtor de lixo plástico do mundo, ficando atrás apenas de EUA, China e Índia, o Brasil vive um contraste quando o assunto é economia circular e logística reversa. Por um lado, o país ainda engatinha na reciclagem em geral, com somente 8,3% de todo o lixo urbano sendo reciclado, conforme dados do Panorama dos Resíduos Sólidos da Abrema - Associação Brasileira de Resíduos e Meio Ambiente). Por outro, quando o recorte é o...

O Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC) anunciou a nomeação de Annett Möhner como a próxima Secretária do IPCC. Möhner liderará a Secretaria do IPCC a partir de 1º de novembro de 2026. Atualmente ela é Gerente Sênior na Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (UNFCCC), é uma líder internacional do clima com mais de duas décadas de experiência no avanço da...

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Sumidouros naturais absorvem 40% das emissões humanas de CO₂, mas continuam fora da conta econômica do carbono

Metano: o desafio brasileiro é fazer a solução competir com o aterro

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empresas e negócios

Controle baseado em PC para tecnologia avançada de armazenamento de hidrogênio A utilização consistente de energias renováveis com sistemas flexíveis de armazenamento de hidretos metálicos A proporção de energias renováveis provenientes da solar, eólica e hídrica está em constante crescimento. No entanto, opções de armazenamento adequadas são essenciais para utilizar essas energias da forma mais eficiente possível – por exemplo, em caso de excedente de oferta. A GKN Hydrogen oferece uma opção particularmente compacta e segura: sistemas de armazenamento de hidrogênio

de hidreto metálico de baixa pressão, controlados por um sistema de controle baseado em computador da Beckhoff. “A transição energética será muito difícil de alcançar sem energia sustentável que possa ser armazenada a longo prazo”, afirma Gottfried Rier, diretor de tecnologia da GKN Hydrogen em Pfalzen, Itália. Ele acrescenta que isso é particularmente verdadeiro, visto que a demanda global de energia continuará

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empresas e negócios a aumentar no futuro. Para depender consistentemente de energias renováveis, opções de armazenamento adequadas são, portanto, essenciais para equilibrar a geração de energia não contínua de fontes como a fotovoltaica e a eólica. Como Gottfried Rier explica, a tecnologia de armazenamento de hidrogênio é muito adequada como um processo de reserva: “O hidrogênio produzido a partir de fontes de energia renováveis é completamente neutro em carbono e pode ser usado em vários

níveis – diretamente como combustível ou como eletricidade por meio de células de combustível. Particularmente com o processo de baixa pressão que utilizamos, o hidrogênio também é fácil de transportar e, portanto, pode ser consumido de forma descentralizada. Além disso, o hidrogênio tem 2,7 vezes o conteúdo energético dos combustíveis fósseis e, em conjunto com hidretos metálicos, pode ser armazenado de forma muito compacta e segura.”

Sistemas de armazenamento de hidrogênio (aqui: HY2MEGA) em um design de contêiner da GKN Hydrogen

O armazenamento de hidretos metálicos oferece múltiplos usos. A GKN Hydrogen desenvolveu uma tecnologia capaz de carregar e descarregar hidretos metálicos especialmente preparados milhares de vezes com hidrogênio, sem perda de capacidade 242 nº407 Petro & Química

de armazenamento. Outra vantagem (principalmente quando comparada a sistemas baseados em baterias) é o longo tempo de armazenamento: o hidrogênio pode ser armazenado por

empresas e negócios anos sem perdas. Concretamente, a GKN Hydrogen desenvolveu três sistemas de armazenamento: HY2MINI (até 25 kg de hidrogênio, 420 kWh de capacidade de armazenamento elétrico), HY2YMEDI (até 120 kg, 2 MWh) e HY2MEGA (em cascata, até 250 kg, mais de 8,3 MWh). O hidreto metálico precisa ser aquecido a aproximadamente 20 a 30 °C para a absorção ideal do hidrogênio; uma temperatura de 60 a 90 °C é necessária para a liberação do hidrogênio. Daniel Schwingshackl, Engenheiro Avançado da GKN Hydrogen, acrescenta: “Nosso processo oferece outra grande vantagem: requer muito pouca

pressão. Nossas soluções funcionam na faixa de baixa pressão, até um máximo de 40 bar. Em contraste com um tanque de gás, elas requerem 15 vezes menos volume e são significativamente menos perigosas em comparação com os tanques de veículos a hidrogênio com pressões de até 700 bar.” Outro aspecto de segurança é que cerca de 96% do hidrogênio forma uma ligação com o hidreto metálico – apenas 4% são voláteis. Além disso, material reciclado pode ser usado para produzir os sistemas de forma sustentável, e a baixa pressão não limita o tempo de uso permitido do material.

Alterar os controles para maior flexibilidade As sequências de processos sofisticadas e a avaliação de aproximadamente 150 sensores exigem uma tecnologia de controle poderosa, extremamente flexível e facilmente escalável. Em 2021, esses requisitos levaram a empresa a migrar da tecnologia de controle PLC convencional anterior para o controle baseado em PC da Beckhoff. Roland Hilber, Engenheiro Elétrico e de Software da GKN Hydrogen, explica: “A tecnologia de controle da Beckhoff ofereceu vantagens decisivas em termos de excelente escalabilidade para maior poder computacional e capacidade de gerenciamento geral. O sistema também é aberto e modular. A ampla gama de terminais de E/S nos permite integrar uma grande variedade de componentes, desde uma ampla gama de tecnologias de sensores e outros dispositivos essenciais de terceiros até os componentes do sistema para conexão, como células

de combustível e eletrolisadores. E não podemos esquecer todas as vantagens que obtivemos com o suporte rápido e altamente competente da Beckhoff Áustria. Este é um aspecto particularmente importante quando consideramos projetos futuros.” À primeira vista, a alta precisão e velocidade da tecnologia de controle baseada em PC e EtherCAT da Beckhoff nem sempre parecem necessárias no ambiente de tecnologia de processos. Para Daniel Schwingshackl , no entanto, isso é fundamental: “O controle de alta precisão será crucial no futuro, quando nossos clientes precisarem fornecer energia para a central de distribuição e isso tiver que ser implementado com precisão temporal.” Roland Hilber acrescenta: “Para que isso aconteça, o processo de aquisição e avaliação de energia precisa ser o mais preciso possível – e podemos alcançar isso usando os terminais de medição de energia

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empresas e negócios EL3443 e EL3446 e o conceito de medição de potência distribuída da Beckhoff.” Outros dados incluídos no controle do sistema incluem, por exemplo, a temperatura e a pressão da célula de combustível ou o status da carga, que é determinado indiretamente a partir da temperatura e da pressão. Todas essas informações são utilizadas para gerenciar com eficiência todo o fluxo de energia. O núcleo do sistema de controle é o PC industrial ultracompacto C6015, que, para Roland Hilber, oferece a vantagem da eficiência energética em um design

compacto: “Principalmente quando nossos sistemas de armazenamento operam em modo isolado, cada watt necessário para a operação do sistema conta, pois não está disponível para uso efetivo.” Um painel de controle multitoque CP2916 é utilizado para a operação. Segundo Roland Hilber, ele foi escolhido por seu design atraente e pela excelente relação custo-benefício que oferece. Além disso, a GKN Hydrogen também está implementando o TwinCAT HMI para visualização, o que facilita o uso dos controles pelos operadores.

O funcionamento interno complexo e as diversas sequências de processos associadas exigem uma tecnologia de controle flexível, escalável e confiável.

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Utilização eficiente de E/S e software Além da diversidade e modularidade do sistema de E/S da Beckhoff – que se estende aos terminais ELX e à expertise correspondente em proteção contra explosões – a GKN Hydrogen concentrase principalmente na comunicação EtherCAT subjacente. Como principais vantagens, Roland Hilber cita a natureza plug-and-play dos componentes EtherCAT, a detecção automática de dispositivos durante expansões de rede e a operação extremamente estável da rede em geral. A GKN Hydrogen também se beneficia da tecnologia de medição integrada ao sistema de controle baseado em PC. Isso começa com os transformadores de corrente da série SCT, que substituíram facilmente os transformadores anteriores e foram igualmente fáceis de colocar em operação. Os terminais de medição de energia EtherCAT são usados para registrar o consumo de energia de todo o sistema em detalhes – para detectar anomalias ou harmônicos, por exemplo. Os dados sobre o desempenho interno de dispositivos ou cargas individuais ajudam a otimizar o processo e, no projeto de novos desenvolvimentos, a identificar pontos de operação subótimos ou superdimensionamento. É aqui também que o conceito de medição de energia distribuída com os terminais de medição de energia EL3443 e EL3446 mostra sua verdadeira força – oferece uma maneira particularmente eficiente e econômica de obter dados precisos de medição de energia, mesmo em sistemas mais sofisticados.

Uma característica fundamental é que todos os dados elétricos relevantes da rede de distribuição, incluindo valores reais de potência medidos, podem ser determinados com o EL3446 como um simples terminal de medição de corrente. No entanto, os terminais EL3446 distribuídos no sistema recebem os valores de tensão necessários para o cálculo dos dados de potência via EtherCAT a partir de um terminal de medição de potência EL3443 separado, que precisa ser instalado apenas uma vez por rede e é sincronizado com precisão no tempo pela função de relógios distribuídos do EtherCAT. Isso minimiza os custos de hardware e instalação. Segundo Roland Hilber, a eficiência do sistema também foi demonstrada no uso do TwinCAT: “A integração do TwinCAT no Visual Studio é extremamente benéfica, pois muitos dos nossos especialistas vêm dessa área e estão familiarizados com linguagens de alto nível. A estrutura lógica tanto do software quanto dos projetos de controle facilita muito a navegação no TwinCAT.” Além disso, a empresa também optou pelo TwinCAT Scope View, que permite uma avaliação simplificada dos dados relevantes – mesmo ao longo de vários dias, se necessário. Em outras palavras, todos os caminhos estão abertos para a GKN Hydrogen graças à conectividade proporcionada pelo TwinCAT – principalmente OPC UA e MQTT para transferência de dados de IoT.

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Opções de aplicação versáteis A ampla gama de aplicações dos sistemas de armazenamento de hidrogênio da GKN Hydrogen abrange desde turbinas eólicas e infraestruturas sistemicamente relevantes até instalações industriais, hospitais e edifícios residenciais. Um excelente exemplo é o fornecimento de energia sustentável para o refúgio Müllerhütte, no Tirol do Sul, situado a 3.145 metros de altitude e aberto apenas no verão. Os operadores procuravam uma solução alternativa para uma turbina 246 nº407 Petro & Química

eólica defeituosa e um gerador a diesel obsoleto. A empresa conseguiu implementar o sistema de armazenamento de hidrogênio HY2MEDI (com capacidade para 60 kg de hidrogênio), um sistema autossuficiente em energia, nesta remota região montanhosa com condições climáticas extremas. O hidrogênio necessário para o sistema é produzido no local por eletrólise, utilizando a energia solar e hídrica proveniente do ambiente circundante.

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Camorim anuncia nova série de rebocadores azimutais Camorim, uma das maiores empresas brasileiras de soluções marítimas, anuncia um novo ciclo de expansão de sua frota com a construção de uma série de quatro rebocadores azimutais de última geração. Desenvolvido em parceria com o Estaleiro Detroit, o projeto representa um investimento de mais de R$ 180 milhões e reforça a estratégia da companhia de ampliar sua capacidade operacional e atender à crescente demanda do setor marítimo nacional. “O investimento ocorre em um momento de retomada da indústria naval brasileira e de aumento da demanda por embarcações de alta performance, impulsionados pela expansão das atividades portuárias e pelos investimentos em infraestrutura logística. Nesse cenário, a modernização da frota torna-se um diferencial competitivo nas operações marítimas”, explica Eduardo Adami, vice-presidente da Camorim. Dando continuidade aos lançamentos de 2025, a Camorim avança com a construção de rebocadores equipados com propulsão de alta manobrabilidade

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empresas e negócios e 70 toneladas de Bollard Pull — indicador internacional que mede a capacidade de tração dessas embarcações e um dos principais parâmetros de desempenho em operações de reboque portuário. A primeira embarcação da nova série será o C-Águia, mantendo a tradição da companhia de homenagear aves de grande porte para representar a força e a capacidade

operacional que caracterizam essa nova geração. Além da elevada potência, o novo rebocador também será equipado com sistema Fire Fighting (FiFi), tecnologia utilizada em operações de combate a incêndios em embarcações, terminais e instalações portuárias, ampliando o nível de segurança dos serviços oferecidos.

Embarcações de alta performance Cada rebocador contará com as seguintes especificações técnicas: • Comprimento total – 24,35 m • Boca – 11,00 m • Pontal moldado – 4,60 m A entrega da primeira embarcação está prevista para junho de 2027, seguida pelas demais unidades em intervalos de quatro meses. Somadas, as duas séries representarão nove aquisições incorporadas ao portfólio da empresa em dois anos, consolidando a Camorim entre as companhias que mais investem na renovação da frota marítima nacional. “A renovação da nossa frota faz parte de

• Calado máximo operacional – 5,42 m • Tração estática – 70 tbp • Potência – 2 x 2.000 kW uma estratégia de longo prazo para preparar a Camorim para a evolução do mercado marítimo brasileiro. Estamos investindo em tecnologia, segurança e eficiência operacional para atender uma demanda crescente por serviços cada vez mais especializados e oferecer aos nossos clientes soluções ainda mais robustas”, afirma Eduardo Adami.

Investimento contínuo na diversificação da frota A ampliação não se limita aos rebocadores azimutais. Durante a Intermodal South America 2026, a Camorim anunciou a construção de uma Super Cábrea voltada a operações marítimas de grande porte. Com investimento de R$ 52 milhões, o equipamento terá capacidade de içamento de 750 toneladas e será um dos maiores da América Latina, ampliando a atuação da Camorim em projetos de infraestrutura marítima, óleo e gás e operações offshore. 248 nº407 Petro & Química

A embarcação já está em construção e tem previsão de entrada em operação em março de 2027. Os investimentos reforçam uma estratégia contínua de modernização e diversificação da frota, permitindo à empresa ampliar sua atuação em diferentes segmentos da economia marítima e oferecer soluções integradas para operações cada vez mais complexas.

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Braskem reforça estratégia global em renováveis com desenvolvimento de tecnologia para bioacetona

Hypertherm Associates e Engeman modernizam operações de manutenção e reduzir custos com tecnologia de corte a plasma

A Braskem e a Lallemand Biofuels & Distilled Spirits (LBDS), empresa global de desenvolvimento de leveduras, enzimas e soluções microbiológicas, anunciam o desenvolvimento de tecnologia inovadora para a produção de bioacetona, a partir de etanol do milho. A nova tecnologia permite que usinas de etanol gerem um novo coproduto de alto valor agregado sem comprometer a...

Em grandes operações de manutenção industrial, cada hora de trabalho pode representar um impacto significativo nos custos e no prazo de retomada das atividades. Nesse cenário, a permanência de tecnologias tradicionais pode resultar em maior tempo de execução, mais horas de mão de obra e, consequentemente, menor rentabilidade para as empresas contratadas. Para enfrentar esse desafio, a...

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ABS avalia tecnologia para acelerar instalação de eólicas flutuantes

BR Offshore apresenta projeto de instalação de unidade de reciclagem de embarcações em Barra do Furado

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SNEL11 capta mais de R$ 1 bilhão para acelerar a consolidação de GD solar

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Nova válvula criogênica limita o vazamento e a perda de energia, melhorando a sustentabilidade A válvula de controle IC2 Fisher foi projetada para aplicações de baixa temperatura, como caixas frias, para reduzir os custos de energia, otimizar o desempenho e prolongar a vida útil do produto A Emerson apresentou a válvula de controle criogênica de entrada superior IC2 Fisher™, ideal para aplicações de caixa fria em unidades de separação de ar, liquefação de hidrogênio e produção de GNL. As caixas frias são invólucros isolados que abrigam equipamentos criogênicos, como trocadores de calor, colunas de destilação, tubulações e válvulas. A válvula de controle IC2 atende às exigências rigorosas desses ambientes de temperatura extremamente baixa, operando com segurança em temperaturas tão baixas quanto –452 graus Fahrenheit (–269 graus Celsius). Operar em ambientes criogênicos pode ser desafiador devido a vários fatores, incluindo perdas de produto e energia devido às emissões, que levam à redução da lucratividade, altos custos de manutenção e preocupações regulatórias. Para resolver esses e outros problemas, a válvula de controle IC2 inclui aprimoramentos criogênicos de alto desempenho, incluindo um diâmetro de extensão estreito e defletor de fluido. Esses componentes trabalham juntos para minimizar a condução de calor, reduzindo assim a energia necessária para manter as temperaturas dos fluidos do processo, ao mesmo tempo em que aumentam a sustentabilidade operacional geral. O sistema de vedação ENVIRO-SEAL™ aprimorado da Fisher e os foles da válvula de controle IC2 limitam o vazamento a um máximo de 100 partes por milhão por volume, atendendo ou superando os padrões da Agência de Proteção Ambiental dos EUA. A válvula de controle IC2 Fisher oferece longevidade com seus materiais internos endurecidos, vedação ENVIRO-SEAL aprimorada e sede de metal a metal. Quando a manutenção é necessária, a válvula IC2 oferece facilidade de manutenção por meio de recursos como entrada superior, uma única porca de gaxeta, um conjunto modular de haste, um fole substituível de forma independente, um obturador de válvula e anel da sede substituíveis — com uma ferramenta especial fornecida para remoção do anel da sede. A válvula de controle IC2 é classificada para a classe de pressão CL600 e está disponível em tamanhos de linha de 1 a 4 polegadas (DN25 a DN100), com mais opções em breve.

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Válvulas industriais

Autor: Artur Cardozo Mathias

Se você deseja aumentar ainda mais seus conhecimentos em válvulas industriais, válvulas de segurança e válvulas de controle automático te recomendo acessar o link abaixo e adquirir o seu exemplo deste livro que é a maior literatura sobre válvulas já publicada na América Latina. Através de uma leitura de fácil compreensão, o livro aborda materiais de construção, classes de pressão, terminologias, exigências de Normas tais como ASME, API e NR 13. O livro está atualizado em relação às últimas edições das normas vigentes. Detalhes técnicos construtivos dos principais tipos de válvulas de uso industrial, além de exigências de inspeção e instalação, incluindo boas práticas de engenharia também são abordados. A especificação e dimensionamento de válvulas de acordo com o tipo de fluido são abordados de forma detalhada.

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Gerador de 75 kVA para backup em grandes instalações Lançado pela Branco, foi desenvolvido para aplicações que exigem fornecimento contínuo de energia, o equipamento oferece até sete horas de autonomia. Projetado para atender locais que não podem interromper suas operações em caso de falhas no fornecimento elétrico, como empresas, condomínios, indústrias e grandes estabelecimentos, o novo gerador combina alta potência, segurança e facilidade de operação O painel de controle do equipamento também conta com voltímetro, horímetro, amperímetro, wattímetro, e medidor de frequência digitais, além de sensores de pressão do óleo e temperatura do motor, a fim de fornecer um monitoramento constante das condições de funcionamento. Durante a operação, o nível de ruído é de 75 dBA, medido a sete metros de distância. Além disso, permite o funcionamento programado, seja diário, semanal ou mensal. Entre os principais diferenciais estão o painel digital multifuncional, tanque de combustível removível em alumínio para maior resistência e facilidade de manutenção, ATS (chave de transferência automática) integrado, chave seletora de fases (possibilita alteração de tensão trifásica 127/220V e 220/380Vem poucos minutos), chave geral para bateria e bocal externo para abastecimento com trava. O modelo entrega potência de 75 kVA em operação contínua (Prime Power) e 82,5 kVA em modo stand-by, com fator de potência de 0,8, saída trifásica, alternador brushless com regulador automático de tensão (AVR) e bateria já inclusa. Para a instalação, a recomendação é utilizar cabos de 120 mm². para aplicações de longa duração. O gerador é equipado com motor diesel quatro tempos refrigerado a água, que desenvolve 101,9 cv a 1.800 rpm. O conjunto possui tanque de combustível de 120 litros, reservatório de óleo com capacidade para 8 litros, radiador de 16,3 litros, partida elétrica de 12 V e bomba injetora em linha, proporcionando desempenho confiável.

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Soluções marítimas, de uso duplo e conectividade militar/ governamental A Intellian Technologies, Inc., fornecedora global de antenas de comunicação via satélite e soluções de gateway terrestre, apresenta seu conjunto abrangente de tecnologias comerciais marítimas, de uso duplo e de comunicações militares, com a abertura da SMM 2026. Na inovação de satélites, a Intellian possui no portfólio marítimo o OneWeb LEO de Flat Panels, que está impulsionando a adoção em massa de arquiteturas LEO-LEO para operadores que exigem alta largura de banda, baixa latência e um fator de forma pequeno. Além do LEO independente, esses painéis planos também servem como motor LEO de baixa latência para a solução híbrida multi-órbita da Inmarsat, NexusWave. Entregando um componente GEO desse ecossistema, a Intellian está apresentando seu novo VS60 – o único terminal marítimo de 65cm do mercado para a constelação de ultra alta capacidade ViaSat-3. A Intellian fornece hardware para todo o espectro NexusWave, possibilitando um serviço multibanda e multiórbita ligados para conectividade híbrida definitiva de frota. Abordando um marco regulatório de segurança crítico projetado para proteger os 1,9 milhão de marinheiros do mundo, a conformidade com o GMDSS é obrigatória para cerca de 80.000+ embarcações em todo o mundo. A Intellian também destaca sua linha completa Iridium Certus® GMDSS que oferece um terminal dedicado para cada nível de serviço Iridium Certus. Apoiando os crescentes requisitos militares e governamentais, a Intellian oferece soluções LEO de uso duplo, incluindo as séries OW11FM e OW10HM Maritime Flat Panel, além da leve antena OW7MP Manpack para operações portáteis COTP/COMT.

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Dexon eleva o padrão para inspeção de guindastes offshore com o PAUT Os parafusos do anel de giro mantêm um guindaste offshore firmemente unido durante sua rotação, mas inspecioná-los em busca de danos internos pode significar uma remoção dispendiosa e demorada. O método PAUT da Dexon detecta defeitos enquanto os parafusos permanecem instalados, reduzindo o tempo de inatividade e a desmontagem desnecessária. Os parafusos de giro são componentes críticos que suportam as forças geradas durante a rotação do guindaste e as operações de içamento. Danos causados por fadiga, fissuras, corrosão ou degradação do material, especialmente em condições offshore, podem comprometer a integridade do guindaste e aumentar o risco operacional. A tecnologia de inspeção PAUT da Dexon utiliza feixes ultrassônicos em múltiplos ângulos para examinar o parafuso e identificar possíveis anormalidades, incluindo trincas por fadiga, desgaste da rosca, corrosão, defeitos internos do material. Os resultados das inspeções também podem apoiar os programas de Manutenção Preditiva e Gestão da Integridade de Ativos, fornecendo aos operadores as informações necessárias para planejar a manutenção de forma mais eficaz. Com vasta experiência em tecnologias de inspeção de engenharia e no desenvolvimento de soluções especializadas para a indústria de energia, a Dexon continua a aprimorar tecnologias de inspeção que proporcionam maior segurança, confiabilidade e eficiência operacional para clientes nos setores globais de petróleo, gás e energia.

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NodeScanner™ protege estruturas offshore A TSC Subsea está comemorando dez anos do seu ACFM® NodeScanner, um sistema de inspeção robótica desenvolvido para avaliar conexões de solda nodais complexas em estruturas submarinas nos setores de petróleo e gás e energia eólica offshore. O NodeScanner foi desenvolvido com base em mais de três décadas de experiência em Medição de Campo de Corrente Alternada Submarina (ACFM). O sistema trouxe a comprovada capacidade de detecção de fissuras e dimensionamento quantitativo para uma solução de inspeção projetada especificamente para ser implantada por ROV (Veículo Operado Remotamente). Embora tenha sido originalmente desenvolvido para nós complexos de jaquetas submarinas, o NodeScanner tem sido aplicado com sucesso a uma gama mais ampla de geometrias, incluindo soldas tubo-a-tubo e cone-a-tubo. Projetado para ambientes offshore exigentes, o NodeScanner permite inspeções sem mergulhadores, melhorando a segurança e fornecendo dados de inspeção confiáveis e repetíveis. A implantação de robôs proporciona posicionamento e rastreamento controlados da sonda, cobertura consistente em torno de geometrias de solda complexas e alto grau de confiança nos resultados da inspeção. O desenvolvimento contínuo impulsionado pela experiência offshore é embasado pelo feedback dos usuários e a utilização operacional ao longo da última década impulsionaram o aprimoramento contínuo foca em repetibilidade da inspeção, qualidade dos dados e confiabilidade do sistema. A NodeScanner tem apoiado programas de gestão de integridade para mais de 30 clientes em todo o mundo, em mais de 100 campanhas de inspeção e mais de 600 inspeções de solda, onde dados de inspeção confiáveis são essenciais.

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Caixas de engrenagens para áreas classificadas com certificação IECEx A WEG-Cestari Redutores e Motorredutores S/A, de Monte Alto (SP), obteve duas certificações internacionais IECEx para caixas de engrenagens destinadas à operação em áreas classificadas com atmosferas potencialmente explosivas. Os certificados, emitidos pelo organismo de certificação UL Solutions, abrangem as linhas WCG 20 Ex e WCG 50 Ex, ambas com tipo de proteção não elétrica Ex h. A certificação representa a entrada da empresa no sistema internacional IECEx com equipamentos mecânicos destinados a atmosferas explosivas. Os certificados IECEx UL 26.0048X, para a linha WCG 20 Ex, e IECEx UL 26.0050X, para a WCG 50 Ex, estão disponíveis publicamente no sistema de certificados do IECEx. O aspecto tecnicamente relevante da certificação é que se trata de equipamento não elétrico. Em áreas classificadas, fontes de ignição não estão necessariamente associadas a circuitos elétricos: superfícies aquecidas, atrito, impactos, faíscas mecânicas e outras condições de operação também precisam ser consideradas. As caixas de engrenagens Ex h foram avaliadas segundo os requisitos da ABNT NBR IEC 60079-0, da ABNT NBR ISO 80079-36 e da ABNT NBR ISO 80079-37, normas que estabelecem requisitos para equipamentos destinados a atmosferas explosivas e, especificamente, para equipamentos mecânicos não elétricos. No projeto das caixas de engrenagens foram empregados dois conceitos de proteção: segurança construtiva “c” e imersão em líquido “k”. A segurança construtiva está relacionada à redução da possibilidade de ocorrência de fontes de ignição por meio do próprio projeto e construção do equipamento. Já a imersão em líquido utiliza o fluido de proteção como parte do conceito de prevenção de ignição. Nos redutores Ex h, o óleo utilizado para lubrificação e refrigeração mantém engrenagens, rolamentos e elementos de vedação total ou parcialmente imersos. O projeto também contempla diferentes configurações de engrenagens e eixos, incluindo eixos de saída maciços ou ocos, estes últimos podendo receber chaveta ou disco de contração.

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Bomba de processo aumenta segurança e reduz tempo de inatividade dos equipamentos de separação de ar O Grupo Nikkiso Clean Energy & Industrial Gases lançou nova bomba de processo multiestágio (MSPP 210), projetada para aumentar a segurança e reduzir o tempo de indisponibilidade dos equipamentos de separação de ar. A pesquisa da Nikkiso CE&IG mostrou que, graças à nova tecnologia utilizada em toda a bomba, incluindo sucção única na parte inferior, seus clientes poderiam economizar mais de 30.000 dólares em economia de energia por ano em uma aplicação típica. A nova MSPP da Nikkiso CE&IG possui impulsores hidráulicos equilibrados exclusivos e tambor balanceado – isso significa que é capaz de um baixo e estável empuxo axial em todas as faixas de velocidade e vazão, garantindo operação confiável e reduzindo significativamente o risco de vibração e danos subsequentes à bomba. A MSPP é feita sob medida para manuseio de oxigênio, mas seu design modular também permite que a vedação de três labirintos possa ser substituída para lidar com outros gases com mínima perturbação.

Petro & Química nº407

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