Revista Petro & Química n°390

Matérias de capa

FPSOs – história e perspectivas

Jornal

10 Marinha do Brasil ativa Centro de Projetos

10 Entrega de Navio-Patrulha marca a retomada da construção naval

11 Empresas apostam no mercado de chapas acrílicas ecológicas

11 Divulgação de indicadores de eficiência energética – edição de dezembro de 2022

12 Subsidiária da OEC renova certificação ASME

12 Consumo de energia elétrica recuou em novembro

14 Integridade e governança são premiadas pelo Ministério da Infraestrutura

15 Projeto Araguaia Níquel dentro do cronograma

16 Desafio de Inovação Social e Empreendedorismo Oxiteno

16 Grupo liderado pelo Brasil vai estabelecer requisitos para certificação do hidrogênio no âmbito internacional

17 Indústria de cloro é destaque

18 CFT aprova resoluções nas modalidades técnicas de Biocombustíveis, Móveis e Sistemas a Gás

18 INB finaliza primeira fase de Usina de Enriquecimento de Urânio

Artigos

47 Avaliação experimental de bocais sônicos de válvulas de segurança para escoamento compressível

52 O Mecanismo de Ajuste Fronteiriço de Carbono e seus desafios para uma transição energética justa

54 Usando padrões abertos para liberar o poder da automação de processos

56 Reduzindo as pegadas de operações de petróleo e gás através da tecnologia

Seções

6 Agenda/Gente 10 Jornal 20 Empresas & Negócios 68 Produtos e Serviços

Petróleo & Gás

Retrospectiva

74 Rio Oil&Gas 2022

Notícias

86 Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 87 Cerimônia de assinatura de 58 contratos de concessão 87 Enauta aumenta produção com perfurações adicionais 88 Krafla será desenvolvido em conceito inovador 89 A Aker Solutions garante vários contratos com a Aker BP 91 Santos volta à prancheta no projeto de Barossa 92 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha: arrecadação é 72% do máximo 94 Somoil avança no setor 96 Aker Solutions ganha contrato de estrutura submarina com a Petrobras 96 Acordo de compra de etanol celulósico 97 GE e Shell assinam acordo para colaborar na descarbonização do GNL usando hidrogênio 98 ANP aprova proposta de acordo que poderá elevar investimentos na Margem Equatorial 99 Conteúdo local: ANP aprova versão final do Relatório de AIR sobre acreditação de certificadoras 99 Mar do Norte cobra NetZero

Notícias da Petrobrás

100 Projeto que conserva a Amazônia é apresentado pela Petrobras na COP-27

101 Petrobras terá unidade dedicada à produção de BioQAV e diesel 100% renovável

102 Falhas de conformidade paralisaram atividades no Polo Bahia 102 Investimentos em Exploração e Produção chegarão a US$ 64 bilhões

103 Plano Estratégico (2023-2027) mantém foco na geração de valor e redução de emissões de carbono

103 Ibama dá licença de operação à plataforma p-71

104 Revap realiza testes com o “robô Anymal”

104 Refino e Gás Natural: investimentos para aumento de capacidade de processamento e ganho em eficiência

105 Petrobras desenvolve tecnologia para medição eólica offshore inédita no país

Foto: FPSO Cidade de Angra dos Reis no campo de Lula, Bacia de Santos foto de André Motta de Souza / Petrobras

Março

06 a 10 – Ceraweek – https://ceraweek.com/program

20 a 24 – 38th Annual World Petrochemical Conference – WPC@spglobal.com Houston, TX, EUA

Maio

09 a 13 – Expomafe – https://www.expomafe.com.br/

Novo CEO na Fogmaker

2023

23 a 26 – FPSO Brazil Congress Agosto

08 a 10 – Rio Pipeline – https://www.riopipeline.com.br/ Setembro

17 a 21 – Congresso Mundial de Petróleo – www.24wpc.com Calgary, Canada

Gente

Lars Alrutz (à direita, na foto) assume o cargo de CEO da Fogmaker International em 1º de janeiro de 2023. O CEO anterior, Andreas Svensson, ainda fará parte da empresa, por meio de propriedade parcial e do Conselho de Administração.

Anteriormente, ele foi gerente local das empresas de pósprocessamento ProfilGruppen e CEO da Växjöfabriken, com fabricação de componentes para a indústria de veículos pesados. Desde 2019, Lars é o gerente de vendas da empresa.

Nova estrutura da Diretoria Executiva da Eneva

A Eneva anunciou, em 20/12, para seus colaboradores e para o mercado, a nova estrutura de sua Diretoria Executiva, que valerá após a condução do atual COO, Lino Cançado, ao cargo de diretor-presidente, a partir de 01/01/23. Três quadros da própria companhia, que já atuam nas suas operações, serão promovidos, e dividirão as atribuições atuais de Lino, sem incremento do quadro atual. E a Eneva passa a contar, a partir de 01/02/23, com uma Diretoria específica de Recursos Humanos, com o objetivo de ampliar seu foco em atrair, desenvolver e reter talentos. A nova estrutura foi apresentada ao Conselho de Administração da empresa na véspera, dia 19/12.

Os três novos responsáveis pelas Operações são Fausto Caretta, que assume a Diretoria de Exploração, Desenvolvimento e Construção; Ricardo Pascotto, que fica à frente da Diretoria de Operação e Manutenção dos Ativos R2W (Reservoir-to-Wire, modelo no qual a Eneva é pioneira no Brasil), e SSLNG (as operações de SSLNG, que envolvem o transporte de Gás Natural Liquefeito de Pequena Escala); e Vilmar Carneiro passa a ser o responsável pela Diretoria Operação e Manutenção de Ativos de Geração. Já a nova Diretoria de Recursos Humanos terá à frente um profissional que chega à Eneva com mais de 20 anos de experiência no setor de óleo & gás, Ricardo Santos – engenheiro mecânico formado pela Universidade Federal Itajubá, com MBA Executivo pela COPPEAD (UFRJ), e Especialização em Digital Business na Universidade da Califórnia em Berkeley, EUA. Possui 21 anos de experiência profissional na indústria de O&G e energia, atuando nas áreas de operações, vendas, estratégia, treinamento e gestão de talentos, gerenciamento de crises e recursos humanos. Ocupa cargos de liderança há mais de 18 anos, na Schlumberger, destacando-se a posição de Diretor de RH para a Arábia Saudita e região, operação com mais de 8 mil funcionários.

“A criação das quatro novas Diretorias Executivas demonstra o foco da Eneva no desenvolvimento do seu negócio, seja pela entrega daquilo que passa pelas suas operações, seja pelo olhar atento ao seu colaborador. E é muito gratificante poder promover três profissionais exemplares da companhia, que conhecem profundamente a nossa operação”, afirma Lino Cançado, futuro diretorpresidente da Eneva.

As áreas de ESG, Saúde e Segurança e Comunicação permanecem sob direção de Anita Baggio. As demais diretorias executivas da Companhia, ocupadas por Marcelo Habibe, Marcelo Lopes, Damian Popolo, Thiago Freitas e Renato Cintra, se mantêm inalteradas. Fausto Caretta (Diretoria de Exploração, Desenvolvimento e

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Construção) está na Eneva desde 2021, tendo atuado como Diretor de Campos Maduros, até então. Fausto é Engenheiro Mecânico, formado pelo Instituto Tecnológico de Buenos Aires, com Especialização em Programas de Desenvolvimento em Gestão pela Schlumberger. Possui mais de 26 anos de experiência na indústria de O&G, sendo responsável pelo planejamento e desenvolvimento de campos onshore e offshore em vários países, de campos maduros e não convencionais, além do gerenciamento de projeto de poço, subsuperfície, construção de instalações de produção e gerenciamento da produção. A diretoria será responsável pelo planejamento e execução do CAPEX dos projetos de crescimento orgânico da companhia, incluindo as atividades de E&P, Exploração Não Convencional, Planos de Desenvolvimento (Anebá e Juruá), Engenharia e Construção e Montagem.

Ricardo Pascotto (Diretoria de Operação e Manutenção dos ativos R2W e SSLNG), na Eneva desde 2018, atuou como Gerente Geral de Geração, até 2019, Gerente de Projeto, até 2021 (na construção de Jaguatirica II), e Gerente Geral de Desenvolvimento de Soluções GNL, até então. Ricardo é Engenheiro Mecânico formado pelo UNESP, com diversos cursos e MBA em Marketing de Serviços pela ESPM, e Especialização em Gerenciamento de Empreendimentos pela FGV, e em Gerenciamento de Construção, Operação e Manutenção de Usinas Termoelétricas, pela USP. Possui mais de 30 anos de experiência em empresas multinacionais, com vivência no setor de energia e experiência em projetos térmicos, atuando no gerenciamento de projetos, construção e montagem, engenharia, contratos, infraestrutura, comissionamento, e operação e manutenção. A diretoria será responsável pelas atividades no Complexo Parnaíba, no Complexo Azulão, incluindo a UTE Jaguatirica em Roraima, e pela nova linha de negócios da Eneva de venda de GNL em pequena escala (SSLNG).

Vilmar Carneiro (Diretoria de Operação e Manutenção dos Ativos de Geração) integra a Eneva desde 2015, tendo atuado como Gerente de Produção até 2018, e como Diretor de Operações do Complexo do Parnaíba (Produção e Geração), até então. Vilmar é Engenheiro eletricista formado pela UFRJ, com MBA em Gestão Empresarial pela FGV, e Especialização em Engenharia de Petróleo pela Petrobras (CEN-NOR). Possui quase 40 anos de experiência na indústria de O&G, tendo atuado em diversas áreas, como

engenharia de poços, produção de petróleo e gás, projeto de desenvolvimento da produção, construção e montagem e manutenção, além de ter participado de projetos de produção onshore e offshore. A diretoria será responsável pelas termelétricas a carvão, pelas termelétricas a gás que não utilizam gás próprio, ou seja, UTE Sergipe I e UTE Fortaleza, e pela usina solar fotovoltaica Futura 1.

Ocyan tem novo presidente

A Ocyan anunciou mudança no comando da companhia, a partir de janeiro de 2023. Roberto Prisco Paraiso Ramos assume a liderança da Ocyan pela segunda vez, depois de oito anos. O atual presidente, Roberto Bischoff, deixará suas atribuições no final de 2022, para seguir um novo desafio em outra empresa do Grupo Novonor, após passagem de mais de três anos à frente do negócio. A fase de transição ocorrerá em dezembro.

Em sua trajetória como CEO da Ocyan, Roberto Bischoff obteve marcos históricos de desempenho financeiro, operacional, segurança, conformidade, bem-estar e reputação. Além disso, em sua gestão, a empresa retomou as atividades de MSO (Manutenção e Serviços Offshore) e construção submarina, ampliando o quadro de integrantes, de 2.200, para 4.200. Bischoff firmou ainda externamente seus compromissos da agenda ESG, com foco na transição energética e em diversidade e inclusão, assumindo posição de grande destaque no ecossistema de inovação do setor, a partir da criação de uma vice-presidência de Inovação e Novos Negócios.

Em substituição, Roberto Prisco Paraiso Ramos, atualmente membro do conselho de administração da Ocyan, assumirá a direção da companhia em 2023. Formado em engenharia mecânica pela UFRJ, com pós-graduação em Programa de Desenvolvimento Gerencial pela Harvard Business School, além de mestrando pela Universidade de Leicester, na Inglaterra, Ramos retorna à presidência da Ocyan, ocupada por ele entre 2010 e 2014. Ao longo dos últimos 7 anos, o executivo vem contribuindo como conselheiro da empresa, sendo membro do comitê de Finanças e coordenador do Comitê de Estratégia e Inovação.

Roberto Prisco Paraiso Ramos chega à Ocyan com o desafio de dar continuidade ao planejamento estratégico da empresa, avançando com a agenda ESG e processos de transformação digital, inovação e de novos negócios ligados à transição energética.

A Ocyan é o braço da Novonor no mercado de óleo e gás. A companhia oferece soluções para toda a cadeia de exploração da indústria de óleo e gás upstream offshore no Brasil e no exterior. Atualmente, conta com cinco sondas de perfuração, dois FPSOs (floating, production, storage and offloading) da frota própria na joint venture

Altera&Ocyan (50/50), além de operar outros dois FPSO. Todas as embarcações seguem com contratos ativos e alta performance. A Ocyan atua ainda em projetos de manutenção e instalação de equipamentos e de descomissionamento de estruturas submarinas da indústria de óleo e gás. A empresa tem sede no Rio de Janeiro, com bases operacionais em Macaé/RJ, Santos/SP e Itajaí/SC, além de um escritório em Viena, na Áustria.

Agnes Maria de Aragão da Costa toma posse como diretora da ANEEL

A Mestre em energia, Agnes Maria de Aragão da Costa, tomou posse como diretora da Aneel – Agência Nacional de Energia Elétrica (05/12).

Em seu discurso, a nova diretora agradeceu as conexões que fez ao longo da vida, e falou da importância da autonomia do regulador. “Tudo o que é decidido aqui na Aneel é pautado por fundamentação técnica, debate público e transparência. Essa competência, inclusive, é reconhecida internacionalmente. Portanto, devemos ter muita confiança, e dedicar nossa proteção a essa que é atuação do regulador”, apontou Agnes. Durante a cerimônia, a diretora afirmou que o futuro do setor elétrico pode ser positivo para todos, especialmente para as mulheres que nele atuam. “O futuro vai ser muito diferente do passado, para nós, mulheres, que trabalhamos com muito comprometimento no setor de energia. Porque sim, elas existem”, finalizou. Agnes foi chefe da Assessoria Especial em Assuntos Regulatórios do Ministério de Minas e Energia (MME), e presidente do Conselho Fiscal da Petrobras. Foi também assessora especial em assuntos econômicos do ministro de Minas e Energia. Graduada em economia (Universidade Federal do Rio de Janeiro), Agnes é especialista em economia de energia e de mineração, e integrou o Conselho de Administração e Fiscal de empresas do setor.

Novo presidente na DuPont Brasil

O engenheiro eletricista Fabio Leite é o novo presidente da DuPont Brasil. Ele assume o cargo, 19 anos depois de começar na multinacional como estagiário. Fabio Leite acumula, também, a função de diretor de Facilities para a DuPont Américas. Ele passa a ocupar a cadeira de Etore Frederici, que é o novo líder de vendas de Tyvek and Typar da multinacional nas Américas.

O executivo passa a liderar, no país, um negócio com receita estimada de mais de US$ 3,32 bilhões no mundo, e lucro de

US$ 787 milhões, no segundo trimestre de 2022. A DuPont é líder global em materiais inovadores para indústrias.

Fabio Leite construiu sua carreira dentro da DuPont. Foi contratado em outubro de 2003, como estagiário na área de engenharia. Após atuar como engenheiro e supervisor na área, em 2010, virou líder de projetos da DuPont nos EUA. Voltou ao Brasil em 2013, como gerente de engenharia e tecnologia para a DuPont Américas. Em 2017, passou a atuar como consultor de projetos. Dois anos depois, chegou ao cargo de diretor de Facilities para a América Latina e, em 2022, para as Américas.

O executivo é mestre em Engenharia Elétrica pela USP, possui MBA pela Escola de Pós-Graduação em Negócios da Universidade de Pittsburgh Katz, e especialização em Gerenciamento de Operações pelo MIT (Massachusetts Institute of Technology).

Diretoria da Adirplast para o novo biênio

A Adirplast – Associação Brasileira dos Distribuidores de Resinas Plásticas e Afins – anunciou continuidade do trabalho de Laercio Gonçalves à frente da entidade, no biênio de 2022 e 2024. A decisão foi tomada em reunião com associados, no dia 17 de novembro. “É uma honra continuar como presidente da entidade. Estamos desenvolvendo cada vez mais o nosso setor, e trabalhando em pautas essenciais, como a sustentabilidade de nossos negócios”, comentou Gonçalves. Cecília Vero, da Nova TIV, também segue como vicepresidente da entidade. O quadro diretivo da Adirplast para o biênio 2022-2024 é: Diretoria Executiva: Presidente: Laercio Gonçalves – Activas Vice-presidente: Cecília Vero – Nova TIV Secretário: Ricardo Mason – Fortymil Tesoureiro: Osvaldo Cruz – Entec do Brasil Diretores: Claudia Savioli – Polymark João Rodrigues – Thathi Polímeros Erasmo Fraccalvieri – Tecnofilmes Suplentes: Silvia Regina da Silva – Premix Marcos Fávaro – HP Chem Conselho Fiscal: James Tavares – SM Resinas Marcelo Prando – Replas Rodrigo Fernandes – Eteno Suplente: Wagner Catrasta – Actplus

Marinha do Brasil ativa Centro de Projetos

Contribuir para os Projetos Estratégicos da Força Naval nos próximos anos, projetando o primeiro Submarino Convencionalmente Armado com Propulsão Nuclear (SCPN) brasileiro, e ainda participar do desenvolvimento do Programa de Obtenção de Navios Patrulha (PRONAPA) – estes são os desafios imediatos do Centro de Projetos de Sistemas Navais (CPSN), a nova Organização Militar da Marinha do Brasil, inaugurada no início de dezembro, no Complexo Naval de Itaguaí (CNI), no estado do Rio de Janeiro.

O novo Centro de Projetos da Força Naval atuará de forma integrada no desenvolvimento de projetos de meios navais, em um único polo de engenharia nacional, aproveitando-se da estrutura e dos profissionais altamente especializados, que antes pertenciam ao Centro de Desenvolvimento de Submarinos (CDSub) e ao Centro de Projetos de Navios (CPN), organizações militares extintas com a criação do CPSN.

Essa decisão da Marinha permitirá a centralização no desenvolvimento de projetos de engenharia dos novos navios e submarinos, que serão fabricados nos próximos anos, valendo-se da capacidade e integração do Arsenal da Marinha do Rio de Janeiro (AMRJ) e do CNI, um dos complexos industriais mais modernos do país.

No decorrer da Cerimônia de Mostra de Ativação do CPSN, com a presença do Comandante da Marinha, Almirante de Esquadra Almir Garnier Santos e de membros do Almirantado, o Contra-almirante (Engenheiro Naval) Rogério Corrêa Borges assumiu a direção da nova Organização Militar, que ficará subordinada à Diretoria-Geral de Desenvolvimento Nuclear e Tecnológico da Marinha. E, para falar dos principais desafios do CPSN, o Contra-Almirante Borges concedeu entrevista para a Agência Marinha de Notícias.

“

O CPSN iniciará a sua trajetória com desafios a serem superados, entre eles, o da imediata integração das equipes técnicas de projeto, oriundas do CDSub e do CPN, concentrando o conhecimento adquirido por ambas as instituições, ao longo de suas histórias, e adotando uma metodologia unificada de trabalho. Continuamente, o estabelecimento de parcerias tecnológicas e/ou industriais com empresas da área da construção naval, inseridas nos modelos de negócios definidos pela Administração Naval, será tratado de forma a garantir a participação deste Centro de Projetos em programas estratégicos de construção de meios de superfície, entre eles, por exemplo, o Navio-Patrulha de 500 toneladas. Além disso, o CPSN dará continuidade ao projeto de detalhamento do SCPN, com ênfase na elaboração das especificações de construção e de industrialização, necessárias à construção da seção de qualificação de seu casco resistente, assim como da seção preliminar, a partir de 2023”, disse o Contra-Almirante Rogério Corrêa Borges.

Entrega de Navio-Patrulha marca a retomada da construção naval

Marcando a retomada da construção naval pelo Arsenal de Marinha do Rio de Janeiro (AMRJ), foi entregue ao setor operativo da Marinha do Brasil (MB), o Navio-Patrulha (NPa) “Maracanã”, que poderá cumprir sua missão de dar suporte para a segurança do tráfego marítimo e para a defesa dos interesses estratégicos brasileiros na Amazônia Azul, por meio de atividades de patrulhamento, de inspeção naval e de salvaguarda da vida humana no mar.

Na ocasião, ocorreu a Mostra de Armamento do novo navio, presidida pelo Chefe do Estado-Maior da Armada (CEMA), Almirante de Esquadra Renato Rodrigues de Aguiar Freire,

que empossou o primeiro comandante e destacou a importância da data para a Marinha do Brasil. “A obtenção do NPa “Maracanã” faz parte do Programa de Modernização do Poder Naval. Representa também o esforço conjunto para o desenvolvimento da Base Industrial de Defesa, capacitando e aprimorando a mão-deobra da construção naval, aperfeiçoando sistemas e equipamentos, e fomentando a Indústria Nacional de Defesa”, ressaltou.

Também foi lançado um livro que marca os mais de 250 anos da construção naval militar no Brasil.

@Capitão-Tenente Bruno Braga Britto de Oliveira

Empresas apostam no mercado de chapas acrílicas ecológicas

A demanda por chapas acrílicas, feitas a partir de acrílico reciclado, ainda é pequena, comparada com a demanda por chapas originais ou virgens, mas esse é um mercado que promete crescer, acreditam produtores do produto no país. Na Bold, empresa fornecedora de chapas acrílicas, com sede em Santa Catarina, que lançou sua versão de chapas feitas a partir de material reciclado – a EcoBold – em março deste ano, as vendas do produto verde já representam 5% do volume de suas vendas. O que, para o diretor da empresa, Ralf Sebold, é uma proporção significativa, e que representa um aumento relativamente grande desse mercado.

“A expectativa é de que esse segmento continue crescendo, já que existe um aumento também da preocupação do consumidor, em relação ao meio ambiente”. Sebold explica que é justamente essa preocupação que tem direcionado empresas a incluir materiais mais sustentáveis em seus portfólios, além de fazer com que invistam na profissionalização e em tecnologias capazes de proporcionar produtos reciclados com características, inclusive estéticas, cada vez mais semelhantes às oferecidas pelo produto feito a partir de material original.

O reaproveitamento de materiais, principalmente do plástico, é uma tendência mundial, que vem sendo liderada principalmente pelos países europeus. Por aqui, apesar desse ainda ser um comportamento menos incorporado ao mercado,

a tendência veio para ficar, mas faltam políticas públicas de incentivo, inclusive para a produção e comercialização desses produtos. Outro fator limitante é a falta de qualidade de alguns produtos, oferecidos no mercado porque alguns produtores não investem.

O preço mais baixo que o da chapa feita com material virgem é um dos fatores que, segundo Ralf Sebold, contribuem para a venda das chapas acrílicas ecológicas. No entanto, diz ele, elas ainda não oferecem a mesma qualidade técnica ou durabilidade das chapas originais, e é preciso que as empresas deixem isso claro ao consumidor. “Tivemos muito cuidado no lançamento do nosso acrílico EcoBold, e sempre deixamos o cliente consciente das diferenças deles e das aplicações mais indicadas para cada tipo”, explica o executivo.

Conscientizar o cliente dessas diferentes aplicabilidades não tem sido tarefa fácil, o que faz com que o material sustentável seja usado de forma generalista e, não atendendo as expectativas do cliente, acaba por comprometer também a imagem do acrílico como um produto de excelência. “Nosso maior foco é no acrílico virgem, porque entendemos que é um material que traz sofisticação, alta qualidade e agrega valor a marcas e produtos. Já o material reciclado tem uma vida útil menor, o que o torna suscetível ao amarelamento quando exposto ao sol, por exemplo, por isso, o indicamos apenas para aplicações internas e em produtos de menor valor agregado”.

Divulgação de indicadores de eficiência energética – edição de dezembro

A atual crise global de energia está causando contas de consumo de energia recordes, ao mesmo tempo em que o fornecimento confiável de energia é um imperativo político e econômico urgente, para quase todos os governos. Em resposta, os países estão priorizando ações de eficiência energética, devido à sua capacidade de atender simultaneamente a acessibilidade, segurança de abastecimento e meta climática, segundo Relatório de Mercado de Eficiência Energética da IEA – Agência Internacional de Energia.

Top six energy consuming end uses by source, 2020, IEA Source: IEA Efficiency Indicators database, December 2022 edition.

Para implementar políticas energéticas eficazes, são essenciais dados desagregados de energia, e atividade de uso final – a IEA coleta, há mais de dez anos, dados desagregados sobre o uso final de energia, e temos o prazer de informá-lo sobre as recentes atualizações e atualizações do banco de dados de indicadores de eficiência energética. E tem trabalhado continuamente para aumentar a cobertura geográfica do banco de dados, que atualmente cobre dados e indicadores de

de 2022

uso final nos setores de consumo final de 61 países, territórios e economias. Em sua edição de dezembro, o banco de dados foi ampliado, incluindo dados de Hong Kong, China, graças também à colaboração internacional com a organização parceira APEC.

Para facilitar a navegação dos dados, foi lançado o explorador de dados de indicadores de eficiência energética, que mostra uma seleção de demanda de energia e dados de eficiência do banco de dados de indicadores de eficiência energética mais recente. O explorador contém seis guias, com indicadores-chave relevantes e gráficos por setor. O banco de dados completo de indicadores de eficiência energética está disponível para assinantes no site da IEA; como o banco de dados gratuito Highlights (com dados e gráficos selecionados); e o arquivo gratuito de demonstração e disponibilidade (com dados e gráficos completos para dois países, bem como informações detalhadas sobre a disponibilidade de dados).

Subsidiária da OEC renova certificação ASME

A OECI, subsidiária da OEC, foi novamente certificada com o Selo ASME “A”, que conceitua a empresa nas atividades de “montagem de caldeiras e de tubulação externa de caldeiras”, e pelo National Board, “símbolo R”, que trata de “reparos e alterações metálicos em vasos de pressão e caldeiras”.

A OECI, subsidiária da OEC, foi novamente certificada com o Selo ASME “A”, que conceitua a empresa nas atividades de “montagem de caldeiras e de tubulação externa de caldeiras”, e pelo National Board, “símbolo R”, que trata de “reparos e altera-

ções metálicos em vasos de pressão e caldeiras”.

De acordo com a área de Qualidade da OEC, estas certificações são cada vez mais exigidas pelos clientes no Brasil, para atividades relacionadas à montagem de caldeiras. É imprescindível possuir estes selos para atuar neste mercado.

As reuniões de auditoria ocorreram nos dias 24 e 25 de novembro, no escritório da empresa, em São Paulo, e no canteiro da UTE Santa Cruz, no Rio de Janeiro. As certificações são válidas pelos próximos três anos.

Consumo de energia elétrica recuou em novembro

Depois da alta de outubro, o Brasil consumiu 64.877 MW médios de energia elétrica em novembro, volume 1,2% abaixo do registrado no mesmo mês do ano passado. O mercado livre, em que as grandes indústrias e empresas contratam seu fornecimento das geradoras ou comercializadoras, registrou crescimento de 2,2%, no comparativo com 2021. O resultado, porém, não foi suficiente para compensar a queda de 3,1% do ambiente regulado, no qual as distribuidoras vendem o insumo para as residências e o médio ou pequeno comércio.

Os dados são do Boletim InfoMercado Quinzenal, da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Para a organização, os dados refletem temperaturas abaixo da média histórica em boa parte do Brasil, sobretudo na primeira quinzena. Com dias mais frios, há a menor necessidade de acionamento de equipamentos de refrigeração, como aparelhos de ar-condicionado.

Desconsiderando o efeito das migrações de consumidores entre os segmentos, o mercado regulado teria apresentado uma retração mais suave, de 1,6%, enquanto o ambiente livre teria invertido sua posição de crescimento, com uma queda de 0,4% no resultado. A indústria têxtil, o comércio e o ramo de minerais não-metálicos foram os principais impactados por uma menor demanda por eletricidade. Além disso, caso não houvesse a micro e minigeração distribuída, ou seja, os painéis solares fotovoltaicos instalados em residências e nos estabelecimentos comerciais, o mercado das distribuidoras teria registrado uma redução de apenas 0,1%.

quase todos os estados do Sudeste e do Nordeste tiveram queda. As maiores baixas foram observadas em Pernambuco e Mato Grosso do Sul, ambos com declínio de cerca de 9%, seguidos pelo Paraná (-7%).

Em novembro, a região Norte e parte do Centro-Oeste registraram altas, além do Maranhão, que teve o maior crescimento, de 28%, seguido por Rondônia (15%) e Amazonas (8%). Enquanto isso, o Sul, uma parte da região central, e

https://www.ccee.org.br/en/dados-e-analises/mercado-quinzenal

As hidrelétricas chegaram ao final do período seco e início do ciclo chuvoso com aumento de 20,2% na geração de energia, no comparativo com novembro de 2021. Enquanto isso, a produção das térmicas caiu 58,4%. Mais uma vez, o período foi favorável para a produção das renováveis, com avanço de 47,7% das fazendas solares fotovoltaicas, e 1% dos parques eólicos.

Ainda em novembro, o Brasil exportou 368 megawatts médios de energia elétrica para a Argentina. Pela contabilização do setor, a venda de excedentes para países vizinhos é registrada como um “consumo” no segmento de Serviços. Levando em consideração esse efeito, o volume consumido no SIN – Sistema Interligado Nacional – teria caído 0,6%, frente ao mesmo mês do ano passado.

Integridade e governança são premiadas pelo Ministério da Infraestrutura

Em mais um reconhecimento ao trabalho de aperfeiçoamento contínuo da governança e da integridade empreendido nos últimos anos, a OEC – Engenharia e Construção – recebeu, em cerimônia realizada no Ministério da Infraestrutura, em Brasília, o Selo Fomento Infra+ Integridade. A iniciativa do Executivo Federal premia empresas do setor de infraestrutura que adotam boas práticas em governança corporativa, bem como desenvolvem e incentivam o comportamento ético, ações de transparência e prevenção à fraude e à corrupção.

Para a obtenção do Selo, a OEC passou por uma análise técnica criteriosa das iniciativas adotadas no âmbito interno da empresa a partir de evidências, documentos, cases de experiência e certidões, num processo que teve duração de aproximadamente cinco meses.

Na avaliação de Rafael Gomes, diretor de Gestão de Riscos e Integridade da Novonor e da OEC, a conquista do Selo Infra+ Integridade agrega mais credibilidade à marca OEC perante o mercado, e confirma o compromisso da companhia em transformar o setor de infraestrutura, priorizando a transparência e a ética nos negócios e nas relações com todos os stakeholders.

“Sistemas de governança corporativa de classe mundial e programas efetivos de integridade exigem compromisso da alta direção, investimento, tempo e disciplina para amadurecer. Mais do que cumprir códigos, políticas, processos e estruturas de compliance, os esforços para nutrirmos a ética e a integridade como valores orientadores de nossa conduta no dia-a-dia são coletivos, intensos e constantes. Essas são algumas das lições que aprendemos na jornada de transformação que nossa empresa abraçou nos últimos sete anos”, acrescentou Gomes.

Com mais de 15 anos de experiência na área de compliance, Rafael Mendes Gomes assumiu recentemente a diretoria de Gestão de Riscos e Integridade da Novonor e da OEC. Antes de ingressar na Novonor, Gomes atuou no mesmo cargo na Petrobras e em escritórios de advocacia. Alexandre Baltar, anteriormente responsável pela condução dos trabalhos de integridade, foi destacado para conduzir uma nova diretoria criada especialmente para tratar da agenda ESG na holding e na construtora.

O atestado de boas práticas corporativas emitido pelo Governo Federal soma-se a uma série de outros reconhecimentos recebidos pela OEC, ao longo de 2022. Em outubro,

o Relatório Anual sobre o Sistema de Sanções do Banco Mundial mencionou a construtora como um “exemplo de empresa focada em ações de conformidade”, com um programa abrangente e alinhado aos princípios definidos nas diretrizes do Banco Mundial. Além disso, o Banco Mundial destacou que o programa de integridade desenvolvido pela companhia e a cooperação com autoridades de controle nacionais e internacionais foram determinantes, para retirar as empresas do grupo da lista de sanções, na qual figuravam desde 2019.

Ainda durante 2022, a estes reconhecimentos, somam-se a certificação ISO 37001 (gestão antissuborno), obtida pela OEC para as suas operações globais, o encerramento exitoso do monitoramento do programa de integridade da OEC pela CGU, a associação da companhia ao IBGC, que também avaliou as medidas de governança e integridade da OEC, a participação da empresa como signatária do Pacto Empresarial pela Integridade e Contra a Corrupção, iniciativa do Instituto Ethos, sua participação no MISEC (Movimento pela Integridade no Setor de Engenharia e Construção), entre outras ações e iniciativas.

O Selo Infra+ Integridade é o sétimo pilar do programa Radar Anticorrupção, criado pelo MInfra, em parceria com Ministério da Justiça e Segurança Pública, ControladoriaGeral da União (CGU), Advocacia-Geral da União (AGU) e Polícia Federal (PF), para aprimorar a gestão pública e coibir desvios de conduta e de recursos públicos. Desde que foi criado, em 2019, o programa realizou mais de 800 análises de integridade, e encaminhou mais de 600 denúncias às autoridades policiais e órgãos de controle.

Rafael Mendes Gomes, diretor de Gestão de Riscos e Integridade da Novonor e da OEC, recebeu do ministro Marcelo Sampaio o Selo Fomento Infra+ Integridade

Projeto Araguaia Níquel dentro do cronograma

A Horizonte Minerals – empresa com ações na bolsa de Londres e do Canadá e atuação no Pará – segue avançando na construção do Projeto Araguaia Níquel, 100% de sua propriedade no Brasil, que permanece dentro do orçamento e do cronograma para iniciar a produção, no 1º trimestre de 2024.

Em 30 de novembro de 2022, aproximadamente 28% do total de construção do projeto foi concluído. Os trabalhos de terraplanagem seguem avançados, com previsão de conclusão em janeiro de 2023. As obras de engenharia estão 87% finalizadas, e devem ser concluídas durante o 1º trimestre de 2023. Até o momento, aproximadamente 75% das despesas de capital foram concedidas, totalizando mais de US$ 415 milhões, e os principais itens de longo prazo estão sendo executados de acordo com o cronograma, com o revestimento do forno previsto para o final de dezembro, e o forno rotativo que deve ser entregue no início do 1º trimestre de 2023.

“Estamos muito satisfeitos com o progresso da construção alcançado até o momento, o que nos coloca em uma posição forte, para entregar o projeto dentro do orçamento e do cronograma e, o mais importante, com um forte histórico de segurança. Também estamos muito contentes por termos retirado do Mecanismo de Dívida Sênior uma parte central do pacote geral de financiamento do Projeto Araguaia Níquel. Esperamos que o projeto traga benefícios sociais e econômicos significativos para as comunidades do entorno e partes interessadas locais, e ficamos satisfeitos em ver nossos esforços reconhecidos na premiação da Associação Brasileira de Recursos Humanos (ABRH/PA), realizada este mês, ao vencermos na categoria ESG com o nosso programa de capacitação profissional local – Transformando Horizontes. Em geral, foi um ano de transformação para a Companhia, e agradeço aos nossos funcionários, empreiteiras e principais partes interessadas pelos esforços até agora, para avançar na construção do Araguaia. Acredito firmemente que esse esforço coletivo nos permitirá proporcionar de forma rápida um valor significativo ao Araguaia, à medida que nos aproximamos da produção do primeiro níquel” comentou Jeremy Martin, CEO da Horizonte Minerals.

O projeto manteve controles de risco críticos na força de trabalho e no reforço das Regras de Ouro da Horizonte; implementou ferramentas para aumentar o envolvimento e a participação dos parceiros contratantes nos sistemas e processos de segurança – mais de 1.600 auditorias internas de segurança foram realizadas, e mais de 1,5 mil observações do plano de segurança foram concluídas.

No último trimestre, a Companhia realizou uma campanha de monitoramento da higiene no trabalho, para acompanhar a exposição dos trabalhadores a partículas, gases, ruído e vibrações. Essas atividades, combinadas com a vigilância

médica de rotina, garantem que nossa força de trabalho permaneça saudável.

As obras civis seguem progredindo, as fundações do forno a arco elétrico foram concluídas com sucesso, e a placa de base do forno, que já está no local, tem previsão de montagem nas próximas semanas, marcando o início da fase de instalação eletromecânica.

A construção da principal linha de 125 quilômetros e 230kV para alimentar a planta está avançando, em quatro frentes de trabalho. A pré-montagem das estruturas da torre está em andamento, com a perfuração e concretagem das fundações da torre progredindo dentro do cronograma. A construção das principais subestações e no ponto de conexão já começaram. As seções da placa de base do forno estão no site, a soldagem foi agora concluída, e o casco do forno chegará até o final do ano.

No segundo trimestre de construção os programas ambientais permaneceram focados na prevenção e mitigação de impactos. Os programas de proteção da fauna incluíram a realocação ativa de animais antes da limpeza para a atividade de construção. Até o momento, mais de 140 indivíduos de 55 espécies foram resgatados por meio dos programas. As equipes envolvidas deram continuidade à coleta de propágulos de plantas (sementes, mudas e similares), para garantir que a diversidade genética e de espécies seja mantida nos programas de geração de plantas de viveiro. A construção do centro de conservação da biodiversidade e a expansão do viveiro de plantas estão praticamente concluídas. A previsão é que o viveiro entregue de 50 a 60 mil mudas de árvores nativas, por ano, para a reabilitação e a geração de novos corredores verdes.

Como parte das atividades da Companhia em direção ao impacto positivo na biodiversidade, a Horizonte Minerals iniciou o reflorestamento de linhas de riachos, afetadas por pastagens que haviam sido impactadas pela agricultura de longo prazo e pelo excesso de pastagem. Associado aos objetivos de biodiversidade, foi concluído um estudo das espécies vegetais invasoras, que fazem parte da atualização em curso do Plano de Ação para a Biodiversidade da Companhia.

Desafio de Inovação Social e Empreendedorismo Oxiteno

A Oxiteno, empresa da Indorama Ventures Public Company Limited (IVL), e produtora de tensoativos e especialidades químicas, que tem sustentabilidade como elemento central de sua estratégia, anunciou o vencedor do Desafio de Inovação Social e Empreendedorismo: a solução ganhadora foi criada pela startup TOCA.

O projeto se trata de um programa de formação e assistência técnica para a implantação de três Sistemas Agroflorestais (SAFs), consorciados com a cultura da mamona, e será oferecido para até 30 agricultores e agricultoras do município de Camaçari/BA. A capacitação terá como foco técnicas e práticas para uso do solo e manejo agroecológico, considerando fatores, como: baixo custo para o pequeno produtor, simplicidade de execução e fácil replicabilidade.

Em março deste ano, o Desafio de Inovação Social e Empreendedorismo foi lançado, em busca por projetos sociais voltados para as comunidades no entorno das operações da companhia. O projeto está alinhado com a estratégia de atuação social da Oxiteno, endereçando causas prioritárias em comunidades próximas do entorno de suas operações. A solução da TOCA atuará com uma matéria-prima amplamente utilizada pela Oxiteno, fomentando uma produção mais sustentável, e beneficiando a comunidade ao seu redor via capacitação teórica e prática, tanto do SAFs, quanto da monetização da produção. Além disso, irá promover o empreendedorismo local, incremento de renda familiar, permitindo a sustentabilidade

Começou a jornada do grupo de trabalho que irá estabelecer requisitos internacionais para a certificação do hidrogênio, considerado o combustível do futuro. A iniciativa, liderada pelo Brasil, por meio de representantes da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –, tem como objetivo definir quais os critérios que serão levados em conta, para que o insumo possa ser considerado de baixo carbono, impulsionando o mercado global do produto, e assegurando seus benefícios para a transição energética, no mundo.

O esforço reúne lideranças do setor elétrico da Austrália, Canadá, Espanha, Estados Unidos, Holanda, Israel, Itália e Reino Unido. A intenção é, até 2024, disponibilizar diretrizes, que poderão ser usadas por empresas que estejam comercializando o hidrogênio e seus derivados, em todos os continentes.

Segundo Ricardo Gedra, gerente de Análise e Informações ao Mercado na CCEE, o Brasil tem potencial para se tornar um dos maiores exportadores do insumo e, portanto, precisa ter voz no debate global sobre o tema. “Já somos líderes em produção de energia reno-

financeira do projeto, no médio e longo prazo.

O monitoramento do projeto conta com uma plataforma digital em nuvem, para sistematização online de dados técnicos e informações sobre os participantes alcançados, permitindo a análise de indicadores sociais e ambientais, periodicamente. Para isso, os pequenos agricultores receberão capacitação em ferramentas digitais e empreendedorismo, para uma melhor gestão de seus cultivos e vendas, permitindo maior produtividade e geração de renda. Com um prêmio no valor de R$ 100.000,00, a TOCA terá o acompanhamento da Oxiteno por um período de 12 meses, para implementação do projeto piloto.

Rafael Brasileiro, Co-fundador e Diretor de Growth na TOCA, comemora: “É com muita alegria que podemos dizer que a TOCA é a startup vencedora do primeiro Desafio de Inovação Social e Empreendedorismo, promovido pela Oxiteno. O projeto piloto inclui uma abordagem inovadora de responsabilidade social corporativa, assistência técnica e implantação de tecnologias sociais em comunidades do município de Camaçari, na região metropolitana de Salvador. O desafio utilizou, como critérios de avaliação, a originalidade, replicabilidade e sustentabilidade financeira da iniciativa, no longo prazo, além da escala de impacto social positivo, nas comunidades locais. Acreditamos na parceria de empresas como a Oxiteno, que investem em responsabilidade social corporativa, e na melhoria da qualidade de vida das comunidades no entorno das suas unidades e operações”.

vável, uma peça-chave para ajudar o planeta, principalmente aqueles países com metas ambiciosas de descarbonização. Agora, vamos defender, no âmbito internacional, interesses que certamente vão atrair novos negócios, gerar emprego e renda para a população, além de manter o nosso setor elétrico como um dos mais sustentáveis”, diz Gedra.

Essa iniciativa também será importante para o debate sobre a regulação do hidrogênio no Brasil, que está ocorrendo no Programa Nacional do Hidrogênio, liderado pelo Ministério de Minas e Energia. A participação do país na esfera global fará com que as definições estabelecidas aqui estejam aderentes ao que está sendo praticado ao redor do mundo.

Foi a própria Câmara que propôs a criação do grupo de trabalho sobre hidrogênio, no Comitê Internacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica – CIGRE, maior comunidade global do setor, em setembro. A primeira reunião dos especialistas ocorreu hoje, com a apresentação dos envolvidos e um debate sobre o cronograma, o escopo da iniciativa e as primeiras atividades do grupo.

Grupo liderado pelo Brasil vai estabelecer requisitos para certificação do hidrogênio no âmbito internacional

Indústria de cloro é destaque

Em 2021, apesar de o consumo de cloro se ter mantido estável, o mercado brasileiro registrou alta, depois de três anos de declínio – havendo crescimento significativo nos embarques de cloro ao exterior. Das 21 plantas na América do Sul, o Brasil tem a maior capacidade de cloro ativo. O Paraguai foi o principal destino das exportações de cloro do Brasil, superando em seis vezes o volume enviado para o segundo maior destino, que é a Libéria. A terceira posição nesse ranking fica com a Grécia, mas já foi ocupada pelo Panamá. Em termos de mercado, os países com os maiores volumes de consumo, em 2021, foram China, Alemanha e Estados Unidos – que respondem juntos, também, por 45% da produção mundial. Um dos principais fatores que impulsionam o crescimento do mercado de cloro são os usos crescentes na indústria farmacêutica, já que a química do cloro é fundamental para a fabricação de mais de 70% das prescrições vendidas pela indústria farmacêutica no mercado global. Medicamentos contendo cloro são usados para tratar inúmeras condições médicas e doenças, incluindo colesterol alto, câncer, diabetes, úlceras estomacais, depressão, anemia, pressão alta, asma, epilepsia e inflamação. O cloro é utilizado na etapa final de formulação de medicamentos de aproximadamente 25% dos medicamentos. Em outros casos, o cloro desempenha um papel coadjuvante na síntese de drogas.

Normalmente, quando se fala em cloro, as pessoas pensam imediatamente no tratamento de piscinas, na desinfecção de água para abastecimento público, e na limpeza de banheiros e cozinhas. Mas, o cloro tem um amplo uso na indústria química, entrando na composição de inúmeros produtos. Um dos principais usos é o PVC, que é um plástico com características ímpares, e vem substituindo produtos feitos de vidro, madeira, alumínio, borracha, cobre, alvenaria e cerâmica. Por isso, tem tantas aplicações e

é considerado uma opção que contribui para melhor qualidade de vida e desenvolvimento sustentável.

“ O PVC contém 57% de cloro – obtido através da passagem de uma corrente elétrica pelo sal marinho – e 43% de eteno, que é um derivado do petróleo. Além de ser largamente usado na indústria da construção, é usado em equipamentos na área de saúde etc. O poliuretano também leva cloro em sua composição, e é amplamente usado na fabricação de espumas rígidas e flexíveis, selantes, fibras, preservativos, carpetes, peças de plástico rígido, tintas ”, diz José Rosenberg , diretor-geral da Katrium Indústrias Químicas.

Na opinião do executivo, o cloro é uma das substâncias mais importantes da Indústria Química, já que também faz parte – direta ou indiretamente – de outros segmentos da indústria. “ Além dos produtos sanitários e dos materiais plásticos, o cloro é fundamental na produção de solventes orgânicos, na produção de inseticidas que fazem o controle de pragas nas lavouras, na fabricação de produtos farmacêuticos e veterinários, e na depuração de águas residuais – evitando a proliferação de bactérias em esgotos e, consequentemente, controlando o mau cheiro e outros riscos à saúde .”

Em 2021, segundo a GlobalData, a produção mundial de cloro foi superior a 90 milhões de toneladas – sendo que 55 milhões de toneladas de cloro ativo foram produzidas nas 277 plantas localizadas na Ásia, com grande destaque para a China. O Brasil responde por cerca de 3% da capacidade instalada mundial, e é destaque na América do Sul.

CFT aprova resoluções nas modalidades técnicas de Biocombustíveis, Móveis e Sistemas a Gás

Normativas federais definem atribuições, campos de atuação e prerrogativas dos profissionais de nível médio habilitados nas três modalidades. O Plenário do Conselho Federal dos Técnicos Industriais (CFT) aprovou três resoluções, que definem as atribuições em mais três modalidades técnicas. As normativas, que passam a valer a partir da publicação no Diário Oficial da União, definem os campos de atuação e as prerrogativas dos profissionais habilitados nas modalidades de Biocombustíveis, Móveis e Sistemas a Gás.

Desde que que foi criado em 2018, o CFT já emitiu um total de 54 resoluções, que normatizam o exercício legal da profissão que elabora estudos, executa projetos e serviços, e contribui com o desenvolvimento social e econômico na Nação.

O presidente do CFT destaca que os trabalhos do Plenário do CFT são indispensáveis para o fortalecimento do Sistema CFT/CRTs. Solomar Rockembach salienta que a meta da gestão 2022/2026 é ampliar o número de normativas que definem as atribuições dos técnicos, habilitados em diversas modalidades, fortalecendo a missão de proteger a sociedade, e promover a valorização da categoria. As propostas foram elaboradas observando a Lei 13.639/2018, que confere ao CFT a competência de detalhar as áreas de atu-

ação dos técnicos industriais, assim como demais normativas federais pertinentes ao exercício profissional.

O técnico em Biocombustíveis tem prerrogativas de atuar, entre outros, na supervisão, operação e controle de processos de produção de biocombustíveis sólidos, líquidos e gasosos em toda a cadeia produtiva, desde a aquisição e beneficiamento da matéria-prima, até sua comercialização e distribuição, assim como controlar a qualidade química e físico-química de matérias-primas, insumos e produtos na cadeia de produção de biocombustíveis.

O técnico em Móveis tem prerrogativa de atuar, entre outros, elaborando projetos de móveis para produção seriada, orientando a implantação e padronização dos produtos, assessorando os processos de produção de móveis, e criando representações de projetos de móveis, utilizando software especializado seguindo as normas técnicas brasileiras a respeito de desenho técnico.

O técnico em Sistemas a Gás tem a prerrogativa de atuar, entre outros, projetando instalações prediais de gás e de conversão entre equipamentos, além de realizar a manutenção destes sistemas atendendo as normas e os padrões técnicos de qualidade, aplicando normas técnicas relacionadas à qualidade, segurança, meio ambiente e saúde, elaborando manuais técnicos e de boas práticas, e emitindo laudos técnicos e realizando vistorias.

INB finaliza primeira fase de Usina de Enriquecimento de Urânio

A Indústrias Nucleares do Brasil – INB – deu mais um passo para o aumento da produção nacional de urânio enriquecido, com a inauguração, na Fábrica de Combustível Nuclear – FCN, em Resende/RJ, da 10ª cascata de ultracentrífugas da Usina de Enriquecimento Isotópico de Urânio. Com a ampliação, a INB finaliza a primeira fase da implantação, e reduz o seu grau de dependência na contratação do serviço no exterior para a produção de combustível das usinas nucleares nacionais.

A entrada em operação da 10ª cascata de ultracentrífugas, conjunto de equipamentos que realiza a concentração do urânio em seu isótopo físsil, capaz de gerar energia, possibilitará o alcance da capacidade de produção para atendimento de 70% da demanda das recargas anuais da usina nuclear Angra 1, correspondendo a um acréscimo de cerca de, aproximadamente, 5% em relação à capacidade atual. A tecnologia de enriquecimento do urânio pelo processo da ultracentrifugação foi desenvolvida, no Brasil, pelo Centro Tecnológico da Marinha em São Paulo (CTMSP), em parceria com o Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares (IPEN /CNEN). De acordo com a World Nuclear Association, o Brasil faz parte de um seleto grupo de 13 países, reconhecidos internacionalmente pelo se-

tor nuclear, como detentores de instalações para enriquecimento de urânio com diferentes capacidades industriais de produção.

A implantação da Usina de Enriquecimento de Urânio da empresa, projeto industrial estratégico do Ciclo do Combustível Nuclear, foi iniciada em 2000, em Resende/RJ. Em 2006, foi inaugurada a 1ª cascata de ultracentrífugas, fato que inseriu o Brasil no seleto grupo de países detentores dessa tecnologia.

A implantação da Usina de Enriquecimento Isotópico de Urânio da FCN está sendo realizada, de forma modular, em duas fases. A segunda será composta por trinta cascatas.

O projeto para a implantação da 2ª fase, denominada Usina Comercial de Enriquecimento de Urânio (UCEU), já foi iniciado com o projeto básico, que se encontra em elaboração, e com a solicitação de licenças aos órgãos de fiscalização: Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – Ibama e Comissão Nacional de Energia Nuclear – CNEN.

Quando a implantação da Usina estiver concluída, o Brasil passará à condição de autossuficiência de enriquecimento de urânio. A previsão é de que, até 2033, a INB seja capaz de atender, com produção totalmente nacional, as necessidades das usinas nucleares de Angra 1 e 2 e, até 2037, a demanda de Angra 3.

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Raytheon Anschütz recebeu a certificação UKCA

A Raytheon Anschütz recebeu a certificação United Kingdom Conformity Assessment (UKCA), para equipamentos marítimos, através da DNV UK Ltd., para o portfólio completo de seus produtos para navegação.

A certificação UKCA permite a instalação de equipamentos marítimos a bordo de embarcações com bandeira do Reino Unido, a partir de 1º de janeiro de 2023. Isso inclui pilotos automáticos Anschütz, bússolas giroscópicas, radares, gráficos eletrônicos e sistemas de informação (ECDIS), sistemas de controle de trilha, sistemas de navegação integrados, e outros produtos.

A Fercom venceu licitação para fabricação de duas juntas de expansão não metálica para a Petrobras. A concorrência pública ocorreu em agosto, e a peça levou cerca de 60 dias para ser produzida.

Construída na sede da empresa, em São Paulo, capital, as juntas de expansão foram produzidas, de ponta a ponta, conforme demanda da Petrobras, obedecendo rigorosos padrões de qualidade, dada a relevância do equipamento e de sua aplicação na planta da companhia estatal.

A junta de expansão funciona como uma

Fercom produz Juntas de Expansão para a Petrobras Shell e Eneco vão construir parque eólico offshore

A Shell e a Eneco venceram a licitação para construir um parque eólico offshore no lote VI de Hollandse Kust (oeste). O projeto terá uma capacidade instalada de aproximadamente 760 MW, e estará localizado a aproximadamente 53 km da cidade costira holandesa de IJmuiden. O novo parque eólico será entregue por meio de uma joint venture chamada Ecowende, e deve estar operacional em 2026. A Shell e a Eneco já tomaram a decisão final para o investimento.

“Com a Ecowende, daremos um grande passo no crescimento de nosso portfólio eólico offshore, ao mesmo tempo em que damos uma contribuição positiva para a biodiversidade. Por meio deste projeto, podemos acelerar, de maneira lucrativa, a grande implantação em grande escala da energia eólica offshore, na Holanda e além. Isso se encaixa na estratégia Powering Progress da Shell para fornecer mais energia e mais limpa para nossos clientes, em casa, na estrada e no trabalho”, disse Wael Sawan, Diretor de Soluções Integradas de Gás, Renováveis e Energia da Shell.

“Juntamente com a Shell, estávamos na vanguarda do desenvolvimento da energia eólica offshore na Holanda. Adquirimos muito conhecimento, também na área de ecologia, e relatamos sobre isso. Isso contribuiu para o maior desenvolvimen-

sanfona acoplada em uma tubulação, absorvendo movimentos que podem ser axiais, laterais e outros, dependendo das condições operacionais dos dutos e tubulações. É composta por fole compensador, selo anti-pó, isolamento de manta cerâmica e estrutura metálica, e contou com a ajuda de 20 funcionários, levando cerca de 12 horas para ser completamente montada, devido à complexidade de suas dimensões e peso. Para erguer a peça, um guindaste manuseou cuidadosamente o equipamento até o caminhão, para enfim ser transportado.

to da energia eólica offshore, nos últimos anos. É ótimo que agora estejamos entrando em uma nova fase com Ecowende, com a natureza como ponto de partida. Isso está totalmente de acordo com nossa ambição, de viver e agir dentro dos limites naturais do planeta”, afirmou Kees-Jan Rameau, Diretor de Crescimento Estratégico da Eneco. A Ecowende quer estabelecer uma nova referência ecológica para o desenvolvimento e construção de parques eólicos no Mar do Norte, e permitir que parques eólicos offshore tenham um impacto líquido positivo na natureza, no futuro. O projeto do parque eólico leva em consideração o ambiente natural, através de medidas como: colocar as turbinas eólicas a uma distância maior entre si, para criar um corredor para as aves voarem; usando técnicas de fundação inovadoras, que minimizam o impacto sobre os mamíferos marinhos e a vida marinha; e colocar estruturas de recifes naturais no fundo do mar para aumentar a biodiversidade. Mais detalhes sobre os investimentos, inovações e programas de pesquisa serão anunciados posteriormente.

Bio-Sep lança novo produto verde

A Bio-Sep iniciou um projeto para desenvolver alternativas renováveis de origem biológica para produtos químicos existentes, encaminhando a demanda mundial por tecnologias limpas, e contribuindo para metas de carbono líquido zero. O novo empreendimento está em colaboração com o Centro de Inovação para Tecnologias Sustentáveis Aplicadas (iCAST), que inclui instituições de prestígio, como a Universidade de Bath e o National Composites Center (NCC).

A Bio-Sep é especializada na conversão de biomassa lignocelulósica não alimentar, gerada pela agricultura e silvicultura em bioquímicos de alto valor, usando seu processo exclusivo de biorrefinaria de baixa energia. A empresa produz uma nova lignina não sulfonada, com maior reatividade, e baixo peso molecular, que tem grande potencial para a fabricação em larga escala de substitutos bioquímicos sustentáveis para uso em múltiplas aplicações comerciais, como compósitos e indústrias de construção.

O Dr. Andrew West, químico-chefe da Bio-Sep, explicou: “Este projeto interdisciplinar de P&D nos permitirá desenvolver e demonstrar aplicações potenciais para nossa lignina não sulfonada e processo de biorrefinaria. Estamos ansiosos para trabalhar com nossos parceiros da iCAST, e nos beneficiar de sua experiência global, e amplo conhecimento em química de materiais de base biológica e fabricação de compósitos.”

“Estamos muito satisfeitos por trabalhar com a Bio-Sep para acelerar a inovação, nesta importante área. É exatamente o tipo de colaboração que o iCAST foi projetado para realizar, e um dos primeiros, de cerca de 50 projetos conjuntos da indústria, que planejamos entregar nos próximos dois anos. Ao reunir a experiência da iCAST em ma-

teriais e fabricação e empresas inovadoras como a Bio-Sep, pretendemos acelerar a implantação de tecnologias sustentáveis em aplicações comerciais. Isso, por sua vez, contribuirá para atingir as metas líquidas zero e de crescimento limpo do Reino Unido”, acrescentou o professor Matthew Davidson, diretor do iCAST.

“

Fazer parte do projeto Bio-Sep nos permitirá avaliar a adequação de um material compósito altamente inovador, e de baixo carbono. A equipe da NCC espera avaliar a viabilidade do material para uso em aplicações industriais, usando nossa experiência em design, fabricação e avaliação de qualidade, junto com nossa rede de clientes, para ajudar na rota do material para o mercado. Temos o prazer de apoiar a Bio-Sep com sua empolgante oferta de sustentabilidade para o mercado de compósitos, e de fazer parte do consórcio de parceiros, reunindo experiência e conhecimento, nesta crescente área especializada ”, comemora Tim Young , chefe de sustentabilidade do National Composites Centre.

Os primeiros resultados do projeto são encorajadores, sugerindo que, em um futuro próximo, as indústrias de compósitos e construção poderiam fazer uso de um material renovável de baixo carbono, substituindo ainda mais os petroquímicos, e melhorando sua sustentabilidade operacional.

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HÁ 65 ANOS FAZENDO A DIFERENÇA NO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS

O IBP, representante institucional do setor de petróleo, gás e energia no Brasil, completa 65 anos com uma história cheia de conquistas, marcada pelo compromisso de inovar, disseminar conhecimento técnico e desenvolver uma indústria competitiva, inclusiva e sustentável, sempre de olho no futuro.

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Tenenge inaugura novo Centro de Treinamento Prático de SSMA

A Tenenge inaugurou seu mais novo Centro de Treinamento Prático de SSMA, na cidade de Camaçari/BA. Este é o segundo espaço desta natureza implantado pela empresa para capacitação de seu corpo técnico operacional; o primeiro foi inaugurado em abril deste ano, na base Triunfo/RS.

De acordo com o Engº José Vinicius, gerente de SSMA, o objetivo da iniciativa é aumentar o entendimento dos integrantes da Tenenge quanto a situações de riscos reais, que são encontradas em campo. “Praticar é a melhor forma de prevenção para cada atividade crítica que se apresenta”, afirma. Segundo ele, o resultado esperado com os treinamentos que serão oferecidos é a redução de desvios, e, consequentemente, a eliminação dos riscos de acidentes.

Na Tenenge, a segurança dos integrantes é um valor, e é um ponto de atenção constante na gestão dos canteiros. Para isso, as bases de operação estão sempre buscando, através da realização de diversas atividades e treinamentos, enfatizar a motivação e conscientização dos integrantes, uma vez que a

confiabilidade humana é essencial para a diminuição dos riscos.

A partir de agora, além do treinamento teórico que já vinha sendo realizado em sala, os integrantes da base baiana terão a capacitação prática, e serão direcionados para uma área do canteiro, montada especificamente para o aprimoramento do conhecimento em relação aos riscos de acidentes durante o trabalho. No local, serão apresentados pontos importantes, como os padrões de sinalização, as formas corretas de acesso a andaimes e a utilização de painéis elétricos, controle de energias perigosas, além da inspeção de cintos de segurança e cintas de carga, entre outras ações.

Clariant anuncia novos investimentos na planta de etoxilação na China

A Clariant está expandindo sua instalação de Care Chemicals em Daya Bay, Huizhou, China, para aumentar seu suporte a clientes farmacêuticos, de cuidados pessoais, domésticos e de aplicações industriais. O investimento de CHF 80 milhões gera aumento de capacidade para produtos existentes, bem como a introdução de novos produtos, até o final de 2024.

Ao obter com sucesso o certificado GMP de medicamentos, a fábrica da Clariant Daya Bay se tornou a primeiro fabricante de API, na China, com certificado polietileno glicol Polyglykol 3350. O local também se tornará um novo centro global para o suporte aos negócios de saúde da Clariant, acelerando o fornecimento de ingredientes de alta qualidade para medicamentos que mudam vidas.

“A produção e o registro bem-sucedidos do grau farmacêutico dos PEGs são ótimos exemplos de como a Clariant é resiliente e dedicada ao crescimento em nosso segmento estratégico de negócios, dedicado e ao suporte de nossos clientes”, disse Zhigang Miao, chefe de aplicações industriais da Clariant Care Chemical.

A Clariant também expandirá a capacidade de produção existente para seus derivados de óxido de etileno (EODs), e um portfólio químico mais amplo em Daya Bay. Como resultado, aumentará a produção de ingredientes mais sustentáveis, que podem ajudar os clientes a avançar em suas metas ambientais e criar soluções diferenciadas e mais sustentáveis para atender às demandas do setor. O surfactante suave, à base de plantas Hostapon com rótulo EcoTain, por exemplo,

auxilia marcas e formuladores de cuidados pessoais no desenvolvimento de uma beleza mais suave e limpa, em aplicações como barras de beleza sólidas, sabonetes líquidos e xampus tipo creme.

“Os muitos segmentos de mercado que atendemos em Daya Bay estão evoluindo para refletir as mudanças nas metas de sustentabilidade e nas necessidades de desempenho do produto final, e queremos trazer nossa própria inovação e experiência para mais perto desses clientes, para ajudar a impulsionar seus desenvolvimentos”, comenta Christian Vang, Chefe da Clariant Care Chemicals. “Daya Bay foi o lar da primeira planta de etoxilação da Clariant na Ásia e, com esses investimentos, avançaremos este local para um local integrado de Planta Multiuso / Derivados de Óxido de Etileno, com boa proximidade aos principais locais de fabricação. Isso reforça nosso compromisso em trazer maior química para a região, para apoiar o sucesso de nossos clientes.”

O investimento da Care Chemicals Business, para aprimorar a planta de etoxilação chinesa, segue vários investimentos recentes da Clariant em Daya Bay. Em outubro de 2022, a Clariant anunciou que está adicionando uma segunda linha de produção em sua futura fábrica de aditivos para retardadores de chama sem halogênio, atualmente em construção no local. A primeira linha da nova usina deve ser inaugurada em meados de 2023, com a segunda linha entrando em operação em 2024.

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Primeiro óleo combustível 100% renovável para indústria

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A Aperam BioEnergia desenvolveu um combustível renovável a partir de coprodutos gerados na produção do carvão vegetal em suas unidades no Vale do Jequitinhonha (MG). Trata-se de um óleo de origem vegetal, 100% renovável, resultante da condensação de vapores produzidos durante a transformação da madeira de suas florestas plantadas de eucalipto em carvão vegetal.

O Bio-óleo tem grande potencial para substituir o uso de combustíveis fósseis em processos industriais, contribuindo para impulsionar a transição das indústrias para uma matriz energética renovável e de baixo carbono. O produto começou a ser desenvolvido na empresa em 2017, juntamente com a mineradora Nexa, e uma equipe de técnicos que compõem a atual start up WXO Engenharia de Processos Customizados. Em 2018, passou a ser testado pela mineradora em sua planta de Três Marias/MG. Devido aos bons resultados, a Nexa está se preparando para o uso do combustível em escala industrial, pensando em uma produção mais verde.

“A produção de carvão gera um resíduo que é o alcatrão. Por uma série de pequenas inovações que implantamos nos nossos processos ao longo dos anos, a Aperam BioEnergia conseguiu viabilizar sua transformação em um produto biogênico de grande potencial, com geração zero de CO2 no processo produtivo. Costumo dizer que as grandes inovações são frutos de várias outras mudanças que vão acontecendo e, ao final, viabilizam a ruptura. Tipo o Uber, possível graças ao advento do celular, do GPS e da internet”, afirma o presidente da Aperam South America, Frederico Ayres Lima.

A grande vantagem do bio-óleo é a possibilidade de substituir um combustível de origem fóssil por um outro de baixo carbono. Na produção de carvão vegetal da Aperam BioEnergia, a partir de florestas plantadas, a emissão de carbono é totalmente neutralizada.

“Quando utilizamos esse carvão para produção de aço nos alto-fornos, conseguimos balanço neutro entre as emissões da usina e as retiradas de carbono pelas nossas florestas. Com o alcatrão, o processo é o mesmo, por ser de origem vegetal, sua queima é equalizada pela retirada de carbono da floresta. Assim, o bio-óleo tem um efeito positivo no meio ambiente”, afirma Frederico Ayres Lima.

Wagner Lima, Gerente Corporativo de Energia da Nexa, afirma que o desenvolvimento de estudos focados na aplicabilidade do bio-óleo no processo produtivo da Nexa, e uma estrutura dedicada para testes industriais, foram imprescindíveis para os bons resultados alcançados, até o momento.

Segundo ele, a boa performance do biocombustível mostra viabilidade técnica e econômica para substituição total dos combustíveis derivados de petróleo, atualmente utilizados no processo produtivo de óxido de zinco da unidade Nexa – Três Marias.

“

Estamos preparando-nos para ampliar a utilização do combustível, realizando as adequações necessárias no processo, tendo em vista o sucesso dos testes industriais em menor escala, e potencial ambiental econômico promovido com a utilização do biocombustível”, comenta o Gerente de Energia da Nexa.

Para a produção de carvão vegetal usado na fabricação do aço verde Aperam, a madeira de florestas plantadas da BioEnergia é submetida a um processo de carbonização no interior dos fornos. Esse processo gera, além do carvão vegetal, líquidos e vapores condensáveis.

“Os gases que saem dos fornos possuem frações, algumas delas condensam em um líquido, que é o alcatrão. A partir deste, é possível extrair o bio-óleo que tem uma composição característica de diferentes hidrocarbonetos, com viscosidade e densidade mais elevadas e um poder calorífico interessante”, afirma Benone Braga, gerente executivo da Aperam BioEnergia.

Ao observar esse desempenho, a equipe constatou um potencial de mercado para o bio-óleo. “O bio-óleo é um combustível diferente do diesel, mas que permite, no curto prazo, processos industriais mais sustentáveis”, diz Benone.

A Aperam BioEnergia espera fechar uma produção de mil toneladas de Bio-óleo em 2022, número que deve crescer para 10 mil toneladas/ano, até 2025.

A Aperam BioEnergia mantém cerca de 80 mil hectares de florestas, plantadas no Vale do Jequitinhonha, onde está localizada. Por meio delas, a empresa fabrica o carvão vegetal utilizado pela usina siderúrgica da Aperam South America, em Timóteo/MG.

A empresa aboliu o uso do coque, combustível fóssil, em seu processo produtivo em 2010, adotando carvão vegetal em 100% de sua operação. A medida abriu caminho para uma jornada de sustentabilidade que resultou na produção do Aço Verde Aperam, e, em 2022, a Aperam South America foi coroada com a conquista do balanço carbono neutro. Isso significa que a empresa remove todos os gases de efeito de estufa que gera, em seu processo industrial, através das florestas plantadas da Aperam BioEnergia, feito inédito no mundo no segmento de aços planos especiais.

Tecnologia recupera 99% de alumínio puro

A Alutrade, empresa independente de reciclagem de alumínio e especialista em extrusão do Reino Unido, é a primeira empresa do mundo a colher os benefícios da nova e sofisticada solução de classificação baseada em sensores. O X-TRACT 2.0, a unidade de classificação de metais por raios X mais avançada da TOMRA, permitiu que a Alutrade alcançasse 99% de alumínio puro para uso na produção de alumínio secundário.

A unidade X-TRACT 2.0 foi instalada em março de 2021, na planta de reciclagem Oldbury da Alutrade em Birmingham, que processa 42.000 toneladas de resíduos anualmente. O material de alimentação da planta compreende extrusões metálicas de diferentes tipos de resíduos de construção pósconsumo, como janelas e portas, além de latas de alumínio.

Quando o material de alimentação chega à fábrica da Alutrade em Oldbury, ele é inicialmente pré-triturado em pedaços de cerca de um a dois metros de comprimento, antes de ser triturado por um moinho de martelos. Ímãs e separadores de correntes são então usados para separar os metais em metais ferrosos e não ferrosos, removendo quaisquer contaminantes em preparação para a próxima etapa de classificação.

Após a separação magnética, uma combinação de unidades de classificação baseadas em sensores da TOMRA é usada para processar, classificar e recuperar a fração alvo de alumínio. Duas das unidades TOMRA X-TRACT da edição anterior – que foram instaladas em 2017 e 2018, respectivamente – estão programadas para capturar uma fração de alumínio maior de > 30 mm e o novo X-TRACT 2.0 visa a uma fração de alumínio menor de 10-30 mm, removendo qualquer teor de metal do alumínio. As unidades X-TRACT de edição anterior e nova classificam os metais com base na diferença de densidade atômica, separando quaisquer metais pesados.

Os clientes da Alutrade são fundições em todo o mundo e exigem o mais alto grau de pureza do produto de alumínio para seu processo de refundição, pois, qualquer conteúdo de metal pesado afeta as especificações do produto final.

Andrew Powell, Diretor da Alutrade LTD, explica: “Nos últimos cinco anos, trabalhamos em estreita colaboração com a TOMRA, e realizamos muitas pesquisas para alcançar este marco de recuperação de uma fração final de alumínio, que atende aos excepcionalmente altos níveis de pureza necessários, para ir direto

para o processo de fundição. O tamanho de grão menor de 10-30 mm, capturado pelo novo X-TRACT 2.0, é 99% de alumínio puro, o que significa que podemos vendê-lo a um preço muito mais alto para nossos clientes, para uso na produção de novos produtos de alumínio. Além disso, o X-TRACT 2.0 abriu novas oportunidades de mercado internacional para a Alutrade, dado que agora podemos obter diferentes materiais de alimentação, bem como vender os produtos de metal pesado ejetados.”

A unidade X-TRACT 2.0 possui uma série de novos recursos inovadores, incluindo classificação muito mais rápida (até 3,8 m/s) e maior capacidade por metro de largura. Um novo sensor XRT de alta acuidade garante uma detecção mais nítida, e tempos de integração mais curtos para maior amplitude, enquanto uma fonte de raios X de alta potência (até 1.000 w) é capaz de processar vários aplicativos e tamanhos de grão. Uma câmara de separação estendida reduz a perda de material melhorando a trajetória de objetos classificados, e uma nova cobertura de coleta garante acesso mais seguro, e manutenção mais rápida.

A unidade X-TRACT 2.0 da Alutrade está conectada ao TOMRA Insight, a plataforma de monitoramento de dados, baseada em nuvem segura, quase em tempo real, e sob demanda da TOMRA. A plataforma permite que os clientes transformem seus classificadores em dispositivos conectados, e transformem a triagem de um processo operacional em uma ferramenta de gerenciamento estratégico. Gerando dados de alto valor, o TOMRA Insight ajuda a maximizar o rendimento da planta, aumentar o desempenho da classificação, e otimizar a qualidade da saída.

Tecnologia otimiza embarque e desembarque de navios no Terminal de Produtos Diversos (TPD)

O Sistema de Planejamento de Embarque e Desembarque de Navios (Speed), desenvolvido pela VLI – companhia de soluções logísticas que opera terminais, ferrovias e portos – para promover mais eficiência nas operações de carga e descarga dos navios, otimizando os processos em seus portos, agora é utilizado no Terminal de Produtos Diversos (TPD). Localizado em Vitória, no Espírito Santo, o TPD está no maior complexo portuário privado do Brasil: o Complexo de Tubarão. O software, já usado nas operações da empresa no Porto do Pecém/CE, começou a ser implantado, nesta segunda unidade, em julho de 2021.

Antes do Speed, o plano de desembarque de navios era feito exclusivamente pelo capitão, e com foco exclusivo na estabilidade do navio, sem preocupação com o tempo necessário para a conclusão do desembarque. Assim, o tempo de operação era diretamente impactado.

Segundo o gerente de Transformação Digital para Portos e Terminais da VLI, Luciano Gonçalves Pereira, a estimativa de ganho com a ferramenta é de ganho de duas horas por navio. “Considerando 45 navios no berço quatro, operado pela VLI, o ganho será a redução de 90 horas operacionais em um ano”, avalia.

Luciano Pereira explica que para ser implantada no TPD, a plataforma passou por alguns ajustes, em função da diferença de produtos e navios em relação ao Pecém. “O principal ganho é a melhora na eficiência operacional do desembarque de navios, pois, o software permite planejar o desembarque, simular cenários otimizados, de forma a aumentar a simultaneidade da operação dos descarregadores

de navios. Os planos e simulações consideram a estabilidade do navio e outras variáveis, identificadas durante a operação para garantir a segurança estrutural da embarcação”, frisa.

Com essa iniciativa, criada nas jornadas de intraempreendedorismo da VLI, a companhia se tornou pioneira na proposição de planos de embarque e desembarque, considerando a capacidade operacional dos portos, os interesses dos clientes, e garantindo a estabilidade e a segurança dos navios, de forma personalizada para cada embarcação. O sistema é capaz de propor planos de desembarque ou embarque mais eficientes, permitindo a redução no tempo de operação, gerando maior capacidade de movimentação de carga nos portos da VLI.

A próxima fase do Speed, que é o plano de embarque, está prevista para funcionar no TPD, já no início de 2023. Neste momento, ela está sendo desenvolvida no Terminal Integrador Portuário Luiz Antonio Mesquita (Tiplam), localizado na Baixada Santista, em São Paulo, e no Terminal Portuário de São Luís (TPSL), no estado do Maranhão. Segundo o gerente de Transformação Digital para Portos e Terminais da VLI, a expectativa é de que esta segunda fase da tecnologia, que compreende o plano de embarque de navios, gere eficiência, com a redução de 15% no tempo operacional de embarque por navio, no TPD, aumentando a capacidade de movimentação de carga durante o ano.

A expectativa também é de que o Speed seja replicado para todos os terminais portuários onde a empresa atua. “Em conjunto com a Gerência Marítima Portuária da VLI, estamos estruturando uma equipe técnica especializada, para a elaboração destes planos otimizados, que atenderão todos os portos da VLI”, finaliza.

Air Products e AES investem na primeira instalação de produção de hidrogênio verde em mega escala no Texas

A Air Products e a The AES Corporation anunciaram planos de investir aproximadamente US$ 4 bilhões, para construir, possuir e operar uma instalação de produção de hidrogênio verde, em Wilbarger County, Texas. Este projeto de mega escala de energia renovável para hidrogênio inclui aproximadamente 1,4 gigawatts (GW) de geração de energia eólica e solar, juntamente com a capacidade do eletrolisador, capaz de produzir mais de 200 toneladas métricas por dia (MT/D) de hidrogênio verde, tornando-o na maior instalação de hidrogênio nos Estados Unidos. A instalação, que deve iniciar as operações comerciais em 2027, atenderá à crescente demanda por combustíveis de intensidade zero de carbono para o mercado de mobilidade, bem como outros mercados industriais. Ele produzirá uma fonte de energia totalmente limpa em grande escala e, se todo o hidrogênio verde fosse usado no mercado de caminhões pesados, eliminaria mais de 1,6 milhão de toneladas métricas de emissões de dióxido de carbono (CO2) anualmente, quando comparado ao uso de diesel em caminhões pesados. Ao longo da vida útil do projeto, espera-se evitar mais de 50 milhões de toneladas métricas de CO2, o equivalente a evitar emissões de quase cinco bilhões de galões de combustível diesel. A Air Products e a AES serão proprietárias, conjuntas e igualitárias, dos ativos de energia renovável e eletrolisador, com a Air Products atuando como compradora e comercializadora exclusiva do hidrogênio verde, sob um contrato de 30 anos.

“Estamos muito satisfeitos em anunciar esta empolgante joint venture com a AES, que é uma das principais empresas de energia renovável da América. A nova instalação no Texas será, de longe, a maior instalação de produção limpa de hidrogênio em mega escala, nos EUA, a usar o vento e o sol como fontes de energia. Trabalhamos no desenvolvimento deste projeto com a AES há muitos anos, e ele será competitivo em escala mundial, ao mesmo tempo que trará benefícios tributários, trabalhistas e de segurança energética

significativos para o Texas. Estamos entusiasmados em seguir em frente, e disponibilizar hidrogênio verde limpo para os clientes dos EUA, em um futuro próximo”, disse Seifi Ghasemi , presidente da diretoria, presidente e diretor executivo da Air Products.

“Este projeto capitalizará a posição da AES como uma das maiores desenvolvedoras de energia renovável do país, e sua liderança global em inovações, como sistemas de armazenamento de energia e fornecimento contínuo de energia limpa para data centers. Estamos muito satisfeitos em fazer parceria com o líder mundial em hidrogênio, Air Products, para esta primeira instalação de hidrogênio verde de mega escala desse tipo, nos Estados Unidos. Construiremos mais de 1 GW de novas instalações solares e eólicas, para fornecer energia de carbono zero para eletrólise e instalações de produção relacionadas. A AES acredita que o hidrogênio verde tem um papel fundamental a desempenhar, na descarbonização do transporte e na aceleração do futuro da energia”, declarou o presidente e CEO daAES, Andrés Gluski Espera-se que a demanda por hidrogênio verde para mobilidade e aplicações industriais cresça exponencialmente nos Estados Unidos, na próxima década. O crescimento da demanda é apoiado pelo papel do hidrogênio verde nas ambições líquidas zero, anunciadas por vários estados e grandes corporações. O projeto está sujeito ao recebimento de licenças locais e incentivos locais, estaduais e federais.

Ultragaz compra a Neogás

A Ultragaz comprou a Neogás, líder na distribuição de Gás Natural Comprimido (GNC) do Brasil. A empresa considera mais um passo em direção à diversificação de portfólio, após a recente compra de uma startup, plataforma que conecta Geração distribuída de energia elétrica renovável a clientes. Tudo isso parte de um ciclo de ações que amplia o portfólio de energias da Ultragaz, empresa que é referência no relacionamento com seus clientes, entre as 11 milhões de famílias, e mais de 58 mil empresas atendidas em todo o Brasil. A aquisição que acaba de ser anunciada avança, dessa vez, rumo a expansão de acesso e oferta de Gás Natural e Biometano para clientes industriais, especialmente àqueles cuja localização é distante das grandes redes de distribuição e gasodutos. Isso representará uma nova avenida de crescimento para a companhia, por meio da ampliação da oferta de energia renovável. Além de apresentarem demandas e metas importantes de ESG em suas cadeias produtivas, clientes demonstram uma necessidade crescente por matrizes mais sustentáveis.

A Ultragaz pretende viabilizar a conexão com os maiores produtores de Biometano, posicionando-se como protagonista do setor, em meio à transição energética vivida pelo País. Além de facilitar o acesso aos combustíveis com menores emissões de carbono, também vai trazer mais sustentabilidade e eficiência à operação. O acordo, avaliado em R$ 165 milhões, vai garantir à Ultragaz 100% do controle da Neogás, fundada em 2000, pioneira e líder na distribuição de GNC, no Brasil. A empresa opera com seis bases de compressão próprias, localizadas nos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Paraná e Rio Grande do Sul, e capacidade anual de produção estimada em 100 milhões de m³ de GNC, volume comerciali-

zado pela empresa no ano de 2021.

O negócio também vai garantir a entrada da Ultragaz no mercado de GN, além de viabilizar a incorporação de uma empresa que atende a grandes clientes privados, especialmente no interior do país. A Neogás atende grandes indústrias, e também é responsável pelo abastecimento de mais de 50 postos de combustível e à prestação de serviços logísticos para distribuidoras de GN.

Para Tabajara Bertelli, presidente da Ultragaz, “A chegada da Neogás trará conhecimento e capacidade operacional ímpares em GNC, permitindo o avanço em Biometano, complementando o nosso portfólio de ofertas, e impulsionando a transição energética dos clientes

A combinação dos negócios deve acontecer após o cumprimento das condições previstas em contrato, entre elas, a aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e, até lá, os negócios seguem atuando de forma independente. O acordo posiciona a Ultragaz como provedora de um amplo leque de ofertas em energia, agregando vantagens competitivas importantes da Neogás em soluções aos clientes industriais”, afirma.

FPSOs – história e perspectivas FPSOs – história e perspectivas

“

Oprimeiro FPSO brasileiro, mas não nos conceitos atuais, foi o PP Moraes, uma solução de produção antecipada, quando estavam em construção grandes plataformas fixas, em águas de 350/400 metros, no final da década de 1970 e início da de 1980. E, depois de várias alterações, os FPSOs se mostraram a melhor solução ao longo do ciclo de um campo, incluindo a importante vertente ambiental”, afirma Luis Fernando Mendonça Frutuoso, pesquisador e professor do Instituto de Energia da PUC-Rio, que lembra que, quando aconteceu a primeira crise do petróleo, em1973, o Brasil estava em ritmo de crescimento, com alta necessidade de energia – e alta dependência do petróleo importado. A Petrobras, então, priorizou investimentos em exploração & produção.

Naquela época, o desenvolvimento de um campo usava o projeto de jaquetas fixas, com árvores-de-natal secas no convés, e implantação de oleodutos até a costa, e então até a refinaria. Isso levava um tempo que a crise não dava; era preciso reduzir rapidamente a dependência da importação de petróleo. A Petrobras formou uma equipe para agilizar a produção e conduzir dois projetos em paralelo, um para uso temporário, só enquanto se finalizava a campanha, e outro projeto com todas as infraestruturas permanentes. Elaborou-se então uma estratégia para transferir o óleo produzido para a costa, com o uso de embarcações no local. O plano era instalar as árvores-de-natal, manifolds e linhas de escoamento no fundo do mar; então, um navio-tanque foi conectado por um sistema de conexão e desconexão rápida – um sistema temporário, para antecipar o primeiro óleo.

A Petrobras selecionou um navio-tanque da Fronape – sua frota própria –, o Presidente Prudente de Moraes, que recebeu uma planta de processo em seu convés no Japão. O que era para durar até cinco anos interrompeu a produção em menos de dois, passando por novas modificações, e retornando como um sistema de produção antecipada (EPS), trabalhando em diferentes campos para acelerar a primeira produção. O agora P-34 atuou como um navio-tanque EPS pela última vez, no Campo de Albacora, na Bacia de Campos, com a vazão do primeiro poço, em setembro de 1987. Outros navios-tanque semelhantes entraram em operação em todo o mundo, mas apenas como solução temporária, ou para desenvolver campos marginais.

Mesmo sendo um FPSO – sistema flutuante de produção, armazenamento e descarga – a administração portuária e os órgãos reguladores mantinham a classificação da P-34 como navio-tanque, o que exigia docagem seca em períodos determinados. Enquanto ele produzia no campo de Albacora, o sistema definitivo que ele estava substituindo foi adiado – o que foi um problema acabou gerando desenvolvimentos, que permitissem que uma unidade de produção em forma de navio permanecesse no mar por mais tempo. A solução integrou padrões da indústria naval e padrões offshore, negociados com Sociedades Classificadoras e a Administração Portuária. Isso se tornou a base para futuros Regulamentos e, em 1994, o ABS – American Bureau of Shipping lançou a primeira diretriz FPSO, um Guia para construção e classificação de FPSOs. Logo no ano seguinte, a Petrobras batizou o Presidente Prudente de Moraes

como FPSO Petrobras-XXXIV (Petrobras-34).

E o novo projeto mudou, de 6, para 34 risers, pendurados diretamente em um único ponto interno do sistema de torre. Este sistema inaugurou a transferência de alguns equipamentos da planta de processo para dentro do sistema de amarração de ponto único.

Com o navio aceito como uma solução de longo prazo, o mercado passou a considerá-lo uma opção economicamente viável e priorizada, na comparação com as semissubmersíveis e TLPs. Destacou-se, na solução, o fato de que não era mais preciso um pipeline de exportação, e o conceito ganhou popularidade, gerando um boom de FPSOs. Mas não parou por aí. O que temos hoje é diferente dessa primeira geração de FPSOs.

@Rogério Cordeiro

Antes de ser o PP-Moraes, ele se chamava Presidente Juscelino

A produção do PP-Moraes utilizava uma torre articulada, nos anos 1980, em Garoupa

O PP-Moraes no estaleiro, se transformando na P-34

Primeiro óleo da P-34 no Pré-sal, no campo de Jubarte, em 2008

Muitos descreveram e diferenciaram navios-tanque regulares, veículos flutuantes convencionais de FPSOs – que tinham, entre seus requisitos críticos, as áreas perigosas inerentes ao setor, as interfaces entre os tanques de carga e o processo, VACs, sistemas elétricos, tudo pedindo soluções diferenciadas, para tornar o conceito do FPSO seguro. Alguns problemas dos FPSOs de primeira geração (P-31, P32, P-33, P-34, P-35, P-37, FPSO Marlim Sul, FPSO Brasil e FPSO Espadarte) eram conflitos entre os padrões da indústria naval e offshore e os padrões industriais. A primeira geração era composta por unidades próprias e arrendadas da Petrobras, petroleiros de casco simples convertidos, ponto único atracado com torre interna, faixa de capacidade de

TopSides, e a profundidade da água até aproximadamente 1.500 metros. Um grande obstáculo era o peso do TopSide, que estava na faixa de 10k-18k toneladas métricas: os petroleiros candidatos à conversão tinham um casco robusto, com uso limitado de aço de alta resistência à tração.

Os FPSOs de primeira geração sofreram com a diferença de padrões entre a cultura do estaleiro de construção/ conversão e do estaleiro de módulos TopSides: enquanto os estaleiros estavam preparados para entregar navios-tanque padronizados, o que se buscava eram soluções personalizadas, o que exigiu o redesenho dos projetos.

Nesta época, os FPSOs arrendados foram considerados uma alternativa eficaz de curto prazo, e este modelo base-

ado em taxas de fretamento, sujeitas ao tempo de atividade e desempenho da unidade, se mostrou limitado. Então, a Petrobras trabalhou para melhorar esse conceito para a segunda geração, focando nos critérios de substituição do aço para uma solução de longo prazo, com inspeção subaquática; nas tolerâncias de corrosão usadas pelos padrões das petroleiras para adequá-los às FPSO; no reforço do casco e de reforço à fadiga; na troca dos equipamentos adaptados e reformados por equipamentos novos, feitos com especificidades para as FPSOs; no redesenho de todo o alojamento.

A Petrobras pesquisou muito para aprimorar o design de movimento, incluindo teste de modelo, avaliação de códigos e implementação de um programa de aquisição de dados meteoceânicos offshore e, assim, implementou novas e maiores de quilhas, em toda a extensão do casco.

A manutenção e inspeção do casco e dos sistemas recebeu novas tecnologias. A utilização de torres internas com âncoras exigia manutenção e intervenções em ambientes hostis e, como a companhia atuava em profundidades cada vez maiores, o projeto de sistemas de ancoragem, os pesos, o número de pernas de amarração afetava os custos e os prazos. Depois de muita pesquisa, a Petrobras validou novos materiais para atracação, e viabilizou um sistema de ancoragem espalhada. O Cenpes – Centro de Pesquisas da Petrobras – pesquisava várias soluções, incluindo o uso de materiais de fibra sintética para redução drástica no peso das linhas – e essa solução facilitou a atracação de FPSOs em profundidades superiores a 1.000 metros. Também do Cenpes, veio o desenvolvimento de estacas torpedo para serem utilizadas como fixações no fundo do mar.

@Petrobras

A Segunda Geração do FPSOs

Os FPSOs de segunda geração se beneficiaram dessas e outras tecnologias sendo o P-43 e o P-48 os primeiros a usarem a amarração aberta com linhas de poliéster e os novos torpedos. Os FPSOs de terceira geração ficam em águas de 2.200 a 2.400 metros de profundidade, usando a ancoragem inovadora desenvolvida pela Petrobras. P-43 P-48 P-53

P-63

Os FPSOs de segunda geração eram unidades próprias e arrendadas, ainda navios-tanque de casco simples convertidos, TopSides de100k-180k bopd, e atuando em profundidades de 1.000 m a 1.800 m. A segunda geração se beneficiou das lições aprendidas, e abriu um novo caminho para o arranjo submarino. Mas, pelas características dos reservatórios, houve um aumento na quantidade de risers. Sempre de volta à prancheta para incluir melhoramentos, a Petrobras, em 2000, incluiu um novo conceito de ancoradouro spread na frota de segunda geração (P-43, P-48, P-50, P-54, FPSO Cidade de Vitória, FPSO Cidade de São Mateus, FPSO Cidade do Rio de Janeiro, FPSO Cidade de Niterói, P-57, P-58, P63). A segunda geração mostrou que era preciso ficar atento à escolha econômica entre Conversão ou Nova Construção. Chamaram a atenção também os problemas de slamming de algumas unidades, que utilizavam ancoramento espalhado.

A Terceira Geração de FPSOs

sal, até 2017 – que foi conquistado em 2016 – o volume de produção a ser alcançado, somado à falta de referências das gerações anteriores de FPSOs, a Petrobras mais uma vez aprimorou os projetos de FPSOs, de olho nos TopSides com presença de contaminantes (H2S e CO2), exigindo sistemas adicionais de tratamento de gás e grande quantidade de outros materiais; na necessidade de reinjetar grandes volumes de CO2 a uma taxa de pressão de 550 barg, dobrando o número de compressores e geradores; nas limitadas licenças para queima de gás – o que exigia maior confiabilidade nos sistemas; nas condições do mar da Bacia de Santos – mais severas que as da Bacia de Campos, levando a maiores desafios técnicos para amarração, sistemas submarinos e instalação. A toda essa complexidade, some-se a necessidade de desenvolver TopSides menos pesados e complexos, e suportes mais adequados, já que não se tinha certeza se um navio-tanque seria adequado para os TopSides com 25k a 30k de toneladas métricas.

Approach towards

Em 2006, a Petrobras lançou o programa de seis Unidades Replicantes e, alguns anos depois, quatro Unidades de Transferência de Direitos adicionais. A primeira unidade dessa terceira geração entrou em operação em 2010, uma unidade arrendada, o FPSO Cidade de Angra dos Reis, em um projeto piloto com menor capacidade no topside (100k bopd), para produção massiva do campo de Lula. O Angra dos Reis foi uma conversão VLCC, atracada espalhada, com 18.000 mt de peso no topside, sob fretamento de 15 anos. O convés principal não acomodava uma torre interna, então, a Petrobras desenvolveu um spread atracado. Nesse momento, a Petrobras contratou mais 7 FPSOs arrendados, que entraram em operação entre 2010 e 2016. Até 2020, a terceira geração contava com 18 unidades (FPSO Angra dos Reis, FPSO Paraty, FPSO São Paulo, FPSO Mangaratiba, FPSO Ilhabela, FPSO Itaguaí, FPSO Marica, FPSO Saquarema, P-66, P67, P-68, P-69, P-70, P-74, P-75, P-76, P-77) operando no Pré-Sal (RJ e SP).

Caso especial

Em 2007, o FPSO Piranema entrou em operação sob um contrato de afretamento de 11 anos para a Petrobras, iniciando a produção de petróleo no campo de Piranema/ SE, em lâmina d’água de 1.090 metros. Ele foi o primeiro tipo monocoluna do mundo, com spread atracado e TopSides de 30k bopd. O projeto forma redonda foi desenvolvido para campos marginais e ambientes agressivos. Já em 2004, o Cenpes tinha desenvolvido um conceito de monocoluna, a chamada Mono-BR, que difere do casco do Sevan. A solução se mostrou competitiva para projetos de pequena dimensão (até 50k bopd), em condições ambientais adversas. A Petrobras desmobilizou o FPSO Piranema Spirit, e cumpriu todos os procedimentos contratuais. A desmobilização da plataforma gerou, na época, reações dentro do governo de Sergipe. Preocupados com a queda na arrecadação em meio à crise, autoridades locais fizeram pressão para manter o projeto em operação por mais um ano. A plataforma foi adaptada, e rumou para trabalhar com a australiana Karoon.

FPSO Cidade de Angra

FPSO Cidade de Paraty

FPSO Cidade de São Paulo

FPSO Cidade de Mangaratiba

FPSO Cidade de Ilhabela

FPSO Cidade de Itaguaí

FPSO Cidade de Maricá

P-77

A terceira geração de FPSOs, 50% convertida 50% nova, vem gerando muita aprendizagem, como o fato de o slamming ser um grande problema, se não for abordado no design do projeto; o desenho do projeto do casco está diferente de todos os outros adotados, até agora; a remoção de H2S é uma questão importante no projeto, e o processo tradicional de amina também mudou; é cada vez mais necessário utilizar as novas tecnologias a bordo.

As novas tecnologias já estão em implantação nas diversas plataformas, ao redor do mundo. As embarcações da Modec, por exemplo, contam com mais de 100 mil sensores instalados, que geram, a cada segundo, um volume enorme de dados operacionais, e permite monitorar os mais variados tipos de equipamento a bordo. A partir destas leituras, somadas ao conhecimento técnico de engenharia, acumulado com a experiência de gestão da frota, a Modec utiliza ferramentas digitais inteligentes, para realizar a manutenção preditiva de equipamentos. Isso possibilita, por exemplo, detectar sinais precoces de que um equipamento está com defeito, e fazer a correção antes que ele pare de funcionar.

“Também desenvolvemos uma plataforma de dados integrada, capaz de acelerar o desenvolvimento e implantação de novas tecnologias, e escalarmos as soluções para toda frota com relativa velocidade, inovação e digitalização é um processo contínuo. Isso tudo nos gera ganhos significativos de produtividade e segurança, reduzindo o downtime das plataformas. Em 2022, conseguimos reduzir significativamente o downtime das nossas unidades no Brasil, com o uso dessas ferramentas digitais, que são desenvolvidas pela nossa empresa de tecnologia Shape, em parceria com nosso time de Engenharia”, conta Fabrício Luiz, diretor técnico da Modec.

A Shape é uma empresa hoje independente que nasceu dentro da Modec, em 2017, em parceria estratégica com McKinsey, Mitsui & Co. e Microsoft. Desde 2020, a Shape tem sua própria estrutura e, recentemente, lançou o Lighthouse, plataforma que permite o acompanhamento do funcionamento adequado dos sensores, até a detecção de possíveis falhas; a plataforma possibilita ao usuário acompanhar, através de uma página web, em painéis intuitivos, as condições dos seus ativos.

FPSO Cidade de Saquarema

“Os clientes-alvo da Shape são Petróleo e Gás, Mineração, Química, Usinas de Energia, etc., além da Modec, e estamos construindo registros desde a fundação. Nosso mercado-alvo não está somente no Brasil, mas também no mercado global. Temos também um escritório em Singapura. Além da “Light House”, implementada pela Modec, a Shape fornece vários tipos de soluções, como o SGBD (Sistema de Gerenciamento de Barreiras Digitais) que contribui para a melhoria da segurança, ao visualizar todos os riscos na planta, para propor medidas para mitigar esses riscos, através da análise de IA. Ainda, com o objetivo de contribuir com a sociedade descarbonizada, a Shape está desenvolvendo a solução de redução de emissões de GEE, e deve disponibilizá-la ainda em 2023. A Shape está evoluindo dia a dia, de acordo com as necessidades da sociedade e do mercado. E, desde que a Shape lançou uma organização de P&D, chamada “Shape Lab”, damos as boas-vindas ao desenvolvimento conjunto de soluções que se encaixam nos pontos de dor do cliente, portanto, estamos abertos a novas parcerias”, destaca o Sr. Hiroki Tanabe, secondee da Mitsui & Co., VP global de Desenvolvimento de Negócios da Shape.

A Quarta Geração de FPSOs

Sempre na busca por mais eficiência e correção ambiental, a Petrobras já estuda uma quarta geração de FPSOs, que caminha para um novo navio com capacidade para TopSides, de 180k a 225k bopd, incorporando não apenas as lições aprendidas com a terceira geração, mas também soluções digitais.

“A digitalização é um processo contínuo na Modec. A cada geração de embarcações, conseguimos incorporar aos projetos novas tecnologias, e possibilidades de aplicação dos benefícios da digitalização. Por isso, podemos dizer que os navios estão em estágios diferentes de digitalização. Além deste avanço contínuo com cada nova plataforma, os dados coletados em nossas operações nos ajudam a desenvolver projetos cada vez mais eficientes. A disponibilização dos dados operacionais nos permite desenvolver, internamente, soluções digitais que auxiliam na “antecipação de problemas”, melhoria do planejamento de intervenções em nossos ativos, na melhoria da segurança e, consequentemente, no aumento de disponibilidade e confiabilidade da frota. As inovações que resultaram no reconhecimento pelo World Economic Forum como “lighthouse”, ou farol de inovação, são importantes na nossa estratégia e, hoje, são os produtos da Shape. Em especial, as ferramentas de gestão de ativos, otimização de manutenção, sustentabilidade, performance e segurança operacional”, ressalta Fabrício.

FPSO Guanabara é a mais complexa a operar, no Brasil. Alia capacidade produtiva, eficiência e redução de emissões de gases de efeito estufa. Seu peso é de 102.443 toneladas; altura de 172 metros; capacidade de geração de energia de 100 megawatts. Construída e operada pela Modec, está a mais de 150 km da costa RJ, em lâmina d´água que chega a 1.930 metros. Conta com sistemas de reinjeção do gás, onde a produção de gás com teor de 45% de dióxido de carbono (CO2), feita de forma alternada com a injeção de água (Water Alternating Gas - WAG).

Os desafios estão ainda no peso e nos sistemas necessários para atingir as especificações dos produtos. A demanda elétrica, respeitando o limite estabelecido pelo CONAMA 382, também é importante – no Brasil, a demanda elétrica máxima permitida é de 100 MW, e está associada à emissão de NOx. Então, a nova geração deve olhar outras configurações de plantas de processo e fontes de energia. Trabalhar com pressões maiores que 65 bar foi uma solução em unidades convertidas do Campo de Libra, com impacto positivo na redução do consumo total de energia; nessas mesmas unidades, um sistema submarino de separação preliminar de gás/líquido também estava no projeto, possibilitando a separação e reinjeção no subsea, sem afetar a capacidade nominal de produção. Reinjetar o gás todo no reservatório reduziria a complexidade da planta de processo, já que não haveria remoção de H2S – solução considerada para unidades com 225k bopd e 12.000.000 Sm3/d de gás associado, na quarta geração do FPSO. Porque lidar com maior teor de H2S para gás combustível e gás de elevação é uma questão importante na seleção de materiais e proteção pessoal. Com todas as questões ambientais, de descarbonização e redução do consumo de energia, o projeto do Flare é crítico para a Quarta Geração de FPSOs, como também os sistemas de utilidades.

A Firjan – Federação das Indústrias do Rio de Janeiro –, atenta ao movimento do setor, desenvolveu o Programa Rede de Oportunidades, que teve cinco edições este ano. “Nossa área técnica faz projeções e análises, para estarmos atentos aos investimentos que estão sendo realizados, e às oportunidades de encomendas para as indústrias do encadeamento produtivo de petróleo, gás, naval e energias. Acompanhamos os empreendimentos e projetos, dentre os quais muitos FPSOs se destacam, já que ao entrar em produção contribuem para o crescimento da curva do Brasil, e todos os reflexos da atividade na economia. Temos uma perspectiva firme de mais unidades até 2025 e além. As rodadas recém realizadas podem trazer outras ainda”, conta conta Thiago Valejo, gerente de projetos de Petróleo, gás e naval da Firjan, que resume: o Pré-sal brasileiro (Bacia de Campos) tem 23 FPSOs; o FPSO P-68 está no Pré-sal da Bacia de Santos, campos de Berbigão e Sururu. No Pós-sal, são 25 FPSOs. Desses 48 FPSOs, 22 estão sob controle da Petrobras (10 próprias e 12 afretadas de terceiros); dos 26 FPSOs, pertencentes a outras empresas, 19 estão sob contrato de afretamento com a Petrobras. E estão programados mais 15 FPSOs para o Pré-sal.

“A partir desse cenário de investimentos e forte atuação de E&P, desenvolvemos esse programa porque, se há muita demanda de FPSOs lá na ponta, toda a cadeia de

óleo e gás vai precisar de serviços e produtos. O programa busca reunir grandes âncoras, e a cadeia de fornecedores para apresentar requisitos mínimos de fornecimento para FPSOs ou outros projetos na carteira de empresas Modec, SBM e Jurong”, diz Felipe Siqueira, Analista de Petróleo, Gás e Naval da Firjan.

Quando a Firjan pensa no mercado de FPSOs ela enxerga além do navio que aparece acima do mar; ela inclui toda a parte de subsea para as empresas se colocarem porque O Brasil tem larga competência no setor naval.

Olhando toda a cadeia, entre uma edição e outra da Rede de Oportunidades, a Firjan lançou o Panorama Naval com projeções da carteira de encomenda para além de 2030. Nesse estudo, a Firjan fala também de eólicas offshore, descomissionamento e outras oportunidades para a indústria naval, que parece entrar num novo ciclo de fornecimento para indústria de óleo e gás. Como o setor naval não se resume às FPSOs, a Firjan incluiu um olhar para a defesa, apresentado pelo estaleiro Jurong, que descreveu o projeto da Marinha do Brasil, e as oportunidades para o navio de apoio polar antártico.

“O mercado é bastante amplo. No panorama naval, a gente fez até um comparativo de cenários da redução de emissões de carbono, no caso de a construção dos FPSOs serem aqui no Brasil. Porque não tem como fugir do viés de sustentabilidade, captura do carbono no processo produtivo, todos os cuidados e compromissos ambientais. Incluímos essa visão também no Anuário de Petróleo, no caderno de transição energética, para mostrar como a indústria que produz a energia fóssil está respondendo às demandas da sociedade, para um meio ambiente sustentável, agregando a integração energética do ponto de vista de que o Brasil já está transitado, ou seja, nosso país já tem uma matriz energética que prioriza as renováveis”, afirma Felipe.

A Firjan incluiu, no seu acompanhamento de mercado, algumas das novas vertentes de investimentos, como, por exemplo, as eólicas offshore e o uso do gás, para integrar e produzir hidrogênio, sem esquecer que esses desenvolvimentos têm tempos diferentes. Segundo a Firjan, o in-

vestimento em fazendas solares pode acontecer em prazos menores do que aqueles direcionados às fazendas eólicas offshore, sem contar que tudo isso ainda depende de regulamentação, mas a equipe da Firjan acredita que elas serão realidade, em um horizonte mais para o final da década. O gás

integrado com o hidrogênio tem horizonte mais próximo...

Muitas dessas coisas só vão acontecer porque temos petróleo e gás por muito tempo ainda – a necessidade de desenvolvimento tecnológico tem bom suporte de recursos da cláusula obrigatória de investimento para pesquisa e inovação, com a previsão e execução de projetos de na área de renováveis. Porque as empresas não são mais petroleiras, são de energia, e por isso têm buscado investir em novas energias renováveis.

“Diante dos desafios globais de descarbonização, a redução das emissões em plataformas de petróleo deixou de ser um diferencial, e tornou-se uma necessidade. Hoje, temos dentro da estrutura global da Modec um grupo dedicado exclusivamente ao estudo de iniciativas voltadas à redução da emissão de carbono em novos projetos e para navios já em operação. As novas embarcações, desenvolvidas para o Brasil e para outros países, já incorporam ações neste sentido, sempre de acordo com as especificações do cliente para cada projeto. Acreditamos que novas tecnologias – como o uso de turbinas de ciclo combinado e o sistema de flare fechado – se tornarão padrão na indústria nos próximos anos. Temos a perspectiva de que o FPSO Bacalhau, que estamos construindo para a Equinor, e que faz uso destas tecnologias, será referência no segmento como um FPSO mais sustentável e mais alinhado às necessidades de descarbonização. E há vários desafios para a implementação de tecnologias de descarbonização, em unidades que já estão em operação, como a manutenção da produção em segurança, e o próprio espaço físico disponível em uma unidade. Por isso, estas iniciativas são mais eficientes, quando implementadas na fase de projeto da embarcação. Ainda assim, temos avaliado caso a caso, ao lado dos clientes, as oportunidades de redução de emissões”, pontua o diretor Técnico da Modec.

Com o avanço da descarbonização da indústria de um modo geral, os novos ativos devem incorporar cada vez mais tecnologias de redução de emissões, se tornando cada vez mais sustentáveis, de tal forma que, em determinado momento, isso não será mais um diferencial, mas um padrão do segmento.

@Equinor

taforma que emitirá menos gases poluentes do mundo, por conta das tecnologias implementadas no projeto. A embarcação será destinada ao Campo de Bacalhau será capaz de produzir petróleo e gás em alto mar, gerando um volume significativamente menor de gases do efeito estufa do que um FPSO convencional. Isso será possível, entre outros aspectos, graças ao desenvolvimento de um sistema de geração de energia em ciclo combinado, que gera energia elétrica a partir de múltiplas fontes termodinâmicas, bem como o uso do sistema de flare fechado, entre outras iniciativas. Com o avanço do debate sobre o tema, acreditamos que o FPSO Bacalhau será um modelo para todo o mercado de óleo e gás. Temos muito orgulho pela Equinor ter confiado à Modec a execução deste projeto disruptivo na indústria offshore ”, comemora Fabrício.

O Ibama inclusive concedeu a licença prévia para a Equinor produzir óleo e gás no campo de Bacalhau, localizado no Pré-sal da Bacia de Santos, o que atesta a viabilidade ambiental do projeto, aprovando sua localização e concepção, ainda que não substitua as licenças subsequentes para as atividades de instalação e produção.

O diretor técnico da Modec conta que, além da preocupação com novos projetos, também trabalha para identificar oportunidades de redução de emissão de gases do efeito estufa, em embarcações que já estão em operação. Estes casos são mais complexos, já que enfrentam desafios, tendo de modificar ativos em operação, como a disponibilidade de vagas para embarque de pessoas a bordo, a manutenção da operação com segurança, e a disponibilidade de espaço físico na unidade para alterações necessárias no projeto original. Um bom exemplo é o FPSO Cidade de Caraguatatuba MV27, unidade que a Modec opera para a TotalEnergies, onde tem trabalhado em ações para reduzir a pegada de carbono.

@Divulgação

“ Dentro de nossas ações, um de nossos maiores orgulhos é estarmos desenvolvendo com a Equinor o FPSO Bacalhau, que, quando em operação, será a pla-

A equipe da Firjan também destaca os investimentos em projetos confirmados e potenciais na cadeia de valor do gás natural, que, só no estado do Rio de Janeiro, podem ultrapassar R$ 110 bilhões, em dez anos – período que considera a evolução dos projetos e a perspectiva de produção do gás natural.

“Nossa quinta edição do Perspectivas do Gás no Rio destaca a importância dos investimentos para atender as demandas de descarbonização, além de todo o potencial do Rio de Janeiro. O petróleo e o gás não vão acabar logo. Ainda

temos áreas sendo ofertadas, e entrando em produção. Esses contratos são de no mínimo 30 anos”, pontua Felipe.

O país tem competência e capacidade de desenvolvimento, seja para construir navios e Top Sides, seja para operar e manter essa frota. E, apesar da projeção de aperto na oferta de mão-de-obra, o setor pode se apoiar no Senai, que tem uma atuação histórica de formação de profissionais.

apresentações, que eventos devem ser diferenciados de alarmes porque, diferentemente destes, evento não precisa aparecer para o controlador. “ É básico seguir a determinação das normas (ISA 18.2 e EEMUA 191) para a quantidade e gerenciamento de alarmes. Ainda no estaleiro, na fase pré-operacional, quando se está comissionando e fazendo os ajustes, é preciso hierarquizar o que é prioritário, o que é crítico. Segundo a norma, um operador é capaz de tratar um alarme a cada cinco minutos e 10 alarmes em 10 minutos em momentos de distúrbios. Durante a operação, devemos tratar os bad actors – os 10 alarmes que mais alarmam, já que eles representam 70% dos alarmes. É um trabalho diário, permanente, discutido semanalmente ”, conta.

O estado do Rio continua com a maior parte da mãode-obra desse mercado que já nota uma retomada de empregos e que deve absorver profissionais para toda a cadeia de fornecimento – construção de embarcação e estruturas; gestão de portos e terminais; manutenção e reparos; apoio e transporte marítimo; e toda a gama de operadores para as plantas que estão nos TopSides dos FPSOs.

Quem opera as plantas de produção e utilidades dos FPSO precisa estar mesmo bem treinado e atualizado. Bom exemplo é o painel apresentado pelo supervisor de produção do FPSO69, Vitor Pádua, nos Congressos de FPSO do Brasil e de Shangai. Vitor discorreu sobre o que fazer para evitar um shutdown (ESD), e acelerar o ramp-up, que é a (re)partida da planta. Normas e tecnologias estão no centro das ações. “ É preciso trabalhar em quatro pilares: gestão de alarmes, um bom plano de manutenção preventiva, monitoramento remoto e capacitação de pessoal ”.

Vitor ressaltou, nas

Vitor reforçou que os instrumentos e sensores de F&G que causam Shutdown (ESD) devem ser os melhores do mercado, e que é preciso ter um plano de manutenção preventiva diferenciada. “ Durante a fase de projeto, comprar os melhores sensores do mercado pode aumentar o custo, porém, o prejuízo causado por apenas um shutdown já justificaria adquirir os melhores sensores e instrumentos .”

E não se enganem. Quem põe a mão na massa sabe quais são os melhores instrumentos – que nem sempre são os de projeto, mas que, muitas vezes, são adquiridos como reserva porque serão demandados.

Vitor contou para os participantes dos Congressos que o monitoramento remoto, realizado pelo pessoal em terra, deve monitorar tendências das variáveis, e estar atento para que não alcancem a faixa de alarme. E os gêmeos di-

gitais vão ser aliados importantes aqui.

“Qualquer mudança na estrutura ou nos processos, envolve toda a cadeia de valor. Por isso, a indústria de petróleo e gás sempre foi muito conservadora, sempre fez muita pesquisa e testes para implantar novas tecnologias. Os gêmeos digitais têm trazido ganhos com Inteligência Artificial e Machine Learning porque permite ter uma visão do todo”, afirma o professor Mendonça Frutuoso.

Vitor lembrou que, para ter um FPSO de ponta, seu pessoal precisa ser fora da curva, precisa ter experiência e acesso a simuladores. E a qualidade desse pessoal se mostra mais importante quando ocorre um Shutdown (ESD) e a equipe recorre ao PURO – procedimento único de retorno operacional; procedimento em formato de check list que contempla todos os padrões, boas práticas e lições aprendidas. “ Ações ordenadas, treinadas e sequenciais geram um alto índice de assertividade ”, frisa Vítor.

@Ambitrei/Senai Benfica

O Sinaval pontua que “o país perdeu muita mão-deobra durante esse período de escassez de projetos, porém, caso haja demanda, os estaleiros estão preparados para formar novamente a mão-de-obra. Os estaleiros também estão preparados para construir as unidades; infelizmente, a Petrobras fez opção por construir na Ásia, mas podemos atender a possíveis incorporações de módulos. E, ainda que o Conteúdo Local hoje seja de apenas 25%, só saberemos se foi cumprido – ou não – após a conclusão das obras. Precisamos dialogar com o novo governo, para retomada de programas, como o Prorefam da Petrobras, e retomar a indústria naval no Brasil. Estamos muito esperançosos com o novo governo, pois, foi durante o governo Lula 1 e 2 que chegamos a ter 82 mil empregos diretos na indústria naval”.

“

A Abimaq e outras instituições têm participado de diversas reuniões com a Equipe de Transição do novo governo. É nosso dia-a-dia, acompanhar a movimentação da indústria e, especificamente do setor naval e de óleo e gás. Na cadeia de negócios desses setores, que se cruzam, já se nota um aumento das frentes de trabalho. A privatização de ativos onshore e campos maduros impactou positivamente os negócios das localidades porque os investimentos capilarizam. Quando falamos dos grandes projetos, os valores que ficam nos fornecedores nacionais são pouco significativos. E isso vai continuar assim, porque os centros de compras das grandes petroleiras e seus main contractors não são aqui e aí há algo para se buscar: se somos (Brasil) um grande comprador, por que não ter um centro de compras aqui?”, pondera Alberto Machado, Diretor executivo da Abimaq para óleo, Gás, Bioenergia, Petroquímicas e Hidrogênio.

Machado ressalta que, assim como o Brasil busca Conteúdo Local, os países que financiam os projetos também puxam esse conteúdo para si. Uma dificuldade a mais para os fornecedores nacionais é a carga tributária desigual, e o fato de que a Lei 13303 seleciona primeiro por preço, a qualificação fica em segundo plano. A cláusula de Lucro Cessante também é um entrave – e a Abimaq tem marcado sua posição contrária a ela, já que o risco do negócio petróleo não pode ser imputado a um fabricante de compressores, por exemplo. “Na busca por resolver um problema, acabam-se criando outros. O Repetro é um exemplo. Ele é um incentivo para acelerar a produção, mas não desenvolve a cadeia de valor. O fundo de Marinha Mercante, é para financiar um navio, mas não alcança o “recheio” da embarcação. A BR do Mar também precisa de uma visão mais ampla, porque coloca toda a cabotagem brasileira no mercado internacional, e o país fica dependente da cotação de frete internacional e da taxa cambial”, comenta Machado.

Simulador de lastro/Senai Benfica

O setor de equipamentos que a Abimaq representa é pouco visível para quem está comprando um FPSO, por exemplo, que não dá atenção a uma vedação ou uma válvula – que pode parar a produção.

Alberto Machado afirma que é preciso uma Política Industrial que seja um plano de negócios, não apenas um amontoado de subsídios e redução de impostos. “O benefício não pode virar um direito adquirido, e é preciso cobrar os compromissos assumidos por quem recebe as benesses. E é fácil verificar que, do jeito como está, não se atinge o objetivo: pelo menos 12% deveriam ter sido comprados aqui, em um compromisso de 40% de Conteúdo Local, e não foram! Esse é um ponto sensível, determinar o que é Conteúdo Local. Abrir os pacotes, por exemplo, poderia ajudar. Porque Política Industrial é algo que o Estado elabora para permitir que as empresas nacionais entrem no jogo, com chances de ganhar. Para isso a gente da Abimaq tem lutado.”

“Não há dúvidas de que o mercado de petróleo e gás natural é um importante fomentador de demandas para a indústria naval. Como detentor da maior frota global de FPSOs e também maior demandante deste tipo de embarcação nos próximos anos, o Brasil pode alavancar sua atividade econômica, por meio da carteira de encomendas deste mercado. Verdadeiras cidades industriais flutuantes, os FPSOs geram grandes oportunidades de negócios, e possuem alta capilaridade, para movimentar os diferentes elos da cadeia de suprimento de bens e serviços. A alocação deste tipo de embarcação nos campos produtores do país é capaz de garantir um longo ciclo de investimentos, que vão resultar em novas oportunidades de geração de emprego e renda localmente, em especial aqueles de alto valor agregado. Na etapa de construção dos FPSOs, com duração média de três anos, temos um expressivo volume de recursos direcionados a empresas de afretamento, estaleiros e fornecedores de bens e serviços, os quais podem ser absorvidos pela indústria nacional. Com uma carteira composta por 23 unidades a serem entregues no país, até 2027, das quais 18 foram encomendadas pela Petrobras e seus parceiros, o Brasil precisa cada vez mais trabalhar na melhoria de seu ambiente de negócios, para receber uma parcela cada vez maior dos investimentos associados a estes ativos de produção.

O processo de instalação e operação de um FPSO também movimenta outros segmentos da indústria naval, demandando diferentes tipos de embarcações, que vão auxiliar na conexão e instalação das linhas produtoras, injetoras, sistemas de ancoragem, além de todas as demandas logísticas de equipamentos e pessoas para o dia-a-dia de produção. A atual frota de apoio marítimo no país conta com 410 navios, sendo composta por aproximadamente 90% de embarcações de bandeira brasileira. Em linhas

gerais, tem-se que cada novo sistema de produção demanda em média 900 postos de trabalho, entre diretos e indiretos. Temos, então, uma grande janela de oportunidades a partir dos FPSOs, que pode traduzir-se em investimentos no longo prazo, durante todo ciclo de vida de um campo produtor de petróleo e gás. Conforme apresentado pela Firjan em sua publicação “Panorama Naval no Rio de Janeiro 2022”, com o crescimento do interesse na pauta de descarbonização, não apenas pela indústria de O&G, mas sim pela sociedade como um todo, temos, a partir da indústria naval nacional, uma possibilidade efetiva de contribuir e atingir resultados imediatos nesse sentido, por meio do direcionamento de demandas para o país, tendo em vista o fato de termos uma matriz energética limpa e com grande parcela de fontes renováveis em sua composição. Transformar este fato em um diferencial competitivo é um desafio a ser superado pela nossa indústria, e uma oportunidade de geração de novos negócios para o país”, detalha Karine Fragoso, Gerente de Petróleo, Gás e Naval da Firjan e diretora-geral da ONIP.

A Equinor quer liderar a transição energética, então, tecnologia e inovação são cruciais. Investimentos em inovação e novas tecnologias são baseados em nossa estratégia global, alinhada aos três pilares que nos guiam: sempre seguros, alto valor e baixo carbono. “Temos um compromisso com a redução de emissões de CO2 globalmente, priorizando áreas e projetos, nos quais podemos contribuir para gerar valor. Em Bacalhau, na Bacia de Santos, teremos um dos maiores FPSOs do Brasil. E o grande diferencial da embarcação será a tecnologia utilizada para reduzir emissões: será o primeiro FPSO do país a utilizar turbinas de ciclo combinado, uma metodologia que aprimora a eficiência energética, e reduz emissões de CO2. A utilização dessa tecnologia diminuirá as emissões, anualmente, em 110 mil toneladas. Em embarcações tradicionais, apenas cerca de 33% da energia gerada pelas turbinas a gás é convertida em energia elétrica. O restante, ou seja, 66%, é dispersado em forma de calor que, quando apenas turbinas a gás estão sendo utilizadas, é perdido. Com o ciclo combinado, turbinas a vapor reaproveitam cerca 25% deste calor, gerado pelas turbinas a gás, maximizando a geração de energia para a unidade flutuante. O FPSO que será utilizado em Bacalhau vai contar com quatro turbinas a gás, e duas turbinas a vapor. Nós estimamos reduzir a média de intensidade de CO2 para menos de 9 kg por barril de óleo produzido no campo, com a utilização da metodologia inovadora.

Em outubro deste ano, demos início também à fase 2 do campo de Peregrino, na Bacia de Campos, estendendo a vida útil do ativo até 2040, e adicionando 250 a 300 milhões de barris de óleo ao campo, enquanto esperamos reduzir pela metade as emissões de CO2 por barril, ao

longo da vida útil do ativo. Esta nova fase consiste em uma terceira plataforma com estruturas de perfuração e alojamentos ligados ao FPSO Peregrino, assim como um novo gasoduto, que importa gás para a plataforma para a geração de energia”, posiciona-se a Equinor.

Outra iniciativa em linha com a estratégia de baixo carbono da Equinor é a substituição de diesel por gás natural, para a geração de energia em Peregrino C. Com isso, vamos evitar a emissão de 100 mil toneladas de CO2 do campo por ano na fase 2. A expectativa é de uma redução de 80% no consumo de diesel do campo. Também é esperado que cada barril de petróleo produzido por Peregrino emita 50% menos CO2. Peregrino deve receber, também novas tecnologias digitais. “A digitalização do setor é irreversível. Ela diminui a ineficiência, aumenta a capacidade e contribui para uma produção otimizada, reduzindo o uso de energia e as emissões de CO2”,comenta o professor Mendonça.

O pioneirismo de implantar novidades tecnológicas pode fazer a diferença no setor. Já em 2023, no primeiro trimestre, a Equinor vai ter o primeiro barco híbrido operando em águas brasileiras: a embarcação do tipo PSV (Platform Supply Vessel) contará com um banco de baterias instalado, e poderá utilizar, como combustível, tanto energia elétrica armazenada quanto o diesel. A iniciativa é fruto de um contrato da Equinor com o fornecedor

CBO, que contempla três embarcações neste modelo, que promete uma redução relevante no uso de diesel e, consequentemente, diminuição de até 40% de emissões de CO2 dos barcos. Para o campo BM-C-33, campo em desenvolvimento no Pré-sal da Bacia de Campos, a Equinor também definiu um conceito inovador no país, baseado na produção dos poços conectados a um FPSO que, por sua vez, terá capacidade de processar óleo/condensado e gás, especificando-os para comercialização. Não é uma decisão qualquer. O custo de construção de um FPSO varia, de US$ 200 milhões a US$ 3 bilhões, dependendo da capacidade da planta de produção, da vida útil do projeto, da exigência de conteúdo local, e outros fatores.

O Capex associado aos pedidos de FPSO, para os próximos cinco anos, está projetado em US$ 56 bilhões, dentro de um cenário provável com Capex médio de US$ 11,2 bilhões, por ano. E mais de 90% dos FPSOs, agora em serviço, estão localizados em seis regiões, com o Brasil respondendo por 29%; a África Ocidental, por 24%; o sudeste da Ásia, por 15%; o norte da Europa, por 13%; a China, por 7%; e a Austrália, por 5%. Os 7% restantes estão no Golfo do México, Leste do Canadá, Sudoeste da Ásia e Mediterrâneo. E, de longe, a estrela desse segmento é a nossa Petrobras!

As fotos que ilustram essa matéria são para @Divulgação, de arquivos da Petrobras, Modec, Firjan, Sinaval, Petro&Química.

Avaliação experimental de bocais sônicos de válvulas de segurança para escoamento compressível

Abstract

Safety valves are mandatory devices in equipment subjected to pressures greater than atmospheric, relieving in case of pressure rise above the desired or permitted level. It is the last, and in some cases the only, safety device being used in industry, commerce and the service sector. Therefore, tests on safety valves and their components have become increasingly important to guarantee the operation of this device. The mouthpiece is one of the main components of the valve, as it conducts fluid through the device. Therefore, the performance of such a component directly affects the functioning of the safety device. The present work evaluates and experimentally compares the flow (discharge coefficient) of three different nozzles, for different pressure levels in steady state, following guidelines of international standards that deal with tests and flow sizing in safety valves. The nozzles were tested with compressed air and atmospheric back pressure. It was observed that the tested nozzles presented flow curves with similar behavior to the theoretical one. The experimental results corroborate theoretical studies and existing standards when comparing the nozzles, indicating internal geometries and contours to obtain a higher discharge coefficient.

Keywords

Sonic Nozzle. Safety valve. Flow Test

1. Introdução

O principal objetivo de uma válvula de segurança e/ou alívio é a redução de pressão visando à proteção de caldeiras, vasos de pressão ou tubulações que operam em pressão acima da atmosférica, protegendo-os de uma possível sobrepressão

indesejada. A ocorrência da sobrepressão ocorre por diversos motivos, tais como: falha de operação, falha de equipamentos, falha de controle, incêndio, evaporação de líquidos, expansão térmica, reações químicas, etc.

As válvulas de segurança e/ou alívio, em sua maioria e simplificadamente, possuem um sistema de funcionamento baseado na ação de uma mola, que exerce uma força sobre um disco contra uma sede de um bocal, esse, por sua vez, está conectado ao vaso, caldeira ou tubulação pressurizado. Quando a pressão interna do sistema atinge um valor indesejável, a pressão estática atuando sob a área do disco exerce uma força maior que a da mola e do peso dos componentes móveis, abrindo a válvula. Para atender características de funcionamento e dimensionamento, as válvulas são testadas, basicamente, quanto a pressão de abertura, estanqueidade e capacidade de descarga ou suficiência de vazão.

Bocais sônicos são utilizados nos mais variados equipamentos e dispositivos, de diferentes setores da indústria, desde bicos injetores, válvulas de segurança a conexões diversas. O bocal em válvulas de segurança, pressure safety valve (PSV), representa a conexão entre o vaso ou caldeira pressurizada com o disco, sendo responsável pelo percurso do fluxo até a descarga, além de atuar na vedação da válvula em conjunto com o disco, impedindo o contato do fluido com o corpo da válvula.

O menor diâmetro de uma seção transversal do bocal é o principal fator para o cálculo da vazão de uma válvula de segurança e/ou alívio, essa região é denominada de garganta, sendo, normalmente, a menor área de escoamento, quando a válvula estiver completamente aberta em sua máxima sobrepressão permitida. Devido a isso, o desempenho desse

Thiago de Freitas Hülle Sant’Anna, Rogerio Ramos Universidade Federal do Espírito Santo (UFES), Engenharia Mecânica, Vitória/ES - Brasil

© Copyright 2022. Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás - IBP ; Trabalho Técnico apresentado na Rio Oil & Gas Expo and Conference, realizada em setembro de 2022, no Rio de Janeiro.

componente é determinante para um melhor coeficiente de descarga da válvula, afetando assim sua eficiência.

O objetivo do presente trabalho é avaliar experimentalmente a eficiência quanto à vazão de bocais para pressões de estagnação diversas, e com diferentes diâmetros e contornos internos para escoamentos compressíveis. Para isso, os bocais foram submetidos a escoamentos de ar comprimido em diferentes set points de pressão de estagnação, em regime permanente, com a descarga aberta para atmosfera. Ou seja, testadas com contrapressão atmosférica, e sem os demais componentes da válvula de segurança e/ou alívio.

2. Desenvolvimento

Considerando a operação de válvulas de segurança aplicadas a vasos pressurizados por ar atmosférico comprimido e a temperatura ambiente, deve-se admitir que o escoamento nessas válvulas ocorre entre a pressão interna ao vaso e a atmosfera externa. Nessas condições, o ar atmosférico pode ser tratado como gás perfeito, escoando por um estrangulamento representado pelo bocal que, associado a diferença de pressões interna/externa típicas, levam a um comportamento de escoamento compressível.

O aspecto fundamental da teoria de escoamentos compressíveis, e a possibilidade do bloqueio (choking) da vazão mássica máxima do escoamento, em função de parâmetros geométricos e da área mínima de escoamento, Hodge e Koenig (1995). Pela teoria de escoamento compressível isoentropico, a área mínima representa a área crítica do escoamento, onde um escoamento subsônico se torna um escoamento sônico, por estrangulamento em garganta, White (2018).

Uma possibilidade de avaliação da performance de um escoamento e promover a comparação das propriedades termodinâmicas desse escoamento com aquelas previstas para um escoamento isentrópico, na forma do comportamento da relação entre a vazão mássica medida e a vazão de bloqueio, para diferentes relações de contrapressão com pressão de estagnação. Como o comportamento da curva de vazão de bloqueio em relação a razão da contrapressão com a pressão do vaso e conhecido (Figura 1), compara-se então a vazão teórica (Equação 2 e 4) com a vazão medida para diferentes bocais, avaliando assim a sua eficiência, ou seja, um coeficiente de descarga.

k - Coeficiente isoentropico do gás (k = cp/cv)

mT - Vazão mássica de ar comprimido de alimentação do vaso [kg/h]

P o - Pressão de estagnação no interior do vaso de pressão [Pa (abs)]

P c - Pressão de contrapressão na saída do bocal (Patmosférica) [Pa (abs)]

T o - Temperatura de estagnação no interior do vaso de pressão [K] R - Constante de gás perfeito [kJ/kg.K]

Portanto, considerando ar (k=1,4), para a relação de pressão menor ou igual a 0,5283 (PC/Po 0,5283) a relação entre a vazão mássica isoentropica teórica e a vazão máxima será igual a 1 (mT/mMAX = 1). Nessa situação, a vazão está bloqueada. Para a relação de pressão maior que 0,5283, a relação de vazão será menor que 1 (mT/mMAX < 1).

A vazão de bloqueio isoentropica e utilizada por diferentes normas, para dimensionamento e avaliação de válvulas de segurança, como a ISO 4126-1 em seu parágrafo 8.3.2, International Organization for Standardization (ISO)(2004) e a API 520-1, American Petroleum Institute (API)(2014).

dida e máxima com a relação da contrapressão e pressão de

Onde:

A - Área da garganta ou área crítica [m2]

Fonte: Produzido pelo autor

3. Metodologia

Os testes foram realizados nas instalações do Laboratório de Escoamentos do Núcleo de Estudos em Escoamento e Medição de Óleo e Gás (NEMOG) da Universidade Federal do Espírito Santo (UFES), em um dos circuitos de escoamento que apresenta configuração propícia para testes em válvulas de segurança por conter:

i) Vaso de pressão de volume suficientemente grande, conforme recomendação da The National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors (NBBI) (2017), para manter a estabilidade das leituras de pressão e temperatura durante a operação;

ii) Sistema de alimentação de ar comprimido, a partir de um compressor tipo parafuso;

iii) Medição e controle de vazão, à montante do vaso;

iv) Sistema supervisório dedicado, desenvolvido para aquisição de dados e controle da planta. A planta e os aparatos experimentais do laboratório e similar a planta recomen-

tada pela The American Society of Mechanical Engineers (ASME) (2014), de acordo com a norma Performance Test Codes (PTC) 25 que trata do teste de capacidade de vazão em válvulas de segurança.

Para avaliação de diferentes contornos de bocais sônicos de válvulas de segurança foram testados tre s bocais com diferentes aspectos, como: dia metro de entrada e sai da, contornos internos e comprimento, de acordo com a Figura 2. Os bocais foram rosqueados no vaso e a pressa o do vaso (pressa o de estagnac a o) foi controlada em diferentes setpoints e a vaza o medida neste intervalo. Foram estabelecidos 21 ni veis de pressa o constante de 0,10 a 2,60 barg, conforme Tabela 1. (a) (b) (c)

Figura 2 – Desenho esquemático dos Bocais I (a), II (b) e III (c).

Fonte: Produzido pelo autor.

Níveis [bar] Intervalos [bar]

0,10 – 1,60 0,10

1,60 – 2,60 0,20

Tabela 1 – Valores de controle da pressão de estagnação.

Fonte: Produzido pelo autor.

A vazao de bloqueio teorica e calculada a partir das medicoes de temperatura, pressao do vaso e contrapressao. Ja a contrapressao (pressao a montante do bocal) e atmosferica e constante, visto que o bocal esta aberto para a atmosfera ao nivel do mar.

4. Resultado e Discussão

Para exemplificar o comportamento do teste na Figura 3, apresenta-se o gráfico da vazão em função da pressão do vaso de estagnação do Bocal III. Destaca-se o controle da pressão e a medição da vazão nos níveis, destacados na Tabela 1.

– Dados de pressão controlada e vazão do Bocal

Fonte: Produzido pelo autor.

O mesmo teste foi realizado para os três bocais e, com os resultados experimentais obtidos em cada nível, mediu-se a vazão (m) e, pela Equação 2, calculou-se a razão m /mMÁX e a razão pc/p0 , comparando com a estimativa teórica isoentrópica, Figura 1. Para cada bocal foi considerada a menor área de seção transversal, sendo elas, para cada bocal: Bocal I: Ø 12,80mm, Bocal II: Ø 12,95 mm, Bocal III: Ø 10,25 mm. Os resultados para os três bocais estão demonstrados na Figura 4.

Figura 4 – Relação da razão da vazão pela razão de pressão para os três bocais.

Fonte: Produzido pelo autor.

Observa-se que os três bocais apresentam comportamentos qualitativos similares ao teórico isoentrópico, onde a relação de vazão se mantém praticamente constante para pc/p0 < 0,5283, ou seja, para razões de pressões menores que a razão crítica, indicando a vazão máxima de bloqueio.

Nota-se também que os bocais com melhor eficiência, ou

seja, mais próximos da curva teórica, são os Bocais II e III, sendo que ambos apresentam uma curvatura inicial, suavizando a entrada do escoamento e reduzindo a formacao de vortices, devido ao degrau (geometria tipo “forward facing step”). Essa eficiencia pode ser demonstrada realizando a diferenca percentual de cada nivel com o teórico, de acordo com a Tabela 2 e Figura 5.

Média [%] Máxima [%] Mínima [%]

Bocal I -11,08 -9,22 -13,17

Bocal II -4,94 -3,49 -8,45

Bocal III -5,67 -3,92 -8,56

Tabela 2 – Dados da diferença percentual em relação ao teórico dos bocais.

Fonte: Produzido pelo autor.

Figura 6 – Diferença percentual da vazão do Bocais I em relação ao Bocal II.

Fonte: Produzido pelo autor.

Corroborando com a conclusão desse teste, o PTC 25, ASME (2104), recomenda quatro contornos internos dos bocais ou conexões de válvulas de segurança, conforme Figura 7, para que tais componentes interfiram o mínimo possível no desempenho da mesma.

Figura 5 – Diferença percentual dos bocais em relação ao teórico.

Fonte: Produzido pelo autor

Portanto os resultados obtidos corroboram a conclusão de que o Bocal II se mostra mais eficaz, por ser mais próximo do valor teórico em relação aos outros dois bocais.

Um outro ponto a se destacar é a diferença entre os Bocais I e II, que apresentam dimensões praticamente iguais, diferenciando-se pela curvatura na entrada do Bocal II, e por uma diferença no diâmetro. Observa-se que o Bocal II apresentou vazão mássica maior em todos os níveis de pressão, acima do valor médio incluído à incerteza. Porém, o Bocal I apresenta um diâmetro 1,16% menor, o que representa uma área 2,30% menor, logo, espera-se uma vazão menor de mesma proporção. Portanto, analisa-se a diferença percentual da vazão mássica do Bocal I em relação ao Bocal II, como exposto na Figura 6.

A partir do gráfico da Figura 72, nota-se que a vazão, em todos os níveis de pressão, foi menor que a diferença das áreas (-2,30%). A diferença média foi de -6,41%, com máximo de -4,53%, e mínimo de -7,40%. Então, pode concluir-se que a diferença das vazões não ocorre apenas pela diferença de área, mas também pela suavização da redução de área entre a luva e o bocal, visto que o Bocal I não apresenta nenhuma curvatura em sua entrada.

Figura 7 – Contornos internos de bocais, conectores, adaptadores e redutores de válvulas conforme PTC 25, ASME (2014).

Fonte: Performance Test Codes (PTC) 25, ASME (2014).

Tal comportamento foi estudado, Alam, Setoguchi, Matsuo e Kim (2016), que apresentaram diferentes bocais, conforme Figura 8, e, por simulação computacional, calcularam o coeficiente de descarga de cada um, com a variação do ângulo ou raio do contorno da entrada.

A partir do gráfico da Figura 8, observa-se que os bocais denominados de Addy (a) e Cilíndrico (b), que seriam mais próximos do Bocal II, apresentam aumento no coeficiente de descarga com o aumento do raio de curvatura do contorno na entrada dos bocais, ou seja com entradas mais suavizadas na conexão ao processo. Já os bocais denominados Cônico Convergente (c) e Cônico Divergente (d) se aproximam do Bocal I por apresentarem arestas, onde o primeiro exibe aumento no coeficiente de descarga com a reduc a o do a ngulo θ, pois, torna sua reduc a o mais suave. O bocal (d) demonstra aumento do Cd com o aumento do a ngulo β, pore m, tal a ngulo representa uma inclinac a o à jusante da entrada do bocal, fazendo com que apresente a aresta independente do ângulo. Devido a isso, observa-se que é o bocal com menor coeficiente de descarga.

Figura 8 – Bocais utilizados por ALAM et al. (2016), à esquerda, e coeficiente de descarga para cada bocal, variando a geometria, à direita. Fonte: “Nozzle geometry variations on the discharge coefficient”, ALAM et al. (2016).

5. Considerações Finais

O estudo dos bocais de válvulas de segurança, operando com fluidos compressíveis, evidencia a importância do contorno interno para o escoamento e eficiência das válvulas. Três bocais tiveram as vazões comparadas para diferentes pressões, de forma adimensional, ou seja, sem considerar a vazão propriamente dita, e consequentemente a área de escoamento, mas considerando o coeficiente de descarga. Os resultados demonstraram que um bocal que apresenta contornos de entradas suavizados por curvaturas na geratriz cilíndrica ou reduções menos abruptas pode apresentar coeficiente de descarga majorada em 6,91%, em média, quando comparados a um bocal de geratriz cilíndrica, e que apresente arestas ou desníveis abruptos. Essa diferença é atribuída às irreversibilidades no escoamento, devido, principalmente, a formação de vórtices e ondas de choque.

Conclui-se a influência da geometria de entrada no desempenho da válvula pelo seu escoamento no bocal. Sendo importante do ponto de vista de custo da produção, pois, a usinagem de uma entrada cônica ou curvada é mais custosa que um canal cilíndrico de geratriz paralela. Porém, tal custo deve ser considerado, ao se elevar a suficiência de uma válvula de mesmas proporções.

Referências

Alam, M. M. A., Setoguchi, T., Matsuo, S., & Kim, H. D. (2016). Nozzle geometry variations on the discharge coefficient. Propulsion and Power Research, 5(1), 22–33. https://doi.org/10.1016/j.jppr.2016.01.002

American Petroleum Institute. (2014). API 520: Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries Part I — Sizing and Selection.

American Society of Mechanical Engineers. (2014). ASME Performance Test Code (PTC) 25: Pressure Relief Devices. ASME.

Hodge, B. K., & Koenig, K. (1995). Compressible fluid dynamics with personal computer aplications. Prentice Hall. International Organization for Standardization. (2004). EN ISO 4126-1:2004 Safety devices for protection against excessive pressure, Part 1: Safety valves.

The National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors. (2017). NBIC - National Board Inspection Code - Part 4 - Pressure Relief Devices

O Mecanismo de Ajuste Fronteiriço de Carbono e seus desafios para uma transição energética justa*

O que é?

O Mecanismo de Ajuste Fronteiriço de Carbono (em inglês, Carbon Border Adjustment Mechanism – CBAM) é uma iniciativa adotada pela Comissão Europeia, em 14 de julho de 2021, que entra em vigor a partir de 2026, e período de transição começando em 2023, com o propósito de taxar a pegada de carbono de um conjunto selecionado de produtos importados pela União Europeia (UE), vindo de países com regulações climáticas menos rigorosas1. Através dessa iniciava, o bloco europeu busca atingir os seguintes objetivos:

- Reduzir o conteúdo de emissões de gases de efeito estufa (GEE) associados aos produtos fabricados e consumidos pelos países do bloco, a partir de insumos trazidos desde o exterior.

- Desincentivar a realocação da parques fabris pertencentes a setores da indústria com alta pegada de carbono em países com políticas climáticas menos rigorosas.

- Incentivar uma redução das emissões de GEE em nível global, em vez de deslocar a produção intensiva de carbono para fora das fronteiras europeias.

Como funcionará?

Para poder inserir seus produtos no mercado da UE, os importadores deverão se registrar perante as autoridades nacionais responsáveis pela supervisão desse mecanismo em cada país do bloco.

Os importadores deverão comprar certificados correspondentes ao preço de carbono que teria sido pago se os bens tivessem sido produzidos nos países do bloco, e, portanto, se tivessem cumprido as normas de precifica-

ção de carbono do bloco. O preço dos certificados será calculado em função do preço médio semanal do leilão das licenças do mercado de carbono europeu, conhecido pela sigla EU ETS (European Union Emission Trading System), expresso em EUR/tonelada de CO2 emitida2

De acordo com a regulação, antes do 31 de maio de cada ano, o importador deverá declarar a quantidade de bens importados à UE e as emissões integradas a esses bens durante o ano anterior, assim como entregar o número de certificados CBAM correspondente à quantidade de GEE incorporados a esses produtos.

Se o produtor que não integra o bloco europeu já pagou em um país terceiro pelo carbono emitido na produção das mercadorias importadas, esse custo correspondente pode ser totalmente deduzido dos impostos a serem pagos as autoridades da UE, em relação ao preço

1 2021.Comissão Europeia. https://taxation-customs.ec.europa.eu/green-taxation-0/carbon-border-adjustment-mechanism_en.

2 2021. União Europeia. https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/68f4b4b9-0551-11ec-b5d301aa75ed71a1/language-en/format-PDF/source-225590230.

* O presidente do IBP, Roberto Ardenghy, e a diretora-executiva corporativa, Fernanda Delgado, participaram pela primeira vez da Conferência da ONU sobre Mudanças Climáticas (COP-27), em Sharm El Sheikh, Egito. A diretoria participou de encontros com empresas e debates sobre as pautas prioritárias para a indústria de energia, além do cenário atual e as perspectivas da transição energética. Temas como o aproveitamento do potencial brasileiro de geração de energias renováveis e a vantagem competitiva rumo à economia verde e ao net zero estiveram na pauta. Este é um dos artigos produzidos a partir das discussões da COP-27 e os desafios que a indústria de óleo, gás e energia enfrentarão nos próximos anos.

de carbono, do mesmo produto produzido em um país no bloco europeu, com pegada de carbono menor.

As primeiras atividades associadas à entrada em vigor do CBAM estão previstas para início de 2023 (início do período de transição). A partir desse ano, as empresas europeias deverão começar a relatar as emissões de mercadorias importadas. Entretanto, a compra de certificados começará em 2026, com foco nas indústrias de cimento, ferro e aço, alumínio, fertilizantes e eletricidade3.

Impactos econômicos e no comércio internacional

Considerando que a UE é um dos principais mercados de consumo do planeta, a entrada em vigor do CBAM tem o potencial de gerar grande impacto econômico sobre os países exportadores dos produtos que são alvo desta medida e sobre o comércio internacional. A partir de 2026, as empresas importadoras da UE e os produtores estrangeiros deverão pagar um valor estimado de EUR 75, por tonelada de CO2 equivalente emitido na produção dos bens que pretendem ingressar aos mercados da Europa, comparativamente ao mesmo produto produzindo em um país europeu, com pegada de carbono menor. O pagamento de impostos pode aumentar entre 15% e 30%, no caso dos bens produzidos em países produtores com maior intensidade de carbono, tais como China, Índia e Rússia. E, os efeitos dessa medida podem aumentar, uma vez que o valor da tonelada de CO2 equivalente deverá aumentar para a faixa dos EUR 100, até 2030, e deve crescer a lista de bens importados que serão regulados4.

A entrada em vigor do CBAM ocorrerá tendo como foco setores da economia considerados hard to abate, onde os combustíveis fosseis são usados como fonte de energia, e que, em casos como o setor de fertilizantes, são insumos chave para a produção desses bens. Sem alternativas à utilização de fontes fosseis para satisfazer a demanda de energia nesses setores, no curto e médio prazo, o pagamento de certificados será obrigatório.

Em decorrência do anterior, a introdução dessas medidas tem o potencial de impactar a estrutura de custos dos bens produzidos na Europa, usando como insumo os produtos importados e taxados pelo CBAM. Nesse sentido, também deverá repassar os custos dos certificados adquiridos até os consumidores finais.

Por outro lado, a introdução unilateral do CBAM tem, como clara orientação, garantir a competitividade de setores da indústria local, que precisam cumprir com metas de redução de emissões, e que participam no mercado de carbono europeu (EU-ETS), frente a concorrentes de países com regulações climáticas menos rigorosas. Essa intencionalidade tem levantado a preocu-

pação de vários parceiros comerciais da Europa, devido ao impacto dessas medidas sobre a competitividade de suas exportações.

Nesse sentido, a medida tem sido criticada nos foros multilaterais, por considerá-la não compatível com as normas da Organização Mundial de Comércio (OMC), principalmente, no que tange ao princípio de não discriminação entre fornecedores locais e estrangeiros, e o princípios de não discriminação entre fornecedores estrangeiros5. Assim, o CBAM poderia ser considerado um mecanismo discriminatório, no caso de países que tenham adotado outras ferramentas para incentivar a redução de emissões de GEE, além da introdução de sistemas de precificação de carbono. E pode também ensejar que outros países, por isonomia, adotem o mesmo mecanismo fronteiriço, em relação aos produtos vindos da Europa.

Desafios para uma transição energética justa

O CBAM, pela forma como foi desenhado, também tem o potencial de criar entraves para uma transição energética justa, nos países em desenvolvimento. A iniciativa estabelece o pagamento de certificados para bens de setores da indústria, cuja demanda por energia é satisfeita por fontes fósseis, e existem poucas opções para viabilizar sua substituição por outras fontes de energia renovável, com a mesma eficiência, escala e acessibilidade.

O CBAM impõe uma taxa de imposto para todos os importadores desses bens, sem considerar a realidade dos países de origem, e, portanto, o impacto desigual que pode ter sobre cada um deles. Nesse sentido, o esquema pode ter efeitos mais negativos em países em desenvolvimento, onde os setores hard to abate desempenham um peso relevante na economia nacional, e que têm menor capacidades, financeiras e técnicas, para avançar em esforços de redução de emissões associadas a essas atividades produtivas.

Por outro lado, a introdução do CBAM, ao delimitar a taxação de impostos de carbono em produtos de setores específicos, tampouco considera a variedade de estratégias nacionais de redução de emissões de GEE adotadas pelos países produtores, se elas atingiram resultados positivos, e a participação dos países afetados nas emissões globais.

Nesse sentido, o esquema pode prejudicar países com menor capacidade de adaptação a uma possível perda de competitividade de suas exportações, mas que já atingiram metas de redução de emissões superiores a países em estágios de desenvolvimento econômico mais avançado.

Conheça o posicionamento do IBP sobre Transição Energética, acessando o link: https://www.ibp.org.br/posicionamentos/

3 2021. Bruegel. https://www.bruegel.org/blog-post/european-unions-carbon-border-mechanism-and-wto.

4 2021. Bruegel. https://www.bruegel.org/blog-post/european-unions-carbon-border-mechanism-and-wto.

5 2021. Bruegel. https://www.bruegel.org/blog-post/european-unions-carbon-border-mechanism-and-wto.

Usando padrões abertos para liberar o poder da automação de processos

Aneil Ali

Diretor do Fórum Open Process Automation do The Open Group

Os últimos anos mudaram o jogo, quando se trata de Transformação Digital. A Pandemia de Covid-19 forçou as empresas a acelerarem seu progresso digital, com estimativas prevendo que a digitalização, que levaria sete anos para ser feita, aconteceu em questão de meses. A adoção de novas formas digitais de trabalho exige novas funções e novas habilidades, ampliando uma lacuna de requalificação já crescente. Particularmente na indústria de manufatura, a era da Indústria 4.0, e seu foco na interconectividade, estão exacerbando essa lacuna de habilidades, destacando a necessidade contínua de tecnologia, que automatize os processos de negócios.

A automação de processos agiliza as operações, removendo inputs humanos, o que diminui erros, aumenta a velocidade de entrega, remove gargalos e minimiza custos, ao mesmo tempo que aumenta a transparência e a comunicação entre os departamentos. Quaisquer processos de alto volume, repetitivos, que envolvam conformidade e requeiram várias pessoas, são candidatos perfeitos para automação, liberando os funcionários para se concentrarem em trabalhos de maior valor.

Ao usar esses fluxos de trabalho totalmente automatizados, as indústrias, desde a fabricação até o processamento de alimentos, estão aumentando a eficiência, com mais de um terço das empresas tendo agora cinco ou mais divisões automatizadas. Esse aumento na eficiência abre as portas para operações sempre ativas, o que significa mais receita, mais produção e melhores relacionamentos com os parceiros.

Ruptura da Automação

A manutenção de sistemas de controle industrial (ICS), ao longo de várias décadas, pode ser um de-

safio. O ICS de hoje passou por manutenção e supervisão de gerações de engenheiros, enquanto era atualizado lenta e rotineiramente com novas tecnologias, atualizações de software e patches de segurança. Com muitas organizações segmentando e usando sistemas proprietários fechados, muitas vezes pode ser desafiador, ou absolutamente impossível, inserir novas tecnologias, otimizar tecnologias existentes, ou reutilizar essas tecnologias em outros sistemas, devido à sua natureza fechada. Muitas empresas também vivenciam a dependência do fornecedor, onde não têm liberdade de escolha para selecionar as melhores tecnologias de um concorrente.

Quando presas a esses canais de fornecimento, e sem a capacidade de misturar e combinar soluções, as organizações geralmente precisam se comprometer, ao encontrar um fornecedor que tenha um desempenho consistente em todos os níveis, em vez de encontrar a solução ideal para suas necessidades. Quando as empresas estão presas a soluções incompatíveis, isso diminui a velocidade da inovação.

O poder dos padrões abertos

À medida que a digitalização continua a evoluir, os fabricantes procuram maneiras de maximizar a disponibilidade, dimensionar seus recursos de automação, e adotar novas tecnologias, sem ter de se preocupar com o bloqueio do fornecedor, ou a imprevisibilidade da interrupção da cadeia de suprimentos. Os Padrões Abertos fornecem às organizações uma solução eficaz.

Padrões abertos são padrões acessíveis e utilizáveis para o público em geral, desenvolvidos e mantidos por meio de um processo colaborativo. Perfeitamente interoperáveis para produtos de vários fornecedores, esses padrões tornam a migração de sistemas muito mais fácil, permitindo que as empresas façam a transição, de ecossistemas fechados, para uma arquitetura aberta.

Os benefícios dos padrões abertos

Os padrões abertos impulsionam a inovação, fornecendo às organizações a capacidade de buscar feedback de colegas do setor, e ideias novas e inexploradas. Os padrões permitem que as empresas aproveitem a colaboração, a inspiração e até a concorrência, para inovar e agregar valor ao setor, como um todo. Quando os padrões abertos são amplamente adotados, as organizações podem misturar e combi-

nar perfeitamente vários equipamentos, sem se preocupar com incompatibilidade. O código de aplicativo ou configuração pode ser inserido rapidamente em sistemas mais novos, ou separados para torná-los altamente portáteis.

Com todos tendo acesso às definições de qualquer formato, os padrões abertos garantem que quaisquer barreiras desnecessárias a informações importantes sejam removidas. Essa abertura significa que interpretações errôneas são evitadas, tornando a transferência de informações o mais eficiente possível. Além disso, os padrões abertos ajudam os especialistas a se concentrarem no conhecimento de que precisam para aprimorar suas habilidades, tornando suas habilidades mais portáteis, e treinando todos os indivíduos no mesmo padrão de todo o setor. Com seus funcionários mudando de funções manuais para profissionais técnicos, as organizações podem concentrar-se em usar ferramentas melhores, e aumentar o valor da automação de processos.

Tudo isso se traduz em um custo total de propriedade menor, e adoção mais rápida de novas tecnologias, tornando os padrões abertos num investimento financeiro de longo prazo. Está claro que o setor manufatureiro pode beneficiar-se de sistemas abertos e interoperáveis. Então, por onde as empresas podem começar?

Uma estrutura consistente para todos os negócios

Criado por usuários finais, fornecedores, integradores de sistemas, organizações de padronização e academia, o Open Group Open Process Automation Forum (OPAF) é uma colaboração inclusiva, que abre caminho para uma migração de sistemas simplificada, agora e no futuro.

O Open Process Automation Forum oferece uma estrutura de controle de processos, baseada em padrões, aberta, segura e interoperável, permitindo segurança abrangente, a integração dos melhores componentes da categoria, e menor custo de futuras substituições.

A estrutura OPAF oferece aos vendedores e fornecedores a capacidade de criar e configurar soluções que funcionam em vários sistemas e indústrias de processo, aproximando-nos um passo da interoperabilidade universal e portabilidade na automação de processos. No longo prazo, as empresas terão a capacidade de passar mais tempo inovando e destravando novos mercados, tecnologias e clientes.

Reduzindo as pegadas de operações de petróleo e gás através da tecnologia

Marcelo Batocchio Vice-Presidente de Área da Welltec (América do Sul)

A Welltec se estabeleceu no Brasil em 2009, e desde então a empresa dinamarquesa tem solidificado a sua posição como a principal provedora de tecnologia avançada para operadores da indústria de energia.

A extensão do litoral brasileiro é um ímã para atividades econômicas, como o turismo, porém, apenas no interior das praias de Macaé, rodeada por restingas, há um ponto principal para outra potência econômica, o que é geralmente considerado o centro da indústria de petróleo e gás no Brasil.

Enquanto as operações de petróleo e gás podem ser classificadas em aproximadamente 20 segmentos, a prestadora de serviços dinamarquesa Welltec é altamente ativa em dois aspectos centrais de Completação e Intervenção – estes podem ser respectivamente considerados como o design e a implementação da infraestrutura de poços, e a subsequente otimização de recursos, através da manutenção.

Em ambas as frentes, a Welltec está liderando no aspecto ambiental, no cerne da sua oferta de valor, auxiliando os operadores a aumentarem a eficiência e a reduzirem as emissões de carbono.

O Vice-Presidente de Área, Marcelo Batocchio, prevê aproximadamente 50 colaboradores na região da América Latina, com ampla atividade em curso, no Brasil e na Argentina.

“Nós trabalhamos com operadores da indústria de energia ao redor do mundo. Aqui, no Brasil, o nosso foco é o mercado offshore, onde desempenhamos operações convencionais e sofisticadas, com praticamente todos os operadores residentes no país. Nossas tecnologias mais avançadas são parte do portfólio local, e este agrega grande valor a respeito de precisão operacional, confiança, redução de custos e, o mais importante, a redução de emissões.”

O processo licitatório (ou licitação) para acordar a prestação de serviços é um evento regular na indústria, e a celebração, em janeiro, de um contrato de três anos de Intervenção Mecânica para a Petrobras sinaliza uma expansão significativa de obrigações para a Welltec – tendo investido recentemente em uma nova base, suas intenções na região estão claras.

Uma nova instalação em Macaé

Projetando e fabricando internamente todos os produtos e serviços (principalmente na Dinamarca), a Welltec utiliza a abordagem de estabelecer polos centrais para atender a de-

manda, exatamente onde ela surge, e isso significa uma presença permanente no Brasil, por mais de uma década. O crescimento exponencial durante este período, especialmente por volta de 2017, foi fundamental para a decisão de constituir maior capacidade operacional.

Investindo na personalização de uma nova base em Macaé, em abril de 2021, a instalação agora comporta as operações de Completação e Intervenção, fornecendo espaço para a mobilização de equipamentos, testes e manutenção, com áreas completamente dedicadas à manutenção e à montagem de produtos. A partir de maio de 2021, a instalação concluiu o processo de obter duas das mais avançadas normas da indústria: ISO9001 versão 2015, e o Instituto Americano de Petróleo (API) Q2 – garantindo o padrão dos sistemas de gestão internos.

A base de Macaé da Welltec é composta de 1.500 m2 de oficina e 750 m2 da área de escritórios, totalizando um terreno de aproximadamente 3.000 m2.

“A nova base possui um papel importante no cenário atual, pois, nos auxilia a administrar uma grande parte da atividade regional do mesmo local, desde a fabricação de produtos, até a entrega e o suporte operacional.”

Os benefícios da expansão não se limitam aos aspectos imediatos do negócio e, conforme o Brasil vai se tornando um importante centro de inovação e suporte para toda a região, a base da Welltec de Macaé se prepara para receber matérias-primas e equipamentos para atender também os

mercados na Argentina, e continuar trabalhando no desenvolvimento de soluções em outros países, como Bolívia e México.

“O crescimento sustentável gera constantemente novos empregos e oportunidades para profissionais de diversas áreas, e nós também estamos comprometidos com escolas técnicas e universidades, onde futuros talentos estão em processo de concluir uma educação de qualidade.”

A colaboração produz o sucesso

Apesar dos desafios mundiais da indústria originadas pela atual Pandemia de Covid, 2021 foi um ano de conquistas notáveis para a Welltec e os seus principais parceiros, no Brasil. O ano começou com uma instalação pioneira da primeira completação inteligente de poço aberto – uma instalação submarina tecnologicamente avançada.

Este poço de águas ultra profundas foi o culminar de extensa colaboração, após o estabelecimento de canais de comunicação estreitos entre o HQ na Dinamarca e os colaboradores locais, facilitando o design e o processo de qualificação no Brasil. Criado em parceria com a Shell e a Petrobras, a nova completação possibilita o monitoramento em tempo real, e o controle de um reservatório de muitas zonas. A colaboração local vai além da entrega de tecnologia exclusiva, mas também significa integração e compatibilidade com conceitos pertencentes aos clientes.

“Além do fornecimento de equipamentos importantes, que tiveram um papel essencial no desenvolvimento de novos conceitos de poço no Pré-Sal, temos muito orgulho da nossa participação [em 2021], e do fornecimento de equipamentos para o projeto da Petrobras conhecido como TOTUS, no qual o operador comprovou publicamente uma redução de custos de construção de 30 milhões de dólares.”

O comprometimento com a constante pesquisa e o desenvolvimento relevante para a área, com a redução de CO2,e com benefícios ambientais relativos à construção e à manutenção de poços, continua sendo a base do negócio da Welltec.

“Um objetivo importante que buscamos alcançar, em termos de otimização de processo, é a construção do primeiro poço sem cimento do mundo. É uma meta extremamente ousada, mas que irá promover, talvez, uma das principais mudanças no conceito de construção de poços da história.”

Olhando para o futuro

Solidificando a sua posição como a principal provedora de tecnologia avançada para operadores da indústria de energia, a Welltec está determinada a continuar trabalhando para atender as necessidades dos operadores na América do Sul, e além. Outros clientes locais incluem o operador multinacional, Equinor, presente no Brasil por mais de 20 anos, e com o qual a Welltec também tem uma parceria importante na região da Escandinávia.

“Permanecemos atentos ao mercado, uma vez que licitações são lançadas regularmente, e novos operadores estão chegando ao país. No curto prazo, nosso foco é corresponder adequadamente a estas licitações, e na importância dos equipamentos necessários para iniciar contratos, como unidades de cabo elétrico, equipamentos de controle de pressão, novas ferramentas, etc.”

As parcerias firmadas com operadores nacionais e internacionais, no Brasil, têm sido um importante condutor de crescimento e inovação, e o trabalho com agentes globais, como Equinor, Shell e Petrobras, tem sido crucial para a implementação de novos projetos de construção no Pré-Sal – com a Petrobras garantindo um prêmio de inovação na Conferência de Tecnologia Offshore 2021, em Houston.

De fato, tudo que é pioneiro no Brasil pode servir como referência para uso global, devido aos grandes benefícios obtidos.

“Nossos parceiros locais possibilitam que nós trabalhemos continuamente em novos equipamentos e soluções, que quebrem paradigmas e mudem a forma que trabalhamos em termos de construção, manutenção e abandono de poços.”

“Esperamos continuar exercendo o papel de um fornecedor exclusivo da tecnologia avançada para o desenvolvimento do Pré-Sal. Estamos fazendo tudo que está em nosso alcance, para atingir os objetivos de nossos clientes de forma plenamente satisfatória, entregando melhorias em cada etapa, reduzindo a pegada de instalações e operações subsequentes.” Marcelo Batocchio possui mais de 28 anos de experiência dedicados à indústria de energia upstream, com experiência em Perfilagem, Completação e Testes de Poços. Marcelo já trabalhou nos mercados onshore e offshore, incluindo projetos de Completação Inteligente em águas ultra profundas. Ele comanda uma equipe técnica de alto nível, que apresenta soluções inovadoras para os clientes da Weltec.

Sobre a Welltec

A Welltec é uma empresa de tecnologia global, que desenvolve e proporciona soluções eficientes, de alta tecnologia, para a indústria de energia.

A empresa foi fundada em 1994, e cresceu rapidamente, através do fornecimento de tecnologia robótica inovadora para operadores de petróleo e gás. Em 2010, a Welltec introduziu um novo segmento de negócio, com foco no desenvolvimento de produtos de Completação. A comercialização desses produtos começou em 2014, e a empresa agora é uma líder global, no campo de tecnologia de obturadores expansíveis de metal. Os produtos e serviços inovadores da Welltec são projetados para otimizar o desempenho e a integridade de um poço, em qualquer ambiente.

Através da engenharia avançada e do design leve, as soluções da Welltec têm ajudado clientes a aumentarem a eficiência operacional e reduzirem as pegadas de carbono de forma segura e sustentável, por mais de 25 anos.

Marcelo Batocchio – Vice-Presidente de Área da Welltec (América do Sul)

Ecossistema global de Economia Circular

A Braskem lançou o Wenew, novo ecossistema de circularidade da companhia, que reúne diversas ações da empresa. A partir de agora, resinas termoplásticas e produtos químicos da empresa que possuem conteúdo reciclado em sua composição, assim como as iniciativas de educação sobre consumo consciente e descarte adequado, e as tecnologias que apoiam a Braskem em sua jornada em prol da economia circular, serão identificados por ela, que é representada por uma nova logomarca.

Wenew engloba quatro pilares – produtos, educação, tecnologia e design circular – e busca aproximar a empresa de um futuro mais circular, investindo na construção conjunta com a cadeia produtiva e a sociedade, para um mundo cada vez mais circular e sustentável.

A criação de Wenew surgiu a partir do reconhecimento da Braskem sobre a dimensão e a importância que os produtos circulares e o próprio compromisso da companhia com a causa estão ganhando, interna e externamente, aliado ao desenvolvimento e à disponibilização cada vez maior desses produtos. É mais uma iniciativa com objetivo de alavancar ainda mais o conceito de economia circular dentro da cadeia produtiva da química e do plástico. A partir disso, foi necessário repensar a estrutura existente até aqui e, assim, a Braskem chegou a um modelo que considera produtos e iniciativas, e que tem o potencial para abraçar outras frentes circulares.

Atualmente, a Braskem possui mais de 40 grades de resinas recicladas pós-consumo, disponíveis no portfólio global, além de cerca de 42 grades que estão em desenvolvimento. Entre os produtos circulares, há aqueles que são produzidos a partir de reciclagem mecânica, reciclagem avançada e os químicos, como solventes, especialidades, que são oriundos dos processos produtivos tradicionais da empresa.

Em parceria com a Ambipar Triciclo, todas as ‘retorna machines’ passaram a receber embalagens de PE e PP. O descarte faz o consumidor acumular pontos, que podem ser trocados por benefícios. Esse sistema já tem vários casos de implantação vencedores: Metro do Rio, Drogaria São Paulo & Unilever, Coca Cola, Danone, Mercedes Benz, Prefeitura de Cuiabá MT e muitos outros.

representa a noção de coletividade, que pauta a forma de pensar e agir da Braskem para promover a economia circular, as iniciativas que trazem abordagem sobre educação ambiental, consumo consciente e descarte adequado junto ao público final – como o apoio a empresas de cashback e o Programa de Logística Reversa de Copos Descartáveis, no Brasil; Plastianguis, no México; e a parceria com o time de futebol americano Philadelphia Eagles, nos Estados Unidos, entre outros. Wemove também irá envolver as tecnologias inovadoras desenvolvidas pela Braskem, e capazes de transformar processos industriais, acelerar a economia circular do plástico, e trabalhar a favor do desenvolvimento sustentável, a exemplo da solução de última geração, que está sendo criada para a reciclagem avançada de resíduos plásticos, além de iniciativas ligadas ao design circular.

A Wenew reforça a meta da Braskem, de eliminação de resíduos plásticos para o desenvolvimento sustentável. A Braskem defende e acredita na recuperação de resíduos por meio da reciclagem, como prática capaz de viabilizar a economia circular, evitando que o material seja destinado a aterros sanitários ou, ainda, descartado de forma inadequada no meio ambiente. Neste sentido, a Braskem pretende incluir no mercado 300 mil toneladas de produtos com conteúdo reciclado, até 2025, e 1 milhão de toneladas desses produtos, até 2030. Também até 2030, a companhia trabalhará para evitar que 1,5 milhão de toneladas de resíduos plásticos sejam enviados para incineração, aterros, ou depositados no meio ambiente.

Além dessas soluções, que farão parte do novo ecossistema, Wenew contemplará, por meio de Wemove, termo variante que

Governo Federal institui logística reversa para embalagens de vidro

O Governo editou Decreto que regulamenta a Política Nacional de Resíduos Sólidos, e cria o sistema nacional de logística reversa de embalagens de vidro. A medida representa mais um passo importante para o desenvolvimento sustentável, e contribuirá para a criação de empregos verdes, preservação de recursos naturais, e redução da poluição.

Estima-se que, anualmente, mais de 1 bilhão de garrafas de vidro são descartadas no país, parte de forma inadequada em praias, rios, terrenos baldios e lixões, e parte em aterros sanitários, que, embora sejam estruturas adequadas, têm seu tempo de vida útil reduzido, quando recebem materiais que poderiam ser reaproveitados.

A logística reversa é um sistema que possibilita o retorno de embalagens para o ciclo produtivo, o que contribui para o aumento da reciclagem de vidro no país e, consequentemente, para a redução do descarte inadequado no meio ambiente, e também apresenta efeitos sobre a saúde pública. O acúmulo de água da chuva em garrafas vazias leva à proliferação de vetores, como, por exemplo, o mosquito Aedes aegypti, transmissor da dengue, chikungunya, zika, e febre amarela urbana.

Além de contribuir para melhorar a qualidade de vida das pessoas, a medida também é benéfica para o clima. Isto porque a reciclagem aumenta a eficiência energética na indústria fabricante de vidro, e reduz a emissão de gases de efeito estufa, visto que o caco de vidro reciclado demanda 40% menos energia, e não emite gás carbônico.

A falta de regulamentação levava empresas a buscarem caco de vidro no exterior, como em países da Europa, ao passo que muitos estados brasileiros não sabiam o que fazer com o vidro descartado. Fecha-se, assim, o último elo da economia circular, com maior segurança jurídica e previsibilidade, o que, por sua vez, leva a maiores investimentos no país.

A reciclagem das embalagens de vidro é incentivada por programas como o Recicla+, que proporciona renda extra para cooperativas e agentes de reciclagem, por meio da comercialização de certificados de crédito de reciclagem. Desde o lançamento do programa, já foram certificadas mais de 300.000 toneladas de materiais recicláveis, o que gerou R$ 21 milhões em investimentos, segundo informado por entidade gestora. Para as empresas que adquirem os créditos, a medida representa uma forma mais simples e rápida de cumprir suas obrigações, e estar em conformidade legal.

Para os municípios e para os contribuintes, o Decreto incentiva a redução de custos, pois, quando tais embalagens são direcionadas para a reciclagem, deixam de representar peso e custos no transporte e aterramento.

A medida, aguardada desde 2010, quando do lançamento da Política Nacional de Resíduos Sólidos, representa mais um resultado concreto na agenda ambiental do governo, além de contribuir para cumprir metas nacionais, como as estabelecidas no Plano Nacional de Resíduos Sólidos, bem como para o atendimento de requisitos no âmbito de acordos multilaterais.

Foram estabelecidas metas para o índice de reciclagem de embalagens de vidro descartáveis, e para o índice de conteúdo reciclado, que representa o quanto de material reciclado é utilizado na fabricação de novas embalagens. Os índices serão monitorados e avaliados a partir da apresentação de dados, informações e relatórios ao Ministério do Meio Ambiente. As informações serão disponibilizadas para a sociedade, por meio do Sistema Nacional de Informações sobre a Gestão dos Resíduos Sólidos – SINIR –, que pode ser acessado por meio do link https://sinir.gov.br/, de forma rápida e transparente.

Importa ressaltar que a logística reversa regulamentada não representa nenhum custo para o governo, e nenhum impacto no orçamento e finanças públicas. As ações serão realizadas pela iniciativa privada, por meio de parcerias entre fabricantes, importadores, distribuidores e comerciantes, de forma semelhante ao que já é feito no caso das embalagens retornáveis, e em vários sistemas de logística reversa implantados no país, tais como o sistema de logística reversa de eletroeletrônicos.

ABB e Boliden juntas para reduzir a pegada de carbono de produtos industriais

A ABB está trabalhando com a Boliden, a empresa sueca de mineração e fundição, numa cooperação estratégica para usar cobre com baixo carbono em seus equipamentos de agitação eletromagnética (EMS) e motores elétricos de alta eficiência. O objetivo é reduzir as emissões de gases de efeito estufa (GEE), enquanto impulsiona a transição para uma economia mais circular.

A parceria com a Boliden é parte integrante da ambição estratégica da ABB de reduzir o impacto ambiental das matérias-primas utilizadas em seus produtos, substituindo-as por alternativas de baixo carbono. Além de usar cobre reciclado, a ABB se comprometeu a aumentar o uso de aço elétrico reciclado (e-steel) e alumínio reciclado. A mudança também é um passo importante para fechar o ciclo de circularidade, que já viu a ABB projetar seus motores para serem até 98% recicláveis, com os dois por cento restantes dos materiais disponíveis para serem incinerados, para recuperação de calor. A reciclagem de cobre, alumínio e aço oferece economia de energia entre 75% e 95%, em comparação com a produção virgem.

Ulf Hellstrom, diretor administrativo da ABB Motion, Suécia. “Este é um excelente exemplo de economia circular na prática.”

“Como parte da estratégia de sustentabilidade da ABB para 2030, nossa meta é que 80% de nossos produtos e soluções sejam cobertos por uma abordagem de circularidade. O trabalho com a Boliden é um passo importante em direção a esse objetivo”, disse Ola Norén, chefe de produtos de metalurgia, indústrias de processo da ABB. “Ao fazer um balanço da entrega até o final deste ano, garantiremos que todos os nossos produtos de metalurgia usem condutores ocos de cobre reciclado, a partir de 2023.”

“Queremos possibilitar um futuro mais sustentável e eficiente em termos de recursos e, com essa colaboração, nossos clientes podem, não apenas descarbonizar atualizando para motores com eficiência energética, mas também instalar a tecnologia ABB, que tem uma pegada ambiental melhorada, graças ao cobre da Boliden” ,dis-

A cooperação inclui a ABB fazendo o primeiro pedido de cobre reciclado certificado da Boliden, por meio da Luvata, especialista finlandesa em fabricação de metais. O fio condutor oco feito do material será usado nos produtos EMS da ABB para a fabricação de aço e alumínio. Além disso, a partir de 2023, a ABB comprará cobre reciclado e de baixo carbono da Boliden, para cobrir a demanda por seus motores IE5 Ultra-Premium Efficiency SynRM e e-mobility, produzidos na Europa. As duas empresas também assinaram um memorando de entendimento, que permitirá à ABB apoiar a Boliden na identificação de motores de baixa tensão ineficientes, em suas unidades operacionais. Esses motores podem então ser substituídos por motores de alta eficiência, dentro da estrutura de reciclagem da ABB, com os motores antigos reciclados para fornecer matéria-prima para o cobre reciclado da Boliden.

O cobre é um material vital para a fabricação de equipamentos elétricos industriais, mas sua produção é intensiva em energia. Para resolver isso, a Boliden desenvolveu cobre de baixo carbono, que é extraído usando energia livre de fósseis, e também produz cobre usando matéria-prima secundária de produtos reciclados. A pegada de carbono desses produtos é 65% menor do que a média do setor. Um motor típico de 75 kilowatts (kW), pesando 650 kg, pode incluir 80 kg de cobre. O uso do cobre da Boliden economiza aproximadamente 200 kg de emissões de CO2, para cada um desses motores fabricados. Cada agitador tem até 2.700 kg de cobre, economizando até 6.700 kg de CO2 por agitador.

se

Toyota se une às cidades de Okuma, Futaba e Namie para neutralidade de carbono

Okuma, Futaba, Namie e Toyota Motor Corporation firmaram um Acordo de Parceria de Neutralidade de Carbono. As três cidades estão localizadas no distrito de Futaba, na província de Fukushima. Após o levantamento parcial das ordens de evacuação, devido ao terremoto do Grande Leste do Japão e outros fatores, espera-se que os esforços de reconstrução se acelerem. A esperança é que o foco na neutralidade de carbono melhore a sustentabilidade da região. A Toyota também está implementando iniciativas, em colaboração com vários parceiros, para contribuir com a reconstrução na província de Fukushima. Ela firmou esta parceria na esperança de utilizar os resultados de sua pesquisa e desenvolvimento na área agrícola, para contribuir para a neutralidade de carbono e reconstrução nas três cidades. No futuro, o objetivo também é colaborar com a Research Association of Biomass Innovation for Next Generation Automobile Fuels, que é uma colaboração de seis empresas privadas, incluindo a Toyota, que está pesquisando sistemas eficientes para produção de etanol em Okuma. Uma possibilidade em estudo é usar cul-

turas cultivadas em terras agrícolas em Okuma e Futaba, como matéria-prima para a produção de combustível de bioetanol. Okuma, Futaba, Namie e Toyota continuarão a aprofundar sua colaboração para impulsionar a reconstrução, após o terremoto, no futuro. Essa parceria fará contribuições positivas para alcançar a neutralidade de carbono, reduzindo as emissões de CO2 relacionadas ao transporte, por meio da agricultura circular de baixo carbono, juntamente com o consumo local de produtos locais em termos de fertilizantes e ração animal.

Chevron investe em empresa de tecnologia de captura e remoção de carbono, Svante

Chevron New Energies (CNE), uma divisão da Chevron EUA Inc., e a Svante anunciaram que a divisão é o principal investidor na rodada de captação de recursos da Série E da Svante, que levantou US$ 318 milhões, que serão usados para acelerar a tecnologia de captura de carbono da Svante.

“Estamos avançando em um negócio completo de captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS) da cadeia de valor, e acreditamos que a Svante está pronta para ser líder na viabilização de soluções de CCUS”, disse Chris Powers, vice-presidente do CCUS com a CNE. “A inovação é a chave para permitir essas tecnologias inovadoras e soluções de baixo carbono, e estamos ansiosos para aplicar nossa experiência e conhecimento, para ajudar a impulsionar esse esforço.”

Desde sua fundação, em 2007, a Svante desenvolveu tecnologia de captura e remoção de carbono, por meio de leitos adsorventes estruturados – filtros. Este financiamento apoiará a fabricação de filtros em escala comercial da Svante emVancouver, que deverá produzir módulos de filtro, suficientes para capturar milhões de toneladas de dióxido de carbono (CO2) por ano, em centenas de instalações de captura e armazenamento de carbono em grande escala.

“Estamos orgulhosos de que a CNE e um grupo de investidores estratégicos demonstraram sua confiança de que a Svante pode ser um jogador-chave, na construção de uma indústria de gestão de carbono comercialmente viável”, disse

para remover as maiores

“Estamos

tação rápida da captura de carbono industrial, construindo esta instalação de fabricação, que esperamos nos permitirá expandir rapidamente nossa carteira de pedidos.”

O tamanho e o custo da instalação da tecnologia de captura de carbono têm sido as maiores barreiras para a adoção pela indústria. A tecnologia modular da Svante foi projetada para capturar CO2 do gás de combustão industrial. Em seguida, ele o concentra em um CO2 de alta pureza, com 95% de grau de oleoduto, para prepará-lo para armazenamento ou uso industrial posterior. Sua abordagem é adaptada especificamente para os desafios de separar o CO2 do nitrogênio no gás de combustão diluído, que normalmente é emitido em baixas pressões e em concentrações diluídas. A tecnologia da Svante é voltada para atividades de descarbonização industrial em áreas como hidrogênio, celulose e papel, cal, cimento, aço, alumínio e produtos químicos. Os filtros Svante também estão disponíveis para captura direta de ar, e remoção de dióxido de carbono.

Outros participantes da rodada de captação de recursos incluem Temasek, OGCI Climate Investments, Delek US & Hesta AG, 3M Ventures – braço de capital de risco da 3M Company –, Full Circle Capital, GE Vernova, Fundo de Energia do Japão, Liberty Media, M&G Catalyst, Samsung Engineering, TechEnergy Ventures e Empreendimentos da United Airlines, e JP Morgan Securities LLC.

Claude Letourneau, Presidente e CEO da Svante.

trabalhando

barreiras à implan-

Relatório da ONU propõe dobrar investimentos em soluções baseadas na natureza (NbS), até 2025

Enquanto o mundo caminha para as negociações sobre o Quadro Global de Biodiversidade pós-2020, a natureza ainda está subfinanciada, revela a segunda edição do State of Finance for Nature. Mas, se quisermos limitar o aquecimento global a menos de 1,5°C, deter a perda de biodiversidade, alcançar a neutralidade da degradação da terra, e cumprir os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável, são necessárias ações drásticas e urgentes na redução de emissões, na conservação da natureza, e no consumo e produção sustentáveis.

As soluções baseadas na natureza (NbS) oferecem uma oportunidade para enfrentar vários desafios de forma integrada. No entanto, os fluxos financeiros para eles são de apenas US$ 154 bilhões/ano, o que representa menos da metade do investimento de US$ 384 bilhões/ano no NbS necessário até 2025, e apenas um terço do investimento necessário até 2030 (US$ 484 bilhões/ano).

“A ciência é inegável. À medida que fazemos a transição para emissões líquidas zero até 2050, também devemos reorientar toda a atividade humana para aliviar a pressão sobre o mundo natural, do qual todos dependemos”, disse Inger Andersen, Diretora Executiva do PNUMA. “Isso exige que governos, empresas e finanças intensifiquem massivamente os investimentos em soluções baseadas na natureza, porque os investimentos na natureza são investimentos para garantir o futuro das próximas gerações.”

O relatório foi divulgado uma semana antes de governos de todo o mundo se reunirem para a Conferência de Biodiversidade da ONU (COP 15), em Montreal, Canadá, onde buscaram um acordo histórico, para deter e reverter a perda da natureza até 2030.

O PNUMA – Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente –, junto com seus parceiros, pediu aos governos que forneçam um acordo que estabeleça um mandato claro para os países exigirem que o setor financeiro alinhe suas atividades com os objetivos positivos da natureza.

Enfrentar a mudança climática, a perda de biodiversidade

e a degradação da terra com ação imediata exige que os investimentos globais atuais precisem aumentar em US$ 230 bilhões a cada ano, até 2025. Os governos atualmente fornecem 83% dos fluxos financeiros NbS, mas é improvável que aumentem drasticamente esses fluxos, devido a desafios fiscais ligados a conflitos, dívidas e pobreza. Portanto, o setor privado deve aumentar significativamente o investimento dos níveis atuais, de US$ 26 bilhões por ano (17%). Para isso, deve aumentar os investimentos em cadeias de suprimentos sustentáveis, reduzir as atividades com impacto negativo no clima e na biodiversidade, e compensar os impactos inevitáveis, por meio de mercados de natureza de alta integridade, pagar pelos serviços ecossistêmicos que utiliza, e investir em atividades positivas para a natureza.

A análise do PNUMA e da Iniciativa Economics of Land Degradation (ELD), financiada pelo BMZ, com o apoio da

Vivid Economics, da McKinsey, concluiu que limitar o aquecimento global a 1,5°C, em vez de 2°C, só é possível se a ação for imediata, e com investimentos cumulativos adicionais de US$ 1,5 trilhão, para um total de US$ 11 trilhões, entre 2022 e 2050, em comparação com a meta 2°C (com um investimento cumulativo total necessário de US$ 9,5 trilhões). Este investimento adicional se concentrará na agricultura sustentável e na restauração de turfeiras. A eliminação gradual do carvão e a descarbonização dos sistemas de energia não serão suficientes, sem investimentos maciços adjacentes em soluções baseadas na natureza. Isso é congruente com as conclusões do Relatório de Lacunas de Emissões, de 2022

Esta versão atualizada do relatório foi ampliada para os ecossistemas marinhos, concluindo que uma pequena parcela, 9%, do total de investimentos em NbS tem como alvo soluções marinhas. Desproporcionalmente, o oceano representa mais de 70% da superfície da Terra, e absorve cerca de 25% de todas as emissões de CO2, tornando-se um dos maiores sumidouros de carbono do mundo, além de fornecer 17% das proteínas do mundo.

Assim como o FMI alerta sobre a “hora mais sombria” em 2023 para o crescimento global, este relatório é um lembrete de que muitos esforços de curto prazo para aumentar o Produto Interno Bruto (PIB) por parte dos governos, sem prestar atenção ao fato de que a natureza sustenta muitas economias, imporão maiores custos para as gerações presentes e futuras,

nos próximos anos.

As soluções para nossos desafios sociais devem se concentrar na transição da atividade econômica para práticas que abordem os principais impulsionadores da perda de biodiversidade, degradação da terra e degradação do clima. Embora a proteção de 30% da terra e do oceano até 2030 seja prometida pelos países do G7, para os quais a lacuna financeira é estimada em US$ 17-22 bilhões por ano, até 2030, este relatório fornece evidências de que mais financiamento precisa fluir para a restauração da vegetação natural e do reflorestamento.

Fluxos negativos de fontes públicas, que são 3 a 7 vezes maiores do que os investimentos atuais em NbS, precisam ser reaproveitados, juntamente com a colocação do imperativo positivo da natureza no centro da política econômica, negócios e tomada de decisões de investimento. Os subsídios nocivos são mais elevados no setor de energia, estimado em US$ 340 a 530 bilhões/ano, e no setor agrícola, estimado em cerca de US$ 500 bilhões/ano.

A ciência nunca foi tão clara. Numa época em que os impactos das mudanças climáticas se manifestam por meio de incêndios, secas e inundações sem precedentes, o NbS ajuda a amortecer esses impactos, e reduzir o custo de resposta a esses desastres, induzidos pelo clima. A natureza é o imperativo de investimento mais sólido para construir a resiliência econômica e o bem-estar humano. É um alerta para dobrar o financiamento da natureza, de agora até 2025.

ANP define metas para redução de emissão de GEE para 2023

A ANP torna públicas as metas preliminares para 2023, de redução de emissão de gases causadores do efeito estufa, aplicáveis a todos os distribuidores de combustíveis, considerando-se o período de janeiro a outubro de 2022, conforme estabelecido no art. 4º da Resolução ANP nº 791, de 14 de junho de 2019. A meta anual individual definitiva, para cada distribuidor de combustíveis, será publicada até 31 de março do ano de sua vigência.

As metas preliminares estão estabelecidas em unidades de Créditos de Descarbonização (CBIO), calculadas a partir da meta compulsória anual de 37,47 milhões de CBIOs definida pela Resolução CNPE nº 13, de 08 de dezembro 2022, para o ano de 2023.

O cálculo da individualização das metas preliminares para 2023, de redução de emissão de gases causadores do efeito estufa aplicáveis a todos os distribuidores de combustíveis, considerou os dados de movimentação de combustíveis fósseis constantes do Sistema de Informações de Mo-

vimentações de Produtos – SIMP, nos termos da Resolução ANP nº 729, de 11 de maio de 2018, considerando o período de janeiro a outubro de 2022.

O cálculo da participação de mercado, de cada distribuidor de combustíveis na comercialização dos combustíveis fósseis, foi realizado conforme metodologia descrita no art. 6º da Resolução ANP nº 791, de 14 de junho de 2019.

COP 27: estudos importantes para embasar boas políticas baseiam muita conversa,

com pouco resultado

No terceiro dia da COP 27, foi apresentado um relatório do Grupo de Especialistas de Alto Nível, para evitar a “falsa neutralidade carbônica”. As Nações Unidas apresentaram este relatório para acabar com os malabarismos climáticos, porque o NetZero não pode ser uma promessa vazia pintada de verde. Na apresentação do documento, o secretário-geral das Nações Unidas, António Guterres, defendeu “tolerância zero para o greenwashing”. Enquanto um número crescente de governos e atores não estatais se compromete a ser livre de carbono, os critérios para compromissos Net Zero têm brechas amplas o suficiente para “conduzir um caminhão a diesel”, denunciou o secretário-geral da ONU, quando seu grupo de especialistas sobre o assunto publicou relatório que critica o greenwashing – que leva o público a acreditar que uma empresa ou entidade está fazendo mais para proteger o meio ambiente do que realmente está. O Relatório fornece um roteiro para trazer integridade aos compromissos de Netzet da indústria, instituições financeiras, cidades e regiões, e apoiar uma transição global e equitativa para um futuro sustentável.

De acordo com os especialistas, os atores não podem alegar ser NetZero enquanto continuam a construir ou investir em novos suprimentos de combustíveis fósseis ou qualquer tipo de atividade ambientalmente destrutiva. Eles também não podem participar ou fazer com que seus parceiros participem de atividades de lobby contra as mudanças climáticas, ou apenas relatar uma parte dos ativos de seus negócios, enquanto escondem o resto.

@Divulgação/ONU

dade’ sobre as metas NetZero de entidades não estatais. Este primeiro relatório é fruto de intenso trabalho e consultas, ao longo de sete meses, e reflete os conselhos dos 17 especialistas selecionados pelo chefe da ONU. Por meio de 10 recomendações práticas, o relatório fornece clareza em quatro áreas principais, definidas pelo Secretário-Geral.

1. As promessas não podem ser um ‘encobrimento tóxico’ – de acordo com o relatório, as promessas de NetZero devem estar alinhadas com os cenários do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC) da ONU, limitando o aquecimento a 1,5 graus. Isso significa que as emissões globais devem diminuir em pelo menos 45%, até 2030 – e chegar a zero, até 2050. Os compromissos devem ter metas intermediárias a cada cinco anos, a partir de 2025. As metas também devem abranger todas as emissões de efeito estufa e todos os seus escopos. Para instituições financeiras, isso significa todas as suas atividades financeiras e, para empresas e cidades, significa todas as emissões – diretas, indiretas e aquelas originadas nas cadeias de suprimentos.

“A mensagem é clara para todos aqueles que gerenciam iniciativas voluntárias existentes – bem como CEOs, prefeitos e governadores comprometidos com o NetZero: cumpram este padrão e atualizem suas diretrizes imediatamente – até a COP28”, disse o Sr. Guterres, que enviou uma forte mensagem às empresas de combustíveis fósseis e seus facilitadores financeiros: “Usar falsas promessas de NetZero para encobrir a expansão massiva de combustíveis fósseis é repreensível. É um engano grosseiro. Esse encobrimento tóxico pode empurrar nosso mundo para o precipício climático. A farsa deve acabar.”

“Devemos ter tolerância zero para greenwashing e o relatório é um guia prático para garantir promessas confiáveis e responsáveis”, disse António Guterres no lançamento do relatório na COP27, no Egito.

Guterres anunciou na COP26 o Grupo de Especialistas para lidar com um ‘excesso de confusão e déficit de credibili-

2. Os planos devem ser detalhados e concretos – Guterres disse que as promessas NetZero devem ser acompanhadas por um plano de como a transição está sendo feita. E a administração deve ser responsável por cumprir essas promessas. “Isso significa defender publicamente uma ação climática decisiva, e divulgar todas as atividades de lobby”, disse ele, acrescentando que a ausência de padrões, regulamentos e rigor nos créditos voluntários do mercado de carbono é profundamente preocupante. As promessas devem detalhar como a transição atenderá as necessidades dos trabalhadores das indústrias de combustíveis fósseis, e setores afetados pela transição de energia renovável.

3. As promessas devem ser responsáveis e transparentes –todas as iniciativas para acelerar os esforços para padronizar os relatórios de progresso devem estar em formato aberto, e

disponíveis em plataformas públicas que alimentam o Portal de Ação Climática Global da ONU .

do que sua influência é maior que a de países africanos e comunidades indígenas, por exemplo. O que destoa da presença do executivo-chefe da bp, Bernard Looney, na delegação da Mauritânia – segundo a bp, o executivo foi convidado pelos mauritanos para uma cerimônia de assinatura sobre uma instalação de hidrogênio verde naquele país, e não permaneceu na conferência sobre o clima – mas Looney teve acesso à Zona Azul da conferência, área reservada para delegações governamentais e negociações. E não era o único CEO na Conferência.

https://climateaction.unfccc.int/

4. Iniciativas voluntárias precisam se tornar um novo normal – e os governos precisam garantir que as iniciativas voluntárias se tornem um “novo normal”.

“Peço a todos os líderes governamentais que forneçam às entidades não estatais condições equitativas para fazer a transição para um futuro líquido zero e justo. Resolver a crise climática requer uma liderança política forte”, destacou Guterres, reiterando que os países desenvolvidos também precisam acelerar sua descarbonização e liderar pelo exemplo.

@ ONU/Eskinder Debebe

Ressalte-se que os dados sobre lobistas, compilados por organizações como Corporate Accountability, Global Witness e Corporate Europe Observatory, mostram a crescente influência dos interesses de petróleo e gás nas negociações climáticas.

Se eles influenciaram ou não, o fato é que a COP27 terminou com um acordo um acordo histórico sobre financiamento para países em desenvolvimento, mas falhou em determinar a redução dos combustíveis fósseis ou as emissões de gases de efeito estufa. Foi a primeira vez que a COP incluiu a questão do financiamento do Norte Global para suportar o Sul Global, na lida com os crescentes danos físicos e perdas econômicas decorrentes do clima extremo – parece que foram necessárias 40 horas de lobby por parte dos países em desenvolvimento para colocar essa questão na agenda. Questão importante, mas que travou a COP, e chegou a apenas um esboço acordado para que um comitê de 24 países trabalhe ao longo 2023 para propor qual o formato desse fundo, quais países devem contribuir, quais países serão beneficiados e para quais fins.

Atualmente, mais de 80% das emissões globais são cobertas por compromissos NetZero. “No momento, o planeta não pode permitir atrasos, desculpas ou mais greenwhashing. A má notícia é que muitas das promessas de NetZero são pouco mais do que slogans vazios e exageros. Por que o greenwashing é tão ruim? Em parte, porque as apostas são muito altas. Não é apenas publicidade, reivindicações falsas aumentam o custo que, em última análise, todos pagariam, devido ao enorme impacto, migração climática e muitas vidas”, disse a ex-ministra canadense Catherine Mckenna, presidente do Grupo de Especialistas de Alto Nível.

Muito importante o movimento, principalmente porque essa edição da COP foi inundada por lobistas dos combustíveis fósseis – 636 lobistas das indústrias de petróleo e gás estavam inscritos para participar da COP27. Vários grupos fizeram campanha contra a presença desses lobistas nas negociações climáticas, afirman-

O que pode parecer um passo à frente gerou apenas um profundo ceticismo dos países em desenvolvimento em relação a esse Fundo, dado o fracasso dos países ricos em cumprir os US$ 100 bilhões de financiamento climático, que haviam prometido aos países pobres para obter seu apoio no Acordo de Paris, de 2015.

Apesar de todos os senões, o esforço para chegar o mais próximo possível da redução de 1,5oC permanece imperativo.

A linguagem também foi enfraquecida no texto, abrindo espaço para brechas em torno do uso de energia de “baixas emissões”, ao lado de fontes renováveis. Aqui, o papel do gás é de suma importância econômica para a indústria de petróleo, mas social em muitas áreas que começam a usufruir de investimentos.

Os anfitriões da COP28, que acontece em Dubai, os Emirados Árabes Unidos declararam, logo no início da Convenção, sua estratégia de combustíveis fósseis. “Os Emirados Árabes Unidos são considerados um fornecedor responsável de energia, e continuarão desempe-

nhando esse papel, enquanto o mundo precisar de petróleo e gás. O petróleo e o gás nos Emirados Árabes Unidos estão entre os menos intensivos em carbono do mundo, e continuaremos a nos concentrar na redução das emissões de carbono provenientes deste setor”, disse seu presidente Sheikh Mohammed bin Zayed Al Nahyan.

O ministro do Clima zeonelandês, James Shaw, resumiu bem: “o progresso global é lento, mas ainda temos uma escolha sobre o futuro que queremos construir. Cada décimo de grau de aquecimento global impediu problemas; cada tonelada de poluição que cortamos faz a diferença; cada decisão que tomamos conta.”

Oficialmente, os principais resultados das negociações da COP 27 foram sintetizados no documento intitulado “Plano de Implementação de Sharm el-Sheikh”, onde está reafirmado o compromisso dos Estados com a implementação de esforços mais ambiciosos para limitar o aumento das temperaturas da terra em menos de 2°C, tal como estabelecido no Acordo de Paris, e de acelerar as ações para manter a meta de 1,5°C. Para isso, foi enfatizada a necessidade de reduzir as emissões

globais de GEE, em todos os setores aplicáveis. Na indústria de energia, as partes estabeleceram a importância de acelerar a expansão da geração a partir de fontes renováveis ou de menor intensidade de carbono. Os Estados participantes também foram estimulados a adotar políticas públicas, com o objetivo de incentivar o desenvolvimento e a difusão de novas tecnologias de geração de energia renovável, a implementação de medidas de eficiência energética, a redução progressiva da geração termoelétrica a carvão sem captura e armazenamento de carbono, e a eliminação dos subsídios para combustíveis fósseis ineficientes. Adicionalmente, os Estados participantes também foram convidados a considerar ações adicionais para reduzir as emissões de GEE, distintos ao dióxido de carbono, incluindo o metano (cerca de 50 novos países assinaram o acordo para redução de metano publicado na COP 26). Contudo, o documento alerta que os esforços de redução de emissões de GEE associados às indústrias de energia devem considerar os impactos econômicos e sociais negativos, com a adoção de medidas para mitigar esses efeitos nos países produtores de combustíveis fosseis.

Navios vão pagar por suas emissões de carbono na EU

@Divulgação

A União Europeia concordou em incluir o transporte marítimo em seu mercado de carbono pela primeira vez, forçando as embarcações a pagarem por suas emissões, e aumentando a pressão sobre o setor marítimo para investir em tecnologias mais verdes.

O setor de navegação não fazia parte do mercado de carbono da UE, que exige que fábricas e usinas de energia comprem licenças quando emitem CO2, mas isso deve mudar a partir de 2024, quando as companhias de navegação terão de comprar licenças de carbono da UE, para cobrir 40% de suas emissões, subindo para 70% em 2025, e 100%, em 2026. O acordo adiciona ao mercado de carbono todas as emissões de dióxido de carbono, metano e dióxido de nitrogênio de viagens marítimas dentro da UE, além de 50% das emissões de viagens internacionais come-

çando e/ou terminando na UE.

A UE acredita que as novas regras encorajariam os armadores e operadores a investirem em tecnologias e combustíveis menos poluentes. Está incluído na novidade, dedicar a receita da venda de 20 milhões de licenças de carbono da UE para financiar projetos de redução de emissões marítimas.

O transporte marítimo é visto como um dos setores mais difíceis de descarbonizar, com grupos da indústria citando a falta de tecnologias comercialmente viáveis: com cerca de 90% do comércio mundial transportado por mar, o transporte marítimo é responsável por quase 3% das emissões mundiais de CO2, parcela que pode aumentar nos próximos anos, se não for controlada.

A ação faz parte de uma reformulação do mercado de carbono da EU.

Operadores do Mar do Norte reconsideram investimentos em 2023

A BRINDEX – Association of British Independent Exploration Companies –, uma associação de mais de 20 operadoras independentes, incluindo Harbour Energy, Ithaca Energy e EnQuest – criticou novos impostos, que podem prejudicar a cadeia de suprimentos no Reino Unido. Segundo o grupo, muitos operadores do Mar do Norte estão reconsiderando seus planos para 2023, devido ao aumento de imposto inesperado – de 10% para 65% em alguns casos.

A Harbour Energy, maior produtora do Reino Unido no Mar do Norte, disse que evitaria a rodada de licenciamento

em andamento a nova taxa; a Total Energies, que não faz parte da BRINDEX, disse que cortará £ 100 milhões de seu plano de investimentos para 2023, devido ao imposto.

O recém-aprovado Imposto sobre Lucros de Energia do Reino Unido (EPL) e novas mudanças fiscais criaram grande incerteza para as empresas independentes de petróleo e gás. O Energy Profits Levy (EPL) foi trazido de volta em maio, com um aumento geral, para um total de 65%. O Reino Unido parece ter um buraco negro fiscal de £ 50 bilhões.

@Divulgação

Credit Suisse pretende reduzir pela metade intensidade de emissões de investimentos até 2030

O Credit Suisse publicou um Plano de Ação Climática (CAP), descrevendo a ambição e a abordagem das divisões Credit Suisse Asset Management e Credit Suisse Wealth Management, em apoio à transição para uma sociedade NetZero. O CAP descreve como ambas as divisões buscarão atingir zero líquido, até 2050, em suas carteiras de investimento, em apoio à ambição do Grupo Credit Suisse de atingir NetZero, até 2050, em suas atividades de financiamento, cadeia de suprimentos e operações.

Como instituição financeira global, o Credit Suisse reconhece o importante papel que desempenha no combate às mudanças climáticas, apoiando a transição para uma economia global de baixo carbono e resiliente ao clima. Em dezembro de 2020, o Grupo anunciou sua ambição NetZero para 2050, sustentada por metas provisórias baseadas na ciência, até 2030. Esses compromissos foram reforçados pela decisão do Grupo de ingressar na Iniciativa de Mercados Sustentáveis e na Net Zero Banking Alliance, em 2021. Em março de 2022, o Credit Suisse Asset Management aderiu à iniciativa Net Zero Asset Managers.

“

À medida que buscamos limitar os impactos das mudanças climáticas, muitos setores da economia precisarão se adaptar e evoluir. Com uma estratégia ponderada e ação apropriada, podemos estabelecer as bases para gerenciar riscos, e alavancar oportunidades para nossos clientes, a economia e a sociedade. O Climate Action Plan de nossas divisões de Asset Management e Wealth Management é um próximo passo importante nessa jornada.” disse Emma Crystal, Diretora de Sustentabilidade do Credit Suisse.

O Credit Suisse foca em algumas áreas, onde gestão de ativos e patrimônio pode ter impacto no clima: ele deve investir em líderes de descarbonização em todo o mundo, que forneçam soluções para facilitar e acelerar a transição para uma economia e sociedade líquida zero. Tais negócios podem oferecer oportunidades de crescimento superiores e modelos de negócios mais resilientes e, como resultado, podem proporcionar retornos financeiros atraentes, criando uma dinâmica favorável, tanto para a sociedade quanto para os clientes; o Credit Suisse Asset Management visa a incentivar as empresas a se comprometerem com o NetZero e, assim, proteger melhor o valor de longo prazo para os clientes, além de ajudar a acelerar a transição. O impacto na economia real pode ser alcançado por meio da propriedade ativa. O Credit Suisse vê isso como uma ferramenta essencial em sua transição para o NetZero – e o CAP descreve os critérios claros para esse engajamento. O Credit Suisse também

quer reduzir sua exposição a setores intensivos em carbono e empresas que não desejam fazer a transição para zero líquido. Uma vez que a alienação de ativos não tem impacto imediato na economia real, a primeira prioridade do banco será o investimento em soluções para a transição energética e o envolvimento com as empresas participadas, para as ajudar a definir planos de transição credíveis. No entanto, o Credit Suisse seguirá uma estratégia para reduzir sua exposição a empresas que não desejam fazer a transição, que não respondem aos esforços de engajamento do banco, e que têm exposição substancial a atividades sensíveis ao clima. Ambos os braços de investimento do banco pretendem realocar o capital para ativos de baixo carbono ou soluções climáticas.

Os ativos cobertos pela meta totalizariam algo em torno de 224 bilhões de francos suíços (US$ 237,14 bilhões), com 285 bilhões de francos suíços em ativos de seus fundos de investimento atualmente não incluídos na meta. O Credit Suisse deve ainda avaliar os planos climáticos de até 300 empresas de alta emissão, e focar as negociações naquelas em que detém ativos que ainda não estabeleceram metas claras ou um plano confiável. Se eles não agirem com rapidez suficiente, o Credit Suisse pode votar contra o conselho nas reuniões anuais da empresa ou excluir a empresa dos portfólios. Mais especificamente, na mineração de carvão térmico ou geração de energia a carvão, por exemplo, o Credit Suisse vai aumentar o limite de receita para exclusão de suas carteiras dos atuais 20% para 15%, até 2025, e 5% até 2030. E deve excluir empresas que obtêm mais de 5% das receitas de petróleo e gás do Ártico, ou mais de 10% das receitas de areias betuminosas, já a partir de 1º de abril de 2023.

Neste e CargoAi lançam opção para reduzir as emissões de carbono de transportes aéreos de carga

A CargoAi, fornecedora de soluções digitais de carga aérea, e a Neste, produtora de combustível de aviação sustentável (SAF), firmaram parceria que permite aos despachantes de carga e seus clientes reduzir significativamente as emissões de carbono de seu transporte de carga por meio da compra do Neste MY Sustainable Aviation Fuel. Os despachantes de carga organizam o transporte para a carga de outras empresas, e desempenham um papel fundamental na redução das emissões de carbono, associadas a esses transportes de carga.

A CargoAi oferece a possibilidade de adquirir o Neste MY Sustainable Aviation Fuel, ao reservar um transporte de carga. Isso pode ser feito no fluxo de reservas – após a confirmação de uma reserva, ou quando a carga está sendo rastreada. Isso complementa a oferta de sustentabilidade Cargo2ZERO da CargoAi, lançada em outubro de 2022. O uso de combustível de aviação sustentável reduz significativamente as emissões de gases de efeito estufa do transporte aéreo. A compra do SAF produzido pela Neste ajuda as empresas a cumprir suas metas climáticas, e relatar com credibilidade suas reduções de emissões de CO2e.

“Estamos orgulhosos desta parceria histórica com a Neste, pois, a sustentabilidade está no centro de todos os nossos desenvolvimentos de produtos e interações com os clientes. Com base na pontuação de eficiência de CO2 já disponível em nossa solução Cargo2ZERO, incentivaremos ainda mais os despachantes a entrar em discussões com seus próprios clientes sobre o que é necessário para que o setor avance rumo ao alcance das metas líquidas zero do setor. Também estamos permitindo o acesso de pequenas empresas de frete em 110 países para comprar SAF, em quantidades menores”, diz Matthieu Petot, CEO da CargoAi.

“ Trabalhar com um parceiro inovador e líder do setor, como a CargoAi, nos permite acelerar e ampliar a utilização de combustível de aviação sustentável em novos mercados. Por meio dessa parceria, o Neste MY Sustainable Aviation Fuel é disponibilizado aos clientes da CargoAi, para qualquer reserva de carga, para reduzir as emissões de sua remessa, utilizando a inovadora plataforma de reservas digitais da CargoAi. Estamos muito orgulhosos de nossas parcerias com organizações afins que compartilham o mesmo compromisso com um futuro

mais sustentável para a aviação ”, disse Jason Reichow , vice-presidente de Desenvolvimento de Negócios de Aviação Renovável da Neste.

A oferta CargoAi x Neste começa já durante a fase de reserva ou rastreamento, quando os despachantes receberão automaticamente os dados das emissões de CO2 que sua remessa emitirá, calculadas com base nos padrões da IATA. Eles terão então a opção de comprar diferentes porcentagens de SAF, para reduzir as emissões. Neste garante que os volumes SAF adquiridos sejam entregues e usados por operadores de aeronaves parceiros. As reduções de emissões alcançadas serão relatadas, e podem ser usadas para relatar com credibilidade as metas de sustentabilidade.

“Projetamos o Cargo2ZERO como um conjunto de soluções para integrar e acelerar a ação climática no processo de aquisição de frete aéreo. A compra de SAF permaneceu até agora um processo de difícil navegação e uso intensivo de recursos e muitas vezes exigia compras de grandes volumes, o que tornava muito difícil reduzir as emissões no nível transacional. Com a compra direta de SAF agora incorporada na execução de reservas e fluxos de rastreamento, estamos dando os próximos passos para capacitar a ação climática, oferecendo aos nossos clientes meios diretos, fáceis de usar e verificáveis para garantir emissões reduzidas. Estamos extremamente satisfeitos com esta parceria histórica com a Neste, e confiantes de que isso permitirá que clientes de qualquer tamanho tomem medidas climáticas eficazes, sem demora”, disse Magali Beauregard, diretora comercial da CargoAi.

O uso do Neste MY Sustainable Aviation Fuel reduz as emissões de gases de efeito estufa (GEE) em até 80%, ao longo da vida útil do combustível ciclo, em comparação com o uso de combustível fóssil para aviação. É produzido a partir de resíduos 100% renováveis e matérias-primas residuais de origem sustentável, como óleo de cozinha usado, e resíduos de gordura animal. O Neste MY Sustainable Aviation Fuel é um combustível drop-in, que pode ser usado nos motores de aeronaves existentes e na infraestrutura de combustível do aeroporto, e já está disponível hoje.

@Divulgação/Neste

Precisão e repetibilidade

Economia Azul

A Marinha do Brasil lançou o livro “Economia Azul: vetor para o desenvolvimento do Brasil”. A obra, de cunho científico, contempla o primeiro grande compêndio referente à temática.

Controlar a proporção da matéria-prima nos reatores, durante o processo produtivo na Indústria Química, é uma tarefa que exige precisão e repetibilidade incontestáveis. Os medidores mássicos Coriolis, da Metroval, se utilizam deste princípio físico, para medir diretamente, em massa, a vazão de líquidos ou gases, sem a necessidade de compensação de pressão, temperatura, viscosidade ou densidade. Diversas opções de materiais e construções permitem sua aplicação, em uma ampla gama de processos. Possuem aprovação de modelo pelo Inmetro, para medição fiscal e transferência de custódia. Algumas vantagens do Medidor Mássico AXIOM MMF: materiais de ligas resistentes; pode ser aplicado em sistemas de carregamento de caminhões, enchimento de ISSO TANK, bombonas, etc; proporciona maior controle de receitas de insumos líquidos.

Posicionador inteligente

O VVP10 da Vivace é um posicionador com sensor HALL, sem contato mecânico, e que tem vantagens em relação aos tradicionais posicionadores. Ele não possui braços ou alavancas e, com isto, tem uma vida útil muito maior e histerese reduzida; modelo com opções de sensor remoto, retorno de posição com régua pontenciométrica, e leitura de posição em sinal 4-20mA; medição contínua e precisa da posição, quer seja no modelo HART(já vem com sinal 4-20mA para o retorno de posição), quanto Profibus-PA. Maior confiabilidade e segurança; tem auto calibração e auto sintonia, via ajuste local, de forma simples, rápida e que permite redução de tempo significativa em comissionamento e startup.

Disponibiliza diagnósticos avançados, facilitando a gestão de ativos e manutenção preditiva, e possui modelo único para diferentes tipos de atuadores, válvulas rotativas e lineares, simples e dupla ação. Pode-se manter um único modelo no estoque, simplificando reposições e custos – redução considerável do custo de propriedade (TCO)! Com bloco mecânico único e de fácil acesso na manutenção, permite acesso direto à Bobina I/P, Regulador Interno e Válvula Carretel. Poucas partes, menos dificuldades, e menor tempo de manutenção, e ainda tem garantia de 2 anos e suporte vitalício gratuito.

O livro foi organizado por Thauan Santos, André Panno Beirão, Moacyr Cunha de Araujo Filho e Andrea Bento Carvalho, e busca conferir visibilidade à economia do mar e aos elementos que contribuem para o PIB, com base em estudos acerca da importância de mensurar, de maneira contínua e sistemática, tal índice. Os organizadores esperam que a obra repercuta nos eixos econômico, institucional, de infraestrutura, ambiental e social, de tal modo que o mar seja visto como um aliado importante para suplantar os vários desafios do país. A publicação completa pode ser encontrada no link https://www.marinha.mil.br/sites/all/modules/livro_economia_azul/book.html

Gerenciamento de segurança

A Hikvision lançou o aplicativo Hik-ePartner, uma plataforma de gerenciamento em que os usuários (incluindo distribuidores, sub-distribuidores, integradores, instaladores entre outros), podem obter acesso fácil a todas as informações dos produtos da Hikvision. Com o aplicativo, que atua como um assistente de segurança empresarial, o usuário recebe as últimas notícias da Hikvision, lançamentos de produtos, soluções para pequenas e médias empresas, folhetos de marketing, incluindo todos os tipos de infográficos e One Swipes (guias de vendas intuitivos), documentos e vídeos de como configurar, tudo isso para auxiliar no funcionamento dos negócios de segurança. Além disso, possui um programa de recompensas, que permite aos instaladores escanear código dos produtos a cada compra, juntar pontos, e trocar por novos produtos e descontos, de forma simples e rápida. As contas Hik-ProConnect – aplicativo que oferece serviço de segurança baseada em nuvem – e Hik-ePartner podem ser integradas entre si, aumentando a eficiência e flexibilidade de gerenciamento.

O Hik-ePartner busca oferecer suporte para facilitar o diaa-dia com eficiência e agilidade para um melhor gerenciamento.

Sistemas de monitoramento de próxima geração

Cilindros pneumáticos inteligentes

O portfólio inovador do sistema de monitoramento Metrics, baseado em nuvem, é uma das principais soluções digitais da Metso Outotec, para os clientes que agora estãoo expandindo, para cobrir as ferramentas, sensores e acesso ao painel, para monitorar equipamentos estacionários de triagem dos clientes.

Com seus recursos de monitoramento on-line, 24 horas por dia, 7 dias por semana, o Metrics oferece segurança aprimorada, maior tempo de atividade, e rendimento e manutenção não planejada reduzida. Ele permite que operadores, controladores e profissionais de serviços vejam análises em tempo real do desempenho da peneira vibratória e das condições dos rolamentos. O Metrics foi projetado para operação intuitiva. Um painel de tela de fácil leitura com insights de OEM permite detectar rapidamente possíveis problemas e tomar ações corretivas a tempo.

A Metso Outotec firmou acordo de cooperação global com a Dynamox, que oferece uma plataforma inovadora de monitoramento de condições: métricas para telas é a primeira solução que utiliza a instrumentação fácil de instalar da Dynamox, que pode ser complementada com serviços abrangentes de valor agregado, e recursos de monitoramento remoto na cadeia de valor do cliente.

O monitoramento contínuo ajuda a evitar várias avarias potenciais. Também tem um impacto positivo na sustentabilidade, pois, o funcionamento ideal da tela permite maior tempo de atividade e menor consumo de mídia, peças sobressalentes, óleo e energia.

ACP301 – o Atuador Cilindro Pneumático, desenvolvido pela Smar, é o equipamento que atende às crescentes necessidades da indústria, principalmente relacionadas às aplicações em controle de cilindros pneumáticos.

O ACP301 combina a força dos cilindros pneumáticos com as potencialidades do posicionador microprocessado inteligente FY, que permite aplicações de controle modulado. A estrutura modular ACP permite a sua montagem nos mais diversos tamanhos de cilindros, utilizando uma única versão de suporte de montagem. O Atuador de Cilindro Pneumático (ACP301) está disponível em vários tamanhos, de acordo com a função necessária e o curso. Existem dois tipos de modelos: linear ou rotativo, para diferentes viagens de operação.

Através da ação do posicionador FY301, a posição do cilindro pneumático de dupla ação é controlada com o uso do sistema magnético linear ou rotativo, via efeito Hall. Este sistema de posicionamento supera uma das maiores desvantagens da ação pneumática, a saber, a obtenção de batentes intermediários dos cilindros. Mais do que simplesmente levar o microprocessamento para o cilindro, o ACP301 é apresentado em suas versões linear e rotativa, o que dá ao usuário liberdade de aplicação em diversos elementos de controle final, como amortecedores (para controle de lote de fornos), barragens de água, grandes válvulas e outras aplicações, que requerem controle de movimento. O ACP301 recebe um sinal no protocolo padrão de 4 a 20 mA, emitido pelo controlador, que ativa e direciona o cilindro para sua posição exata, conforme necessário, e em conformidade com a estratégia e sintonia da malha de controle em que é aplicado. Ao incluir inteligência no cilindro, o ACP301 permite ao usuário configurar o recurso de abertura do cilindro com o sinal de controle recebido. Além disso, o uso fácil do protocolo de comunicação HART, em poucos minutos, fornece uma interface simples entre o campo e a sala de controle, e vários recursos que reduzem os custos de instalação, operação e manutenção.

Metrologia industrial

Na metrologia industrial, a calibração dos instrumentos de medida e de controle de processos visa a garantir a confiabilidade das medições e, em consequência, a qualidade dos produtos acabados. A calibração é compreendida pela comparação entre os valores indicados por um instrumento de medição, e os valores indicados em um instrumento padrão de classe superior, a calibração proporciona uma série de vantagens, como garantir a rastreabilidade das medições, isto é, sua relação a referências estabelecidas por padrões nacionais ou internacionais, através de uma cadeia de comparações; reduzir as variações de especificações técnicas dos produtos; prevenir defeitos, como parte da manutenção preventiva, e compatibilizar as medições; padronizar os trabalhos.

O Laboratório de Calibração Prymelab, da Presys, é acreditado pela CGCRE (sob o n° CAL 193 - ABNT NBR ISO/IEC 17025:2017), pertencente à rede Brasileira de Calibração, e segue o sistema de gestão da qualidade em conformidade com a norma NBR ISO9001:2015.

O Prymelab realiza certificação de instrumentos de pressão na faixa de 2Pa até 1600 psi (1100 bar), nos modos manométrico, absoluto e vácuo, com incertezas de até 80 ppm (manômetro digital), até 100 ppm (manômetro analógico), e até 150 ppm (transdutor de pressão); de instrumentos de temperatura

• Ponto Fixo da Prata (961,78ºC) para sensor termopar com incertezas de até 0,10ºC.

• Ponto Fixo do Alumínio (660,323ºC) com incertezas de até 0,015ºC.

• Ponto Fixo do Zinco (419,5270ºC) com incertezas de até 0,0051ºC.

• Ponto Fixo do Estanho (231,9280ºC) com incertezas de até 0,0038ºC.

• Ponto Fixo do Gálio (29,7646ºC) com incertezas de até 0,0013ºC.

• Ponto Triplo da Água (0,0100ºC) com incertezas de até 0,0010ºC.

• Ponto Fixo do Mercúrio (-38,8290ºC) com incertezas de até 0,0019ºC.

• Faixa de -55 até 660ºC para sensor termorresistivo/termômetro digital com sensor termorresistivo, com incertezas de até 0,01ºC.

• Faixa de -55 até 1100ºC para sensor termopar/termômetro digital com sensor termopar com incertezas de até 0,10ºC.

• Faixa de -200 até 800ºC para indicador/controlador/simulador de termorresistências, com incertezas de até 0,03ºC.

• Faixa de -250 até 2300ºC para indicador/controlador/simulador de termopares, com incertezas de até 0,02ºC.

• Faixa de -55 até 420ºC para banho termostático, com incertezas de até 0,04ºC.

• Faixa de -80 até 1100ºC para calibrador de temperatura com bloco seco, com incertezas de até 0,20ºC e E instrumentos de eletricidade:

• Faixa de 1 mV até 100 Vcc com incertezas de até 0,8 μV.

• Faixa de 10 μA até 100 mAcc com incertezas de até 8 nA.

• Faixa de 1 Ω até 100 kΩ com incertezas de até 0,18 mΩ.

Rio Oil & Gas, presencial, recebe 58 mil visitantes

A indústria do petróleo vai investir US$ 183 bilhões no Brasil, nos próximos dez anos, disse Roberto Ardenghy, presidente do IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – na cerimônia de abertura da Rio Oil & Gas 2022. Ele falou também que devem ser criados 500 mil empregos, e recolhidos US$ 622 bilhões aos cofres públicos, com a produção de petróleo e gás, no país, na próxima década.

A20ª edição da Rio Oil & Gas recebeu mais de 58 mil visitantes, durante os quatro dias do evento, que contou com mais de 400 expositores, reunidos em 51 mil m2 de seis pavilhões do Boulevard Olímpico. Foram 268 horas de conteúdo presencial, e 450, online. O presidente da Petrobras, Caio Paes de Andrade, que participou virtualmente, destacou o papel que a companhia tem a contribuir na abertura do setor e do processo de transição energética.

Robert Johnston, especialista em energia da Columbia University, ressaltou que o atual cenário geopolítico oferece muitas oportunidades para o Brasil, que ele vê como um líder setorial em bioenergia e minerais críticos. E tem atuado para ampliar a participação das renováveis na sua matriz energética. A utilização da energia eólica, por exemplo, vem tornando-se uma forte aliada na redução da emissão dos gases do efeito estufa, e no caminho para a transição energética. A Gerente de Desenvolvimento de Negócios da TotalEnergies, Fernanda Scoponi, disse, durante a apresentação “Wind Offshore Business”, que o “Brasil possui vasta extensão da linha costeira, profundidade das águas disponíveis e a força dos ventos para o desenvolvimento dessa fonte de energia”.

Durante os “Diálogos – Segurança energética em um momento de transição”, ressaltou-se que a transição e a segurança energéticas sofreram grande impacto com a guerra na Ucrânia, mas precisam continuar como destaque nas agendas, rumo a uma economia zero carbono. E um dos caminhos apontados é a necessidade de se estabelecerem novos padrões no consumo de energia.

A CEO da OGCI Climate Investments, Dr. Pratima Rangaranjan, defendeu mudanças radicais no padrão de consumo energético e de matérias-primas, em escala global. “Precisamos reordenar nossas prioridades de consumo e investimento. E reduzir as fontes de energia, não precisamos de tantas alternativas, mas sim de eficiência energética.” Carlos Pascual, Senior Vice-President for Global Energy da S&P Global Commodity Insights, concordou com a premente mudança de padrões de consumo, e alertou que as san-

ções europeias contra a Rússia podem elevar o preço do barril de petróleo.

“Tomamos a decisão de intensificar o investimento na área social” apontou Flavio Ofugi Rodrigues, vice-presidente de Relações Corporativas da Shell Brasil, que ainda falou que a transição energética deve ser justa e planejada, que proteja países e populações mais vulneráveis. Flávio apresentou mais detalhes sobre o compromisso social da companhia, que segue a estratégia Powering Progress, centrada em quatro eixos: alcançar emissões líquidas zero, até 2050, gerar valor para os acionistas, respeitar a natureza e impulsionar vidas. “Identificamos que a sociedade quer mais das empresas, é importante medir e analisar como impactamos o mundo em métricas sociais também”.

O executivo ainda falou do potencial brasileiro de se tornar um “gigante verde”, e como a Shell vem adaptando seu portfólio. “O Brasil é muito importante na área de upstream para a companhia, e vamos continuar investindo nesse setor. Mas, o espaço para renováveis é fundamental. Por isso, investimos em etanol, em parceria com a Raízen, energia solar, eólica, e defendemos uma agenda regulatória, que é um ponto importante para o setor renovável, já que outros países estão alguns passos à frente neste quesito”.

A conversa foi mediada por Fernanda Delgado, diretora executiva corporativa do IBP, e contou com a participação de Rodrigo Vilanova, vice-presidente executivo

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de gestão de energia na Galp, Elbia Gannoum, diretora executiva na ABEEólica, e Raquel Coutinho, gerente de quantificação e transparência em emissões da Petrobras. @Yellow/IBP

bras, o petróleo seguirá relevante na transição energética. “Em todos os cenários, mesmo naqueles mais drásticos de redução de consumo de petróleo e gás, essas fontes continuam em um ambiente onde teremos limitado a temperatura global a 1,5ºC. Serão os óleos de altíssima eficiência, chamados de excelência operacional. Eles vão garantir a competividade como uma alternativa, aceita em um mundo onde gás de efeito estufa tem de estar limitado”, finalizou Raquel, que participou do painel ‘Custos e oportunidades sociais da descarbonização’.

Para o presidente da ExxonMobil, Alberto Ferrin, “o Brasil tem todos os ingredientes para liderar a transição energética, com ambiente fiscal estável, bons parceiros, pessoas capacitadas”. Segundo ele, a demanda por acesso à energia segura vai aumentar, enquanto o petróleo e o gás permanecerão como parte importante da matriz energética.

No painel “As novas fronteiras exploratórias e os grandes projetos de DP para suporte a uma transição energética segura”, Ferrin destacou que a companhia irá investir US$ 15 bilhões, nos próximos seis anos, para encontrar soluções para zerar emissões de CO2, e que a captura de carbono será um dos pilares da ExxonMobil para a transição energética, no longo prazo.

Veronica Coelho, presidente da Equinor Brasil, afirmou que a companhia norueguesa tem a meta de reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 50%, até 2030. Para isso, mais da metade dos investimentos da empresa serão direcionados a renováveis e soluções de baixo carbono. Fernando Borges, diretor-executivo de Exploração e Produção na Petrobras, ponderou que o caminho para a transição energética está nos ecossistemas de energia, que criam sinergias entre exploração e produção de petróleo, e projetos de energia limpa, levando à redução das emissões líquidas de carbono. Para ele, “o futuro da energia caminha junto com o futuro da indústria de óleo e gás”.

Mas o CEO da Galp, Andy Brown, mostrou o tamanho do desafio para reduzir em 1,5oC a temperatura do planeta, como estabelecido no Acordo de Paris. O executivo colocou a indústria de óleo e gás como ator central nesse processo. “Para reduzir a temperatura em 1,5 oC, temos de descarbonizar nossa matriz, 15% ao ano. Estamos alcançando apenas 1,4% ao ano. Então precisamos trabalhar ainda mais”, disse Brown.

Segundo Raquel Coutinho, gerente de riscos da Petro-

Mas, a estrela da transição ainda parece ser o gás natural, que tem flexibilidade e resiliência à matriz energética, como disse Luiz Augusto Barroso, CEO da PSR, opinião compartilhada por Thiago Barral, Presidente da EPE, que enfatizou que o gás natural continuará tendo um papel no setor elétrico, como complemento das energias renováveis intermitentes, ressaltando que a descarbonização da matriz energética também passa pela substituição por gás de outros combustíveis fósseis na indústria e no transporte. E Gabriel Kropsch, vice-presidente da Abiogás, confirmou que “o biogás e o biometano têm potencial muito elevado no Brasil, equivalente a 120 milhões de m3/a, e que os projetos podem ser desenvolvidos muito rapidamente, e com custos de operação muito baixos. O avanço dos combustíveis alternativos renováveis tem sido apelidado de ‘Pré-Sal Caipira’, e seu potencial, visto como complementar ao crescimento da produção de gás natural, a partir das reservas do Pré-Sal”.

Outra vertente importante sobre o gás analisada foi a regulação, que, segundo Eneva, 3R Petroleum e PetroReconcavo, tem impacto direto no desenvolvimento do negócio de gás natural. “As regras têm de ser pensadas para não inviabilizar o negócio. O segmento de óleo e gás, particularmente, possui um risco mais elevado. Para lidar com isso, é necessário ter mecanismos de gestão de riscos. O ativo Azulão-Jaguatirica (campo produtor de gás associado à geração térmica), no Amazonas, foi feito com a avaliação de mitigadores de riscos. Esse é o nosso core business”, afirmou Camila Schoti, gerente geral de Comercialização de Energia, Gás Natural e Líquidos da Eneva, que acrescentou que o produtor precisa ter a segurança de que o investimento terá retorno, portanto, o arcabouço regulatório deve buscar essa premissa.

Em conversa com Décio Oddone, CEO da Enauta, o governa-

dor de Neuquén, Omar Gutierrez, afirmou que a Argentina pretende ser autossuficiente em energia, e que estão trabalhando para aumentar a produção de gás natural e sua exportação. “Vaca Muerta é política de estado para transformar recursos em riquezas. Nós já conseguimos reduzir o custo de produção em 50%, e queremos agora aumentar a exportação. Vamos começar a construir gasodutos. Temos projetos, tanto no setor público, quanto no privado, e temos de continuar a trabalhar no desenvolvimento da indústria do país. O gás será muito importante para a transição energética”, afirmou o governador, que destacou que, atualmente, 20% da produção da região é exportada.

cia-fundadora da Catavento Consultoria.

Pascual avalia que a guerra da Ucrânia mudou toda perspectiva internacional do segmento de energia. Outro desafio é a demanda da China por petróleo e gás, que pode crescer, com a retomada macroeconômica do país. Segundo Pascual, o segmento de petróleo e gás ainda será cobrado globalmente por iniciativas de descarbonização e redução de emissões de gases de efeito estufa. O executivo defende que as inovações de hoje devem ser parte da mesa de discussão setorial.

E, no meio dessas discussões, a Rio Oil & Gas recebeu o certificado de neutralização para as emissões de carbono geradas no evento. Esta é a primeira vez que a feira é carbono zero. A diretora-executiva corporativa do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Fernanda Delgado, recebeu o certificado de neutralização do diretor-executivo da plataforma BlockC, Carlos Mathias Martins, responsável por intermediar a aquisição dos créditos equivalentes a 170 toneladas da CO2, na abertura da Arena ESG. Esta é a quantidade estimada de emissões, provenientes sobretudo dos geradores de eletricidade do evento. Os créditos adquiridos foram gerados pelo projeto Envira Amazônia, uma área florestal de mais de 39 mil hectares no Acre, que desenvolve atividades agroflorestais em parceria com comunidades locais. A operação de aquisição foi realizada na bolsa global de créditos de carbono ACX (Aircabon Exchange).

O potencial do Brasil para liderar a transição energética global, especialmente com o aperfeiçoamento do seu arcabouço regulatório e consolidação de novas fontes de energias limpas – como eólica, solar e biomassa – para o crescimento macroeconômico nacional, com reflexos positivos na indústria, foi ressaltado por Carlos Pascual, Senior Vice-President for Global Energy da S&P Global Commodity Insights, entrevistado por Clarissa Lins, só-

Cada discussão sobre o tema reforça o fato de que o Brasil reúne vantagens competitivas, que colocam o país como polo de atração de investimentos e oportunidades, visão compartilhada por Luís Henrique Guimarães, CEO da Cosan. Para o executivo, as cinco vantagens competitivas do Brasil – grande produção de alimentos, oferta de petróleo e gás, protagonismo em energias renováveis, mineração de alta qualidade, e um potencial para emissão de créditos de carbono – formam o cenário perfeito para acelerar o desenvolvimento do país. “ Passamos por um período de instabilidade mundial, onde se debate o custo de energia alto e a importância da segurança energética. As empresas terão de olhar em quais países e locais terão de investir. E o Brasil tem atrativos, como menor custo de energia, em comparação com outros países, o que é uma variável importante para as indústrias. Sou otimista ”, afirmou Guimarães. O executivo ressaltou o mercado de carbono como um diferencial competitivo. “ O offset de carbono, em várias formas, será uma moeda, uma mercadoria de muito valor. O Brasil pode produzir mais crédito de carbono do que muitos países juntos ”. Guimarães aposta ainda no desenvolvimento de biocombustíveis avançados, como o etanol de segunda geração, e os combustíveis de aviação mais sustentáveis (SAFs).

@Yellow/IBP

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E a tecnologia tem papel fundamental no futuro da indústria, avançando rumo à descarbonização, com garantia de acesso à energia por toda população – destacaram especialistas, frente à relevância da pesquisa e das inovações, para transformar em realidade as metas do setor, num cenário de mudanças climáticas e demanda crescente por energia.

Fernanda Delgado, diretora executiva corporativa do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, destacou a necessidade de investimentos para concretizar essas novas tecnologias: serão demandados US$ 90 bilhões, até 2026, em inovações para promoção do netzero, e 50% dos novos processos e tecnologias ainda não foram criados, de acordo com Agência Internacional de Energia. Para o professor de sustentabilidade da UFRJ, Millad Shadman, a eletrificação, a eficiência e a transição energética nos segmentos de O&G e energia devem estar integradas, para se alcançar a neutralidade de carbono, até 2050. O gerenciamento do mix energético – também composto por eólica, eólica offshore e solar – é fundamental para o avanço de uma política de baixo carbono, avalia Elbia Gannoun, presidente da ABEEólica. Ela defende que o Brasil deve ser parte de um dos principais blocos de investimentos do mundo, para desenvolvimento de inovações e tecnologias

José Formigli, CEO da Forsea Engenharia, afirmou que a tecnologia é um dos pilares do crescimento da produção de óleo e gás no Brasil, e é fundamental para que os projetos sejam seguros, eficientes e com limites cada vez mais baixos de viabilização econômica. Maiza Pimental Goulart, gerente executiva do Cenpes – Centro de Pesquisa da Petrobras –, ressaltou que, nos últimos dez anos, a empresa evoluiu muito no Pré-sal, por conta do uso de tecnologia avançada, e busca mais parcerias, com empresas, academias e centros de pesquisa.

O papel da infraestrutura teve destaque nos painéis do evento, por ser um dos gargalos no desenvolvimento do país, inclusive no que diz respeito à descarbonização. Para Thiago Barral, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), é preciso combinar investimentos públicos e privados, para aumentar o investimento do PIB na melhoria da infraestrutura brasileira. Fernanda Delgado lembrou que o mercado e números expressivos apontam que o Brasil já fez a sua transição energética. “Muitos dizem que já fizemos a nossa transição. 85% da nossa matriz de energia elétrica é totalmente renovável. Além disso, o Brasil já sai na frente, por termos o biodiesel. As refinadoras vão ter de se adaptar a um futuro de combustíveis alternativos”, afirmou.

E o mercado de combustíveis deve crescer, de 25% a 30%, até 2035, o que mostra sua relevância para a

matriz energética. Para atender essa demanda, é preciso um mercado cada vez mais aberto, competitivo, e com investimentos em infraestrutura, destacou Marcelo Araújo, diretor do grupo Ultrapar. “Temos ainda um desafio de infraestrutura, para atender essa demanda de 30%. Estudo do IBP estima necessidade de R$ 118 bilhões de investimentos em infraestrutura, e que devem reduzir em R$ 2,6 bilhões, por ano, do custo total de distribuição”, ressaltou Araújo.

Premiações

@Yellow

Rodrigues de Melo Silva e Adrianno Farias Lorenzon (Abrace)

Transformação digital

*A new application for scal & pvt to manage, analyze, simulate & integrate data throughout the rock and fluid characterization workflow

Autores: Sofia Pamplona Bittencourt, Vinicius Girardi Silva e Igor Tibes Ghisi (ESSS – Engineering Simulation and Scientific Software)

ESG

*ESG na indústria de óleo e gás – importância da mentoria na diversidade de gênero Autores: Keurrie Cipriano e Carla Rosa Cabral (Petrobras)

Transição energética

*Opções tecnológicas para operação da Refinaria Abreu e Lima, em um cenário de Brasil CO2 neutro em 2025 Autores: Aline Teixeira de Carvalho, Pedro Rua Rodriguez Rochedo, Alexandre Szklo e Roberto Schaeffer (Coppe/UFRJ)

Este ano, o prêmio Leopoldo Miguez de Mello foi entregue a José Formigli, presidente da Forsea Engenharia, e ex-diretor da Petrobras. O IBP também entregou o Prêmio Plínio Cantanhede para os melhores trabalhos técnicos, em seis categorias (upstream, mid e dowstream, gás natural e energia, transformação digital, ESG e transição energética), entre mais de 500 inscritos.

Prêmio Plínio Cantanhede 2022:

Upstream

*Tyra topside decommissioning using steam case study Autores: Jan Erik Eriksen e Gustavo Eiras Geraldes Duarte (IKM Testing)

Midstream e downstream

*Um modelo autônomo nas operações de caminhõestanques nos terminais de distribuição de combustíveis Autores: Izabelle Maria Anolin Bastos Gomes, Davi de Franca Carneiro, Felipe Leite Fagundes, João Guilherme Lisboa, Vicente Ferrer do Carmo, Eduardo Pedreira Porfiro, Marcos Vinicius de Miranda, Marcos Vinícios Gonçalves, Ulisses Cypriano dos Santos, Claudia Reigada Marques de Vasconcelos (Vibra Energia)

Gás natural e energia

*Indicadores de competitividade regulatória de gás natural nos estados brasileiros

Autores: Natália Seyko Inocencio Aoyama, Juliana

Menção honrosa edição 2022 - Upstream *Nova tecnologia covallox – o segredo mais bem guardado até agora Autor: Leonardo Mukim ee Moraes (Jotun)

Menção honrosa edição 2022 - Midstream e downstream *Avaliação técnico-econômica do potencial de coprocessamento de biomassa no parque de refino nacional Autores: Letícia Gonçalves Lorentz, Bruno Scola Lopes da Cunha, Pedro Rua Rodriguez Rochedo (Coppe/UFRJ)

Menção honrosa edição 2022 – Gás natural e energia *Princípios de intercambialidade do gás natural – contribuição técnica para a atualização da RANP 16/2008 Autores: Marcelo F. Mendes (Shell), Aurelito Ramos de Oliveira Filho (Repsol), Erick Gonzales (Equinor), Leonardo Gama dos Santos e Ricardo Pinto (Petrobras), Jorge Paulo Delmonte e Marcio Valdemar Santana Teixeira (IBP)

Menção honrosa edição 2022 – Transformação digital *Natural language processing in the oil & gas industry: challenges, applications and future trends Autores: João Tadeu Vidal de Sousa, Marciele de Menezes Bittencourt, Anderson da Silva Brito Sacramento, Michel Silvério, Beatriz Santana Fagundes Souza de Lima, Vitor Jordão e Marcelo Eduardo dos Anjos (Sidi); Augusto Mello Rangel e Álvaro Abrao (Geogin)

Menção honrosa edição 2022 – Transição energética *Ensaios regulatórios voltados à descarbonização no setor de E&P no Brasil

Autores: Jessica Barreto e Moraes e Tabita Yaling Cheng Loureiro (ANP)

Exposição

Com a previsão de investimentos da ordem de R$ 100 bilhões, até 2025, segundo dados da Abespetro – Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo –, os mercados de óleo e gás continuam sendo bastante atrativos para os fornecedores que atuam na área. Os 400 expositores que tomaram seis pavilhões do Boulevard Olímpico, e receberam os 58 mil visitantes, mostraram sua história, seus produtos – novos e tradicionais – e reafirmaram a sua competência. Dentre eles, destacamos:

A Petrobras recebeu mais de 5 mil visitantes em seu estande, e apresentou 110 trabalhos técnicos. A companhia promoveu experiências imersivas em tecnologias utilizadas no Pré-sal, e conteúdos interativos sobre projetos de conservação de florestas e descarbonização.

@Vivian Fernandez/Petrobras

O presidente da Petrobras, Caio Paes de Andrade, participou do “CEO Talks” com o Diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, Rafael Chaves. Ambos falaram sobre o futuro de baixo carbono e o papel da Petrobras nesse cenário. “Sabemos que a transição energética depende – e muito – do sólido expertise tecnológico pavimentado pela indústria de óleo e gás no país, especialmente pelo time da Petrobras. Por isso, temos todas as condições de sermos protagonistas dessa transição no país”, disse Paes de Andrade. “Nosso propósito é transformar nossa capacidade técnica acumulada em quase 70 anos de história em soluções concretas para uma transição energética justa e inclusiva”, complementou. Na cerimônia de encerramento do evento, a engenheira da Petrobras, Keurrie Cipriano, recebeu o prêmio Plínio Cantanhêde, na categoria ESG (práticas ambientais, sociais e de governança). O artigo de sua autoria, em parceria com a também profissional da companhia Carla Rosa, destacou a importância da mentoria feminina para a diversidade de gênero do setor.

“A indústria precisa se reinventar e ser mais equânime, em relação à presença feminina. As novas gerações estão chegando carregadas de propósito, defendendo como nunca a diversidade nas empresas. Daí a necessidade de o setor se tornar mais atrativo para essa geração”, destacou Keurrie, gerente de operações da plataforma Cidade de Paraty, no Pré-sal da Bacia de Santos, que atua em iniciativas ligadas à mentoria feminina na SPE (Society of Petroleum Engineers), e na própria Petrobras. “A mentoria feminina serve como mola propulsora, para ampliar a presença de mulheres líderes no setor, aumentando a autoconfiança e contribuindo para o desenvolvimento dessas profissionais. Além disso, incentiva a criação de redes de apoio entre colegas, quebrando barreiras, construindo pontes, e gerando oportunidades únicas de conexão”, destacou.

A contribuição da UBE está justamente na oferta de tecnologias inovadoras em membranas para a separação de gases. O negócio de Membranas para o setor começou em 1978 e, desde então, a empresa desenvolveu diferentes tipos de membranas para a separação de gás para N, remoção de CO, recuperação de H, desidratação e secadores de ar, todas feitas com poliamida-hollow-fibras de altíssima resistência ao calor, excelente resistência química e força mecânica. As membranas desenvolvidas pela empresa garantem eficiência e segurança no upgrade do biogás para o biometano, resultando em um combustível que atende as normas estabelecidas pela ANP – Agência Nacional do Petróleo –, mais versátil que os outros energéticos, e que pode ser aplicado de forma complementar ao gás natural e ao diesel. Dentre as principais vantagens do uso da tecnologia de membranas, frente a outras tecnologias para o processo de upgrade de biogás, destacase a não utilização de insumos químicos ou água para remoção do CO2. Devido à sua configuração modular, tanto a operação, manutenção e um possível scale-up da planta são muito simples.

Boa parte do excelente desempenho do mercado é possível, graças à alta tecnologia que vem sendo aplicada no setor. Entre estas tecnologias de ponta, destacamos as inovadoras membranas para a separação de gases que a UBE, um dos principais players globais deste setor, apresentou na Rio Oil & Gas 2022. Em seu portfólio, a empresa destacou as membranas para geração de nitrogênio, enriquecimento de gás natural, upgrade de biogás em biometano, recuperação de hidrogênio, desidratação de etanol, entre outras.

“A ideia é apresentar tecnologias de última geração, que apoiem a indústria e os clientes brasileiros, neste processo de separação de gases e, assim, atingir as metas definidas pelo Governo brasileiro no programa ‘Metano Zero’, encabeçado pelos Ministérios do Meio Ambiente e de Minas e Energia. O biometano é considerado um combustível renovável, obtido a partir da purificação do biogás, e que pode ajudar na diversificação da matriz energética brasileira. Além de gerar novos negócios, investimentos e empregos para nosso país. E o programa ‘Metano Zero’ é uma iniciativa pioneira do Governo brasileiro, para atuar de forma racional e equilibrada na proteção ambiental, a partir do tratamento de resíduos orgânicos, para gerar biogás e biometano”, pontua Carlos Catarozzo, (primeiro à esquerda na foto) Diretor da UBE América Latina.

Segundo o Panorama do Biogás no Brasil 2021, lançado pelo CIBiogás, houve um aumento de 16% no número de plantas em operação, e 10% no volume de biogás produzido em 2021, em comparação a 2020. As plantas em operação produziram 2,3 bilhões de Nm³ de biogás em 2021; para 2022, espera-se um aumento acima de 22%, com a entrada em operação das 56 plantas que estão em fase de implantação, ou em reforma. Unidades focadas na geração de biometano, para autoconsumo ou comercialização, totalizam 10 plantas, número que corresponde a 23% do volume total de biogás produzido em 2021 – números que influenciam nas metas de descarbonização de países que têm grandes potenciais para gerar o biogás, como o Brasil.

Tradicional expositora do evento, a Yokogawa participou mais uma vez da Rio Oil & Gas, e mostrou

ao público visitante suas tecnologias, com destaque para o Rotamass TI, um medidor de vazão utilizado para tarifação e medição de custódia, e que agora é certificado para transferência de custódia no Brasil, e o FlowCam, um sistema preciso de análise de partículas por imagem, que possibilita informações de contagem e concentração de partículas de óleo em água, e controle da qualidade da água produzida, com resultados em apenas 10 minutos.

A Yokogawa também marcou presença no stand da Fluxo com o FluidCom, solução completa para controle de injeção química. Possui tecnologia para medição simultânea de controle e dosagem, indicado para dosar automaticamente aditivos químicos, como inibidores de incrustação, de corrosão, antiespumantes, entre outros.

rer dos mais de 2 mil projetos realizados.

Em seu estande, a companhia apresentou a reconhecida capacidade técnica e excelência na gestão ambiental e de segurança do trabalho, na execução de obras industriais nos setores de óleo e gás, química e petroquímica, papel e celulose e energia, cuja complexidade dos projetos demandam alta especialização, para garantir previsibilidade e eficiência. O espaço trouxe também uma parte dedicada ao complexo Enseada, um empreendimento também do Grupo Novonor, localizado na Bahia, e que atua como um hub de soluções em atividades navais, industriais e logístico-portuárias.

“Temos um amplo portfólio de soluções para esse mercado, com os diferenciais de inovação, robustez, eficiência e toda a expertise que a Tenenge acumulou, ao longo dos 67 anos de história, contribuindo com projetos estratégicos para o crescimento do Brasil”, afirma Mauricio Almeida, diretor de Plantas Industriais na Tenenge.

Atualmente, a Tenenge executa o projeto de expansão da planta de Eteno Verde para a Braskem, no Rio Grande do Sul; o projeto do fechamento do ciclo combinado da Usina Termelétrica de Santa Cruz, no Rio de Janeiro, para Furnas; a construção do Terminal Gás Sul para a New Fortress Energy, em Santa Catarina; manutenção industrial para Acelen, na Bahia, e para a Braskem, nos estados de Alagoas, Bahia, São Paulo, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul. Além disso, atua na aquisição de insumos para a construção do Terminal Oceânico de Barra do Dande, em Angola, empreendimento da Sonangol.

A Tenenge esteve presente em mais uma edição da Rio Oil & Gas, para apresentar os diferenciais de seu portfólio, destinado ao mercado industrial. Ao longo de sua história, a empresa realizou 18 usinas termelétricas, responsáveis pela geração de mais de 6 mil MW de energia para todo o Brasil, 16 plantas químicas e petroquímicas, nove plantas de papel e celulose, mais de 5 mil quilômetros de gasodutos, além de obras marítimas, plataformas e serviços offshore e usinas de bioenergia. A empresa tem uma tecnologia proprietária para planejamento e execução de empreendimentos, o SGP (Sistema de Gerenciamento de Projetos), composto por diversas ferramentas desenvolvidas in house, no decor-

A Metroval, tradicional empresa expositora do evento, levou para a Rio Oil & Gas a mais alta tecnologia para medição de fluídos, e seu estande esteve sempre repleto de visitantes

Sempre com foco em oferecer soluções em alta pressão, a Flutrol participou, mais uma vez, da Rio Oil & Gas, expondo uma linha completa de equipamentos e componentes para todos os níveis de pressão, através da distribuição autorizada de grandes marcas internacionais e equipamentos próprios, com linha padronizadas e customizadas, reconhecidas no mercado, e com uma equipe altamente especializada atendendo os visitantes.

Apresentou seus mais recentes lançamentos: Analisador de partículas portátil, Central de registro de teste, e sistema portátil de pré carga.

@API/Rogério Resende

para obtenção do certificado API, para que os inspetores possam demonstrar sua competência para o setor. A cerimônia de lançamento teve a presença da vice-presidente do API, Anchal Liddar, e do presidente da Abendi, Angelo Alberto Bellelis, durante a Rio Oil & Gas 2022.

Os ensaios não destrutivos consistem em técnicas utilizadas na inspeção de materiais e equipamentos, sem destruí-los ou danificá-los. Seu uso vai, desde a fabricação, construção e montagem, até a manutenção. Desde 2020, as entidades têm uma parceria que inclui treinamento e troca de informações, para facilitar a comunicação técnica com o mercado brasileiro, e colaborar em fóruns conjuntos, para facilitar o intercâmbio entre especialistas brasileiros e americanos na indústria do petróleo e gás.

As técnicas oferecidas estão entre as principais ferramentas de controle da qualidade e monitoramento de materiais e componentes. Elas são amplamente utilizadas em diversos setores da indústria, especialmente no setor de petróleo e petroquímico. A certificação API vai apoiar estes setores a encontrarem profissionais especializados no Brasil, e ajudar a abrir portas para empresas de inspeção e inspetores, que buscam demonstrar sua expertise competitiva e tecnológica em um mercado global. Os programas de certificação e normas do API abrangem inspetores da indústria, lubrificantes, sistemas de gestão e equipamentos, bem como serviços usados todos os dias durante a exploração, perfuração, produção e refino de petróleo e gás natural.

A parceria vai abranger as seguintes certificações: API QUPA – Phased Array – Ultrassom Phased Array; API QUSE – Sizing – Ultrassom – Dimensionamento; API QUTE – Detection – Ultrassom Detecção; API QUTETM – Thickness Measurement – Ultrassom Medição de Espessura; API QUSE-PA – Crack Sizing – Ultrassom – Dimensionamento de Trinca e API QUTE-LSP – Long Seam Pipeline – Ultrassom – Tubo com Costura.

O API – American Petroleum Institute, em parceria com a Abendi – Associação Brasileira de Ensaios Não Destrutivos e Inspeção –, lançou, em seu stand, a certificação API de inspetores de ensaios não destrutivos.

O instituto americano baseado Washington oferece, pela primeira vez fora do país sede, o exame prático

A Bunker One, multinacional dinamarquesa de fornecimento de combustíveis marítimos, levou para a Rio Oil & Gas 2022 a embarcação BONO II, onde se podia ter uma experiência única, em um tour guiado sobre a logística de entrega de combustíveis para embarcações.

ávidos por soluções. Representantes das empresas parceiras internacionais da Metroval também estiveram presentes, FLEXIM – KOSO Kent Introl Ltd – Flow Management Devices – Agar Corporation, Inc.

Prêmio ANP de Inovação Tecnológica

Na abertura da cerimônia de entrega do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica (07/12), o Diretor-Geral da ANP, Rodolfo Saboia, falou que “o evento é, sobretudo, uma forma de incentivarmos e reconhecermos os projetos realizados com recursos da Cláusula de PD&I de maior impacto para a sociedade”.

Os vencedores por categoria:

Categoria I: Projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Exploração de Petróleo e Gás”, Título: Magnetoestratigrafia na exploração de petróleo, a grande promessa de calibração temporal de alta precisão e correlação de estratos em ultra-alta-resolução, da Petrobras com USP e UFRGS

Categoria II: Projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Produção de Petróleo e Gás”, Título: Viabilização de uma nova configuração de Completação Inteligente em Poço Aberto, PACI 2, através do desenvolvimento de Válvula de Produção e Atuador Residente, da Shell e Petrobras com a Welltec do Brasil (foto maior embaixo)

Categoria III: Projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática geral “Transporte, Dutos, Refino e Abastecimento”, Título: Solid² - sistema de detecção, localização e identificação de danos em dutos, da Petrobras com UFRJ

Categoria IV: Projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática específica “Redução de Impactos Ambientais e Energias Renováveis”, Título: Projeto Costa Norte - Desenvolvimento de Metodologia para Entendimento dos Processos Costeiros e Definição da Vulnerabilidade das Florestas de Mangue das bacias, da Enauta com Pro-Oceano Serviço Oceanográfico e Ambiental, UFPA, UFRJ, UERJ

Categoria V: Projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática específica “Indústria 4.0 / Transformação Digital”, Título: Monitoramento em Tempo Real da Integridade de Poços Marítimos, da Petrobras

com ESSS Scientifc Software e UFAL

Categoria: Dissertação de Mestrado no âmbito do Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP (PRH/ANP), Título: Produção integrada de etanol de cana-de-açúcar e milho em usinas flex: Simulação e análises tecno-econômica e ambiental, do PRH 039 (Programa de Especialização em Biocombustíveis) da UFSCar, Autora: Luiza Stolte Bezerra Lisbôa de Oliveira

Na categoria Personalidade da Academia 2022, foi homenageado Leone Andrade (foto à direita) - engenheiro mecânico pela UFBA, doutor em engenharia aeronáutica e mecânica pelo ITA; mestre em engenharia mecânica pela Universidade Federal de Santa Catarina; especialista em in plant training programme for welding engineers pelo Paton Electric Welding Institute, de Kiev, na Ucrânia. Atualmente é diretor de tecnologia e inovação, e reitor do campus integrado de manufatura e tecnologia do Senai – Senai Cimatec. Tem experiência na área de engenharia mecânica, com ênfase em processos de fabricação, gestão de ensino superior e pesquisa e, principalmente, em gestão de tecnologia e inovação.

David Zylbersztajn (foto à esquerda) foi o homenageado na categoria Personalidade da Indústria 2022 – engenheiro mecânico e mestre em engenharia mecânica, ambos pela PUC-Rio, além de doutor em economia da energia pela Universidade De Grenoble, na França. Foi secretário de energia do Estado de São Paulo, de janeiro de 1995 até janeiro de 1998, liderando a reforma e o processo de privatização das companhias de eletricidade e de gás do estado. Foi o primeiro diretor-geral da ANP, de janeiro de 1998 até outubro de 2001, período em que a Agência promoveu os primeiros leilões de petróleo e gás natural, e criou a Cláusula de PD&I nos contratos para exploração, desenvolvimento e produção. Foi presidente dos conselhos de administração da Eletropaulo, CESP, CPFL, Comgas, Varig E Light, e membro dos conselhos do Banco do Brasil, Brasilprev, Petrorecôncavo e Light, entre outras empresas. Foi também professor da UNICAMP, no departamento de energia, e professor e coordenador do programa interunidades de energia da USP, onde orientou diversas teses de mestrado e doutorado; atualmente, é professor da PUC-RIO, onde coordena o MBE em energia, além de membro do conselho consultivo da Norte Energia.

Cerimônia de assinatura de 58 contratos de concessão

A ANP realizou (08/12), no Rio de Janeiro, cerimônia relativa à assinatura dos contratos de blocos arrematados no 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC), realizado em abril de 2022. Os contratos, na modalidade concessão, foram assinados por representantes das empresas: 3R Areia Branca S.A. (licitante 3R Petroleum Óleo e Gás S.A.), Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda, Energy Paranã Ltda (licitante ENP Ecossistemas Energéticos Holding S.A.), Imetame Energia Ltda, Newo Óleo e Gás Ltda, NTF Óleo e Gás S.A., Origem Energia S.A., Petroborn Óleo e Gás S.A., Petro-Victory Energia Ltda, Seacrest Petróleo S.A., Shell Brasil Petróleo Ltda e TotalEnergies EP Brasil Ltda.

Os 58 contratos de concessão geraram arrecadação de R$ 422.217.152,64, em bônus de assinatura, que resultarão em, pelo menos, R$ 405.250.000,00 em investimentos, somente na primeira fase do contrato (fase de exploração). Em função da diversidade dos blocos arrematados, os investimentos ocorrerão em seis estados: Rio Grande do Norte, Alagoas, Bahia, Espírito Santo, Santa Catarina e Paraná. Os blocos foram arrematados por um total de 12 empresas.

Até dezembro de 2021, a Oferta Permanente era realizada exclusivamente em regime de contratação por concessão. Essa limitação foi superada a partir da publicação, em 24/12/2021, da Resolução nº 27/2021 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que estabelece que os campos ou blocos no Polígono do Pré-sal ou em áreas estratégicas poderão ser licitados no sistema de Oferta Permanente, mediante determinação específica do CNPE, com definição dos parâmetros a serem adotados para cada campo ou bloco. Nesses casos, a licitação será no regime de partilha da produção.

Assim, passou a haver duas modalidades da Oferta Permanente: a Oferta Permanente de Concessão (OPC), que já teve três ciclos; e a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), cujo 1º Ciclo ocorrerá no próximo dia 16 de dezembro. No 1º Ciclo da OPP, serão licitados 11 blocos, localizados no polígono do Pré-sal: Ágata, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Esmeralda, Jade, Sudoeste de Sagitário e Tupinambá, localizados na Bacia de Santos, e Água Marinha, Norte de Brava, Itaimbezinho e Turmalina, na Bacia de Campos.

A Enauta dará início a uma campanha de perfuração de três novos poços no Campo de Atlanta, na Bacia de Santos. O projeto será desenvolvido por meio da sonda semissubmersível de sexta geração Alpha Star, que irá operar em lâmina d’água de 1.550 metros. A previsão é de que a perfuração dos novos poços seja concluída em aproximadamente 7 meses.

A perfuração do primeiro poço adicional está prevista ainda para o quarto trimestre de 2022, e deve aumentar a capacidade de produção do Campo para mais de 20 mil barris de óleo, por dia. Esse novo poço substituirá um dos três conectados atualmente ao FPSO Petrojarl I (Sistema de Produção Antecipada), a partir do início de 2023. Isso permitirá uma redundância adicional ao sistema de bombeio dos poços, e fornecerá maior flexibilidade operacional ao sistema de produção. O valor estimado do poço e sua interligação ao sistema de produção é de US$ 75 milhões, sendo US$ 60 milhões para a perfuração e completação, e o restante para interligação.

O poço adicional vai gerar não apenas um incremento da produção a partir do início de 2023, mas trará maior estabilidade à operação de Atlanta.

Em seguida, iniciam as perfurações dos poços 7-ATL-6HRJS e 7-ATL-7H-RJS, os primeiros do Sistema Definitivo (SD), que aguardarão a chegada do novo FPSO Atlanta para sua interligação. A previsão de entrada em operação é para meados de 2024, permitindo a produção de até 50 mil barris de óleo, por dia, para o FPSO Atlanta.

Em uma segunda fase do projeto, a companhia planeja a perfuração de mais quatro poços, com o objetivo de manter os patamares de produção do Sistema Definitivo.

A produção no Campo de Atlanta teve início em 2018 e, em setembro de 2022, contabilizou um total de mais de 22 milhões de barris produzidos. Com a chegada do novo FPSO, a capacidade de armazenamento total será 10 vezes maior que a do atual, podendo atingir até 1,6 milhão de barris. O Campo de Atlanta está localizado na Bacia de Santos, no antigo bloco BS-4, em lâmina d´água de 1.550 metros, a cerca de 120 km da costa; é o primeiro poço a ter uma profundidade final de 3.700 metros, com um trecho horizontal produtor de 800 metros, completado com gravel pack; nos novos poços 6H e 7H, não serão descidas bombas centrífugas submersas; o método de elevação será a MPP (Multi Phase Pump).

Enauta aumenta produção com perfurações adicionais

Krafla será desenvolvido em conceito inovador

Aker BP e Equinor tomaram a decisão de investimento, e apresentaram um plano de desenvolvimento e operação para Krafla ao Ministro do Petróleo e Energia. A Aker BP desenvolverá Krafla juntamente com as descobertas de Fulla e North of Alvheim, na mesma área – Krafla foi comprovada em 2011, e os recursos recuperáveis são estimados em 325 milhões de barris de óleo equivalente. Os investimentos totais para a Krafla são de aproximadamente NOK 46 bilhões (2022-NOK).

“Krafla é mais um exemplo de como estamos redefinindo o que pode ser alcançado na plataforma continental norueguesa. Krafla será desenvolvido utilizando ampla inovação tecnológica e altos níveis de digitalização, automação e operação remota, estabelecendo assim um novo padrão para futuros desenvolvimentos offshore. Com um modelo operacional totalmente novo, o design tecnologicamente inovador melhorará a segurança, reduzirá os custos operacionais, e resultará em quase zero emissões de CO2 da produção”, diz Trond Bokn, vice-presidente sênior de desenvolvimento de projetos da Equinor.

A plataforma Krafla não tripulada é a primeira de seu tipo. Ela será operada remotamente, a partir da costa, e será construído sem um heliporto, alojamentos e botes salva-vidas. O acesso e permanência na plataforma serão realizados por meio de embarcações de operação de serviço. Os sistemas e funções foram reduzidos às necessidades básicas, para realizar o conceito não tripulado. As soluções são simples, robustas, e podem ser executadas sem operações manuais.

Soluções orientadas para o futuro foram escolhidas para facilitar uma grande parte das decisões baseadas em dados, com base no monitoramento contínuo de processos e equipamentos. Por exemplo, o planejamento de manutenção será otimizado, usando gêmeos digitais. O plano é realizar manutenções em campanhas anuais.

Com energia da costa, a Krafla será líder mundial em baixas emissões de CO2 da produção, calculadas em 0,4 kg, por barril de óleo equivalente.

Em junho, a Equinor e a Aker BP firmaram um acordo para transferir a operação,

para a fase de desenvolvimento e posterior operação, da Krafla para a Aker BP, em conexão com a apresentação do PDO. Ao mesmo tempo, as parceiras estão propondo uma mudança de nome de NOA e Krafla para Hugin e Munin, respectivamente, e que toda a área de NOAKA seja chamada de Yggdrasil.

Os investimentos totais para NOAKA são calculados em NOK 115 bilhões (2022-NOK). A estimativa global de recursos na área, que serve de base para a decisão de investimento, é de 103 milhões de metros cúbicos padrão de óleo equivalente, o que corresponde a cerca de 650 milhões de barris de óleo equivalente.

Existe um potencial considerável para mais atividades de exploração na área, o que poderia aumentar ainda mais o escopo de recursos e a lucratividade. Descobertas próximas à infraestrutura existente podem ser rapidamente trazidas ao mercado, com baixos custos e baixas emissões de produção.

Bård Gudim / Aker BP

Ilustração do campo de Krafla

Foto do grupo de representantes entregando os DOPs Representantes da Equinor, Aker BP e LOTOS entregando PDOs para a área de NOAKA para Terje Aasland, Ministro do Petróleo e Energia.

A Aker Solutions garante vários contratos

Após a apresentação do plano de desenvolvimento e operação (PDO), a Aker Solutions e seus parceiros assinaram contratos para os projetos de desenvolvimento de campo Yggdrasil (anteriormente NOAKA), Valhall PWP-Fenris e Skarv Satellites. Para a Aker Solutions, esses projetos combinados representarão cerca de NOK 50 bilhões, em entrada de pedidos, no quarto trimestre de 2022, que será a maior entrada de pedidos trimestrais da empresa. Para a empresa, espera-se que esses contratos gerem cerca de 50.000 anos de trabalho, incluindo efeitos cascata para subcontratados e outros.

“Esta entrada de pedidos recorde garantirá altos níveis de atividade e previsibilidade, em todas as localizações da Aker Solutions – na Noruega e em muitas de nossas localizações internacionais envolvidas nesses projetos, nos próximos anos, de acordo com o programa de incentivo temporário das autoridades. Também demonstra que estamos cumprindo nossa estratégia e metas de crescimento e, por meio desses projetos, teremos a oportunidade de continuar desenvolvendo um futuro mais sustentável, investindo em pessoal, digitalização, instalações de pátio e recursos de projeto”, disse Kjetel Digre, CEO da Aker Solutions.

Esses projetos serão executados por meio dos modelos de aliança da Aker BP; a Fixed Facilities Alliance, a Modification Alliance e a Subsea Alliance, onde a Aker Solutions trabalha em conjunto com os parceiros Aker BP, Subsea 7, Siemens Energy e ABB Norway. Um elemento-chave das alianças é garantir uma proporção significativa de entregas locais nos projetos.

A Aker Solutions Brasil tem um papel muito importante para a execução destes contratos: em nossa fábrica em São José dos Pinhais, no Paraná, serão produzidas 47 árvores de natal submarinas verticais e módulos de sistema de controle, com a tecnologia Vectus, entre outras soluções. Mais uma vez, a unidade brasileira vai exportar experiência, conhecimento e trabalho em equipe, focado em melhorar continuamente e superar desafios.

Para proteger a execução do projeto, bem como se preparar para o aumento da atividade nos próximos projetos renováveis, a Aker Solutions continuará investindo em funcionários, digitalização, instalações de pátio e recursos de projeto. A maioria dos próximos investimentos será nos estaleiros da empresa na Noruega, para atualizar as instalações e se preparar para o futuro.

No pátio da Aker Solutions em Verdal, a empresa investirá em uma linha de produção robotizada e automatizada, para proteger a execução e os cronogramas desses importantes projetos, por meio de produtividade e desempenho de HSSE

significativamente aumentados.

A Aker Solutions também continuará a fortalecer seus esforços de digitalização, por meio desses projetos. Como parte da execução do projeto Yggdrasil, o projeto de colaboração digital entre Aker BP, Aker Solutions, Cognite e Aize continuará. Este programa de digitalização está desenvolvendo soluções para a área de Yggdrasil, para melhorar os desenvolvimentos de campo e as operações offshore. Quem faz o quê para a área de Yggdrasil: Topsides e jaquetas

Escopo: Engenharia, Aquisição, Construção (EPC) e conexão offshore da plataforma de produção Hugin A PdQ de 28.000 toneladas (anteriormente chamada de NOA PdQ, inclui produção, utilidade, poço e alojamentos), e subestrutura de revestimento de aço, de 20.500 toneladas. O trabalho será executado na Aliança de Instalações Fixas composta por Aker BP, Aker Solutions e Siemens Energy.

EPC e conexão offshore da plataforma de cabeça de poço normalmente não tripulada Hugin B, de 2.100 toneladas (anteriormente Frøy), e sua subestrutura de jaqueta, de 4.700 toneladas.

Prazos: A fabricação da jaqueta Hugin A começará no terceiro trimestre de 2023, e a fabricação da plataforma Hugin A, na parte superior, começará no quarto trimestre de 2023. A entrega da jaqueta está programada para 2025, e as partes superiores, em 2026.

A fabricação da plataforma de cabeça de poço Hugin B está planejada para começar no primeiro semestre de 2024, com a entrega da jaqueta planejada para 2025, e os topsides, em 2026.

Fabricação: A parte superior do Hugin A será montada no pátio de Stord da Aker Solutions. A plataforma será o maior topside já montado no estaleiro Stord. Além disso, haverá entregas de Egersund, Verdal e Sandnessjøen, bem como da subcontratada Leirvik AS, em Stord.

A plataforma de cabeça de poço Hugin B e sua subestrutura com macaco serão fabricadas no estaleiro da Aker

Solutions em Verdal. 

Valor: A Aker Solutions registrará uma entrada de pedidos de cerca de NOK 22 bilhões, relacionados a esses contratos, no quarto trimestre de 2022, no segmento de Renováveis e Desenvolvimento de Campo.

Subsea 

Escopo: o sistema de produção submarina completo para o desenvolvimento do campo Yggdrasil (anteriormente chamado de NOAKA), incluindo 40 árvores submarinas verticais padronizadas, módulos de sistema de controle, baseados em Vectus 6.0, sistemas de controle topside, nove gabaritos e manifolds de seis slots, cabeças de poço e amarras associadas em sistemas. Também incluirá oito umbilicais estáticos, com um comprimento total de cerca de 90 quilômetros. O trabalho será executado na Subsea Alliance, composta por Aker BP, Aker Solutions e Subsea 7. 

Fabricação: envolverá principalmente a fabricação na Noruega e no Brasil, com entregas também do Reino Unido e da Malásia, bem como a subcontratação de gabaritos de aço. 

Linha do tempo: a fabricação está planejada para começar no primeiro semestre de 2023, com entregas finais planejadas para 2028. 

Valor: A Aker Solutions registrará uma entrada de pedidos de cerca de NOK 7 bilhões, relacionados a este contrato, no quarto trimestre de 2022, no segmento Subsea.

O escopo submarino a ser entregue para os desenvolvimentos dos campos Yggdrasil (anteriormente NOAKA) e Skarv provavelmente também levará a um futuro trabalho significativo de serviço de ciclo de vida submarino, para a empresa.

Para Valhall PWP – Fenris (ex-Rei Lear):

Topsides e Jaquetas

Escopo: EPC e conexão offshore da plataforma Valhall de produção e cabeça de poço (PWP), de 15.500 toneladas, incluindo sua subestrutura de revestimento de aço de 9.500 toneladas, bem como uma ponte de 1.100 toneladas. 

O trabalho será executado no modelo de aliança comprovado com a Aker BP e a ABB Norway. 

cação de Sandnessjøen e dos subcontratados Worley Rosenberg, em Stavanger, e AS Nymo, em Arendal.

A plataforma de cabeça de poço não tripulada Fenris, sua subestrutura de jaquetas e a subestrutura de jaquetas para Valhall PWP serão fabricadas no estaleiro Verdal, da Aker Solutions.

Valor: A Aker Solutions registrará uma entrada de pedidos de cerca de NOK 15 bilhões, relacionados a esses contratos, no quarto trimestre de 2022, no segmento de Renováveis e Desenvolvimento de Campo.

Subsea

Escopo: fabricação e entrega de três umbilicais, com extensão total de cerca de 50 quilômetros.

Fabricação: os umbilicais serão fabricados na fábrica da Aker Solutions, em Moss, Noruega.

O trabalho será executado no modelo de aliança comprovado com Aker BP e Subsea 7.

Valor: a Aker Solutions registrará uma entrada de pedidos de cerca de NOK 500 milhões, no quarto trimestre de 2022, relacionada a este contrato, no quarto trimestre de 2022, no segmento Subsea.

Modificação

Escopo: trabalho de modificação do centro de campo Valhall existente para permitir a ligação das plataformas Valhall PWP e Fenris às instalações existentes, como processo, energia e utilidades. O trabalho será executado na Modification Alliance, formada pela Aker Solutions e Aker BP.

Linha do tempo: O trabalho de pré-fabricação está planejado para começar no estaleiro da Aker Solutions, em Egersund, a partir do quarto trimestre de 2023. Isso será seguido por uma fase offshore mais longa, incluindo várias paradas nos próximos anos.

Valor: A Aker Solutions estima o valor do contrato em cerca de NOK 2 bilhões, e já incluiu essa entrada de pedidos na concessão anunciada separadamente de hoje do contrato de quadro estendido da Aker BP no segmento de Eletrificação, Manutenção e Modificações (EMM).

Para o projeto Skarv Satellite Escopo submarino

Prazos: Engenharia para começar em dezembro de 2022.

EPC e conexão offshore da plataforma de cabeça de poço não tripulada Fenris, de 2.600 toneladas, e sua subestrutura de camisa de aço de 2.900 toneladas. 

A fabricação do Valhall PWP topside e sua jaqueta estão planejadas para começar no quarto trimestre de 2023, com a entrega da jaqueta em 2025, e as topsides, em 2026.

A fabricação da plataforma de cabeça de poço não tripulada Fenris está planejada para começar no segundo trimestre de 2023, com entrega da jaqueta em 2024, e topsides, em 2026.

Fabricação: A plataforma Valhall PWP será montada no pátio de Stord da Aker Solutions, com entregas de fabri-

Escopo: o sistema de produção submarina completo para o projeto Skarv Satellites, incluindo 7 árvores submarinas verticais padronizadas, módulos de sistema de controle baseados em Vectus 6.0, sistemas de controle topside, modelos de três slots e manifolds, um manifold de cluster, cabeças de poço, e um grande número de tie -in e sistemas de conexão. Também incluirá um umbilical dinâmico e cinco estáticos, com um comprimento total de cerca de 60 quilômetros. O trabalho será executado na Subsea Alliance, composta por Aker BP, Aker Solutions e Subsea 7.

Fabricação: envolverá principalmente a fabricação, na Noruega e no Brasil, com entregas também do Reino Unido e da Malásia, e subcontratação de gabaritos de aço na Polônia.

Cronograma: entregas finais planejadas durante o primeiro semestre de 2025.

Valor: A Aker Solutions registrará uma entrada de pedidos de cerca de NOK 3 bilhões, no quarto trimestre de 2022, relacionada a este contrato, no segmento Subsea.

O escopo submarino a ser entregue para os desenvolvimentos dos campos Yggdrasil (anteriormente NOAKA) e Skarv, provavelmente, levará a um futuro trabalho de serviço de ciclo de vida submarino significativo para a empresa

Escopo de modificação

Escopo: trabalho de modificação do Skarv FPSO existente, para permitir o tie-back e integração do projeto Skarv Satellites, a ser conectado à infraestrutura existente. A Aker Solutions assinou uma carta de intenções (LOI) com a Aker BP, para iniciar a engenharia e aquisição relacionadas a itens de longo prazo para este escopo de modificação na superfície, com a intenção de converter para um

contrato EPCI completo, a ser concedido em 2023. O escopo será executado na Modification Alliance, composta por Aker Solutions e Aker BP.

Cronograma: A fase provisória inicial está planejada de dezembro de 2022 até o segundo trimestre de 2023.

Valor: A Aker Solutions estima o valor do contrato em cerca de NOK 100 milhões, relacionado a esta fase intermediária, e já incluiu esta entrada de pedidos na concessão anunciada separadamente de hoje do contrato de quadro estendido da Aker BP, no segmento EMM. Além disso, a Aker Solutions estima que um contrato de escopo completo do EPCI pode valer cerca de NOK 2 bilhões, o que poderia ser concedido em meados de 2023.

Os contratos serão formalmente assinados em uma cerimônia na sede da Aker BP hoje, sexta-feira, 16 de dezembro de 2022. Como de costume, eles estão sujeitos a aprovações regulatórias pelas autoridades norueguesas de petróleo e energia relevantes.

Santos volta à prancheta no projeto de Barossa

O projeto de gás Barossa, de US$ 4,7 bilhões, de Santos, está agora sem aprovação e, apesar de a empresa e seus proponentes utilizarem a parte recentemente adicionada do Bayu-Undan CCS do plano, como justificativa para o projeto, encontra mais um entrave, um novo relatório do Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA).

O Tribunal Federal Pleno da Austrália, em dezembro de 2022, confirmou que Santos falhou em consultar adequadamente os Proprietários Tradicionais, ao estabelecer o projeto de gás Barossa, nas Ilhas Tiwi, na Austrália. A vitória do Tribunal Federal confirmou a vitória anterior do demandante Povo de Tiwi contra o direito de Santos, de perfurar em seu país marítimo, sem consultá-los. Mas a Santos anunciou que continuaria com os pedidos de todas as aprovações restantes, para continuar com o desenvolvimento de Barossa. O Credit Suisse enfatizou que os atrasos no veredicto podem consumir muito do tempo da Santos, já que um novo plano ambiental pode levar de cinco a 18 meses, e precisa ser revisado novamente em todo o projeto.

Autor do novo relatório do IEEFA diz que, com ou sem aprovação, o projeto de Barossa não é viável, porque não é o mesmo projeto que foi aprovado em março de 2018. Ainda

que, em agosto de 2022, a Santos tenha anunciado o projeto de Captura e Armazenamento de Carbono (CCS) do BayuUndan, como forma de sequestrar uma parte das emissões provenientes do gás Barossa, o governo do Território do Norte ainda não aprovou o CCS.

O gás Barossa é um gás sujo, com seu teor de dióxido de carbono de 18%, em volume. É três vezes superior ao quase esgotado gás do Bayu-Undan (no Mar de Timor), e é seis vezes maior do que no gás processado na planta NWS LNG, em WA, o que aponta para uma intensidade de emissões de 1,5 toneladas de CO2, por tonelada de GNL, que é o dobro da média atual para a indústria australiana de GNL.

no 390 Petróleo

@MODEC

Renderização do desenvolvimento planejado do campo de Barossa.

1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha: arrecadação é 72% do máximo

A ANP realizou a sessão pública de apresentação de ofertas do 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha no dia 16 de dezembro de 2022, na cidade do Rio de Janeiro. O certame teve arrematados quatro blocos, dos 11 em oferta, gerando arrecadação de R$ 916.252.000,00 em bônus de assinatura (72% do máximo possível). Além disso, estão previstos R$ 1,44 bilhão em investimentos pelas empresas vencedoras, somente na primeira fase dos contratos (fase de exploração).

“ Hoje, obtivemos um bom resultado para o Brasil. O valor da arrecadação em bônus de assinatura representa 72% do máximo que poderia ser arrecadado, caso todas as áreas tivessem sido arrematadas. Com isso, garantimos investimentos mínimos de R$ 1,44 bilhão, que vão resultar em atividade econômica, empregos e renda para os brasileiros. Isso mostra que as áreas de maior potencial foram objeto de interesse das empresas de exploração e produção de petróleo e gás ”, afirmou o Diretor-Geral da ANP, Rodolfo Saboia

Ele destacou também o fato de duas das áreas, Água Marinha e Norte de Brava, terem tido competição. “Em Água Marinha, o percentual mínimo de excedente em óleo foi superado em 220% e, no caso de Norte de Brava, o percentual ofertado teve um ágio de quase 171,73%, em relação ao mínimo. Com isso, garantimos mais recursos para a sociedade brasileira também no longo prazo, por meio de uma maior arrecadação sobre o lucro da produção de petróleo decorrente do leilão”, completou.

Como ocorre em todas as rodadas no regime de partilha, neste certame, os bônus de assinatura (valor pago em dinheiro pelas empresas que arrematam áreas na licitação) foram fixos e determinados no edital.

Assim, o critério para escolha das empresas vencedoras https://www.youtube.com/watch?v=5DUjl2Bfxdw

foi o excedente em óleo para a União. O edital da licitação estabeleceu um percentual mínimo de excedente em óleo, a partir do qual as empresas fizeram suas ofertas.

O excedente em óleo é a parcela da produção de petróleo e/ou gás natural a ser repartida entre a União e a empresa contratada, segundo critérios definidos em contrato, resultante da diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas aos royalties devidos e ao custo em óleo (parcela da produção correspondente aos custos e aos investimentos da empresa na operação do campo).

A Oferta Permanente é, atualmente, a principal modalidade de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural, no Brasil. Nesse formato, há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais, localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas. Atualmente, há duas modalidades de Oferta Permanente: Oferta Permanente de Concessão (OPC) e Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP), de acordo com o regime de contratação (concessão e partilha). Já foram realizados três ciclos da OPC e agora, este o 1º Ciclo da OPP.

A TotalEnergies e suas co-empreendedoras, QatarEnergy e Petronas Petróleo Brasil Ltda (PPBL), conquistaram o bloco Água Marinha. A Petrobras exerceu seu direito de ter 30% de Participação e Operacionalidade. Água Marinha é um grande bloco de 1.300 km 2 , a cerca de 140 km de terra, localizado no Pré-sal da Bacia de Campos.

“A TotalEnergies tem o prazer de expandir sua presença na Bacia de Campos, com este novo bloco exploratório, ao lado de três parceiros estratégicos. Isso está de acordo com nossa estratégia de focar a exploração em bacias selecionadas de alto potencial, que podem fornecer recursos materiais de baixo custo e baixa intensidade de carbono”, disse Kevin McLachlan, vice-presidente sênior de exploração da TotalEnergies .

A TotalEnergies participará do bloco com 30% de participação, ao lado da operadora Petrobras (30%), QatarEnergy (20%) e PPBL (20%). A entrada neste bloco segue-se à entrada em 2 blocos, SM-1815 e SM-1711, na bacia sul de Santos durante o 3º Ciclo da Oferta Permanente, que aconteceu em abril de 2022.

A Shell Brasil Petróleo Ltda, em parceria com a Petrobras, arrematou o bloco exploratório Sudoeste de

Sagitário, na bacia de Santos. A Shell terá um percentual de 40% no bloco, e pagará o valor de R$ 132 milhões, a título de bônus de assinatura por sua participação no projeto. Com este novo bloco, a Shell Brasil agora detém mais de 30 contratos de óleo e gás, no país.

“Estamos muito animados com esta mais nova aquisição para o nosso portfólio de exploração no Brasil. Este leilão de oferta permanente na modalidade de partilha aumenta ainda mais nossa presença no país, que já responde por cerca de 13% da produção global da Shell em petróleo e gás”, afirmou o presidente da Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa.

A realização do 1º ciclo de oferta permanente de partilha pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) representa uma evolução do modelo regulatório brasileiro. Ao adotar o modelo de oferta permanente de leilões para áreas localizadas na região do Pré-sal pela primeira vez, a ANP dá a oportunidade às empresas de se manifestarem antecipadamente sobre os blocos dos seus interesses. A vitória de seis empresas no certame garante mais investimentos, geração de emprego e renda, e arrecadação e pagamento de royalties para governos, em benefício da sociedade. O investimento nas áreas arrematadas estimado é de R$ 432 milhões, pelo conjunto das empresas, segundo a agência reguladora. Já o percentual de óleo-lucro que será destinado à União ficou em até 220,48% acima do piso estabelecido em edital. O modelo de oferta permanente de partilha alinha os interesses empresariais e do Estado, se desdobrando em ganhos para toda a sociedade. A continuidade dos investimentos no setor depende da capacidade do país em oferecer um ambiente de negócios seguro e atrativo, e a oferta permanente contribui exatamente nesse sentido”, afirma o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Roberto Ardenghy .

Somoil avança no setor

Demorou menos de 20 anos, para a Somoil se tornar uma das maiores empresas petrolíferas privadas de Angola, mas a empresa dificilmente está descansando sobre os louros. A Somoil, como muitos independentes que operam na África hoje, está avançando com planos ambiciosos de crescimento contínuo.

Com base em sua trajetória atual, as chances de Somoil atingir seus objetivos parecem boas. A empresa opera três blocos, com capacidade para produzir até 50 mil barris por dia (bpd) de petróleo bruto. Em abril, a Somoil e a Sirius Petroleum, sediada em Londres, firmaram um acordo de US$ 336 milhões com a petrolífera nacional angolana Sonangol, para adquirir participações nos Blocos 18 e 31 em águas profundas angolanas, operados pela multinacional britânica BP. A Somoil também adquiriu participações nos Blocos 14 e 14K produtores de petróleo, de Angola, da TotalEnergies, em 2022 e, como disse recentemente o CEO Edson dos Santos, a Somoil está muito aberta a mais parcerias e negócios, daqui para frente.

“Acredito que a Somoil é o parceiro ideal para qualquer empresa que entre no negócio de petróleo e gás, em Angola”, disse dos Santos ao The Energy Year. “Somos privados e relativamente pequenos, mas, mais importante – ágeis… com um plano claro para crescer e expandir a nossa presença em Angola e além.”

Somoil é uma fantástica história de sucesso, mas também é um forte exemplo da mudança gradual do setor de petróleo e gás da África. Cada vez mais, as principais empresas internacionais de petróleo e gás estão desfazendose de seus interesses africanos – muitas têm ajustado seus portfólios, na tentativa de diminuir suas emissões totais – e os independentes se têm esforçado para preencher a lacuna.

Nosso novo relatório, “The State of African Energy: 2023 Outlook”, descreve essa tendência em detalhes, observando aquisições recentes – especialmente na África Ocidental – por empresas independentes, como Somoil, Seplat Energy, com sede na Nigéria, e Afentra, com sede no Reino Unido, entre outras.

Como eu disse no passado, o fluxo constante de empresas petrolíferas internacionais (IOCs), alienando ativos africanos de petróleo e gás, não é um desenvolvimento bem-vindo. Ainda assim, foi encorajador ver quantas empresas independentes reconheceram esse padrão como uma grande oportunidade de crescimento. Vale a pena assistir a esses independentes.

Uma presença importante

Para ser claro, grandes empresas internacionais, como a empresa de energia italiana Eni, a TotalEnergies da França e a ExxonMobil, com sede nos EUA – juntamente com as empre-

sas petrolíferas nacionais africanas (NOCs), com as quais frequentemente fazem parceria – ainda têm um papel considerável a desempenhar, na produção africana de petróleo e gás. Juntos, eles foram responsáveis por quase 75% da produção de hidrocarbonetos do continente, durante a última década, observa o relatório. Isso provavelmente não mudará da noite para o dia, ou pelo menos durante o próximo ano ou dois.

Enquanto isso, os independentes provavelmente continuarão a ser responsáveis por cerca de 8% dos volumes totais de petróleo, da África, até 2023. Empresas de exploração e produção (E&P) e NOCs internacionais também contribuirão com pequenas porcentagens.

No entanto, com a atividade de fusões e aquisições (F&A) que o setor de petróleo e gás do continente tem visto, os independentes podem muito bem-estar dando uma contribuição muito maior para os volumes gerais da África, ao longo da década.

A atividade de fusões e aquisições da indústria africana de petróleo e gás atingiu níveis recordes em 2022, com negócios no valor de US$ 21 bilhões anunciados nos primeiros nove meses do ano, informou a Energy Capital & Power, no final de setembro. Isso é três vezes os US$ 7 bilhões em negócios, feitos em 2021, e quatro vezes os US$ 5,5 bilhões em negócios, realizados em 2020, de acordo com a Rystad Energy.

Motivadores do negócio

Por que a agitação da atividade? Como mencionado, as empresas internacionais de petróleo e gás, impulsionadas por objetivos ambientais, sociais e de governança corporativa (ESG), são pelo menos parte da equação. Como explica um artigo de junho de 2022 para a McKinsey, as grandes empresas de todo o mundo estão sentindo a pressão do público e de seus investidores, para oferecer retornos mais altos, de forma mais sustentável. Para cumprir, alguns estão reduzindo a exploração e produção na África. A ExxonMobil, por exemplo, está saindo de seu portfólio de profundidade de plataforma na Nigéria, para diminuir seu portfólio de petróleo e gás, com altas emissões. A Shell iniciou negociações com o governo nigeriano em 2021, sobre a venda de sua participação nos campos terrestres do país, como parte de um esforço global para reduzir suas emissões de carbono.

Outras decisões são baseadas em questões de segurança: algumas grandes empresas, na esperança de tornar suas operações menos vulneráveis a roubo e vandalismo, estão mudando seu foco para águas profundas, e vendendo seus ativos

Por NJ Ayuk, Presidente Executivo, Câmara Africana de Energia

em águas rasas e terrestres. E em outros casos, as majors simplesmente decidiram vender campos maduros, para buscar projetos mais lucrativos.

A propósito, grandes empresas internacionais não são as únicas a alienar ativos na África. Os NOCs têm feito o mesmo. Durante a Semana Africana da Energia, na Cidade do Cabo, a angolana Sonangol anunciou que está a libertar ativos para permitir que se concentrem noutras prioridades. Outras, como a Petronas da Malásia, anunciaram planos de alienar alguns de seus ativos na África e na Ásia, como parte dos esforços de reorganização global.

Enquanto isso, um número crescente de independentes decidiu que os benefícios de operar na África superam os riscos. Essas empresas estão interessadas em capitalizar os preços mais altos do petróleo e do gás – juntamente com o aumento da demanda global de energia – e se têm apoderado entusiasticamente dos ativos desinvestidos das principais.

Algumas empresas, buscando maneiras de permanecer resilientes à incerteza do mercado, enquanto buscam oportunidades upstream, também estão abertas a fusões e parcerias estratégicas. Em meados de junho de 2022, por exemplo, em um acordo de US$ 827 milhões, a Tullow Oil, do Reino Unido, assinou um acordo de fusão de ações com a empresa britânica de E&P Capricorn Energy. A nova empresa resultante possuirá 1 bilhão de barris de recursos, e deverá produzir 100.000 bpd, até 2025.

Aproveitando oportunidades

Quanto aos independentes que adquirem ativos de grandes empresas – e NOCs em alguns casos – muitos parecem preparados para o sucesso de produção no longo prazo, na África.

No início deste mês, a independente britânica Savannah Energy anunciou que havia firmado um acordo de compra e venda de ações (SPA) com a empresa estatal de petróleo e gás da Malásia, Petronas International Corp.

Por meio do acordo, a Savannah obterá participações em três empresas de operação conjunta (JOCs), que operam três blocos no Sudão do Sul, com uma produção bruta de 153.000 bpd. A compra está condicionada a várias condições, incluindo a aprovação do governo do Sudão do Sul.

Quando o SPA foi anunciado, este acordo é uma vitória para o Sudão do Sul e a Savannah Energy, que tem uma forte presença na indústria de petróleo e gás da África, um portfólio crescente de projetos de energia renovável, e um histórico de impacto social em programas que ajudam a promover a autossuficiência econômica nas comunidades anfitriãs. A presença da Savannah Energy no Sudão do Sul proporcionará ao país mais empregos e oportunidades de negócios, desenvolvimento de energia sustentável, oportunidades para mulheres, e uma recuperação agressiva de campos em declínio.

O anúncio de Savannah sobre o Sudão do Sul ocorreu apenas uma semana após a compra das operações da ExxonMobil, no Chade e Camarões, por US$ 407 milhões. O acordo inclui a participação de 40% da ExxonMobil no projeto petrolífero de Doba, no sul do Chade, que compreende sete campos de

produção de petróleo, com uma produção combinada de 28.000 bpd. A Savannah também obterá a participação indireta de 40% da ExxonMobil no sistema de transpiração de exportação Chade-Camarões, que inclui um oleoduto e uma instalação flutuante de armazenamento e descarga na costa de Camarões.

Outros acordos promissores de independentes incluem os planos da Seplat Energy, de adquirir o negócio de águas rasas da ExxonMobil na Nigéria, Mobil Producing Nigeria Unlimited (MPNU), por US$ 1,28 bilhão. No início deste outono, o acordo recebeu luz verde do presidente nigeriano, Muhammadu Buhari.

A Seplat está adquirindo campos que produziram 95.000 barris de óleo equivalente por dia (boepd), em 2020, e devem elevar a produção total da Seplat para 142.000 boepd, assim que o negócio for concluído. A Seplat Energy também obterá o controle do terminal de petróleo Qua Iboe, e uma participação de 51% no terminal de petróleo de Bonny River, juntamente com plantas de gás natural para líquidos em dois campos.

Também descrita no relatório está a Afentra, sediada no Reino Unido, uma empresa independente, que se sai bem na África, enquanto causa um impacto social positivo. Em agosto passado, a empresa assegurou uma participação de 20% no Bloco 3/05 de águas pouco profundas da Sonangol, na Bacia do Baixo Congo, a 50 km da costa de Angola, bem como uma participação de 40% no Bloco 23 na bacia do Kwanza. Na mesma época, a Afentra deixou claro que estava interessada em mais compras da África Ocidental.

Um pequeno grupo de ex-executivos da Tullow Oil fundou a Afentra, em 2021, especificamente para capitalizar as oportunidades criadas por grandes empresas que deixaram a África Ocidental. O relatório de estratégia corporativa da empresa, publicado naquele ano, dizia que a empresa estabeleceria e atenderia a altos padrões ESG.

“A Transição Energética Global levará tempo, afirmou o relatório de estratégia. “Os hidrocarbonetos fazem parte da transição, e continuarão a ser importantes no mix geral de energia… O impacto socioeconômico da transição energética precisa ser considerado juntamente com o impacto climático. A Afentra foi formada para entregar esse equilíbrio, e criar valor significativo para os acionistas.”

Aker Solutions ganha contrato de estrutura submarina com a Petrobras

A Aker Solutions fechou um contrato com a Petrobras e parceiros (consórcios), para fornecer sistemas de produção submarina (SPS) e serviços de ciclo de vida submarinos (SLS), para campos de petróleo e gás operados pela Petrobras, no exterior do Brasil.

O acordo tem um período fixo de cinco anos – do quarto trimestre de 2022, ao quarto trimestre de 2027 – e será administrado a partir das instalações da Aker Solutions no Brasil.

O escopo do acordo abrange a entrega de sistemas de produção submarinos completos, incluindo equipamentos, como árvores submarinas, a última geração de controles submarinos da empresa chamada “Vectus”, unidades de distribuição submarina, e peças de reposição, para campos operados pela Petrobras offshore no Brasil. Durante a vigência do acordo, estima-se que o número de árvores submarinas a serem canceladas pode chegar a 33 árvores. Esta estimativa não representa um valor mínimo ou máximo.

O escopo também abrange toda a gama de serviços de ciclo de vida submarinos para campos operados pela Petrobras offshore no Brasil. Isso incluirá intervenção, preservação e manutenção, bem como serviços de instalação. O trabalho de serviço será gerenciado a partir da base de serviços da Aker Solutions em Rio das Ostras, no Rio de Janeiro, Brasil.

“O Brasil é um importante mercado offshore globalmente, e esperamos continuar nosso relacionamento de longa data com a Petrobras. Este contrato histórico é um testemunho da qualidade que nossos funcionários qualificados entregaram ao longo do tempo, no Brasil, e do valor de nossas soluções e serviços submarinos. A Aker Solutions está presente no Brasil há mais de quatro décadas, e tem um histórico comprovado de entrega de operações seguras, eficientes, sustentáveis e confiáveis”, disse Maria Peralta, vice-presidente executiva e chefe de negócios submarinos da Aker Solutions.

O contrato mantém o compromisso de longa data da Aker Solutions, em impulsionar parcerias locais, com mais de 50% de taxa de conteúdo local para SPS e SLS. O acordo tem um forte foco em operações seguras e sustentáveis, bem como melhorias contínuas, incluindo o aumento do uso de soluções digitais para aumentar a eficiência, otimizar a execução, e aumentar a criação de valor para todas as partes.

Acordo de compra de etanol celulósico

A Shell concordou em comprar um total de 3,25 bilhões de litros de etanol celulósico de cana-de-açúcar, em um acordo de longo prazo, com a brasileira Raízen. Espera-se que o combustível de baixo carbono seja produzido por cinco usinas que a Raízen planeja construir no Brasil, elevando seu portfólio total de instalações de etanol celulósico para nove.

A Shell contribuiu com a tecnologia de etanol celulósico durante a formação da Raízen, uma joint venture com a Cosan SA, em 2011. Desde então, a Raízen desenvolveu e ampliou o processo de produção de etanol de baixa intensidade de carbono, a partir de resíduos de cana-de-açúcar. As novas usinas permitirão à Raízen operar parques de bioenergia altamente integrados, enquanto o acordo de fornecimento ajudará a Shell, em sua estratégia de se tornar um negócio de energia com emissões líquidas zero, até 2050.

“A demanda global por combustíveis sustentáveis está crescendo. Combinar a tecnologia inovadora de resíduos de cana-de-açúcar da Raízen com a rede de distribuição global e o relacionamento com os clientes da Shell ajudará a atender a essa demanda”, disse Andrew Smith, vice-presidente executivo da Shell Trading & Supply.

Ao aproveitar os resíduos da canade-açúcar, a tecnologia de etanol de segunda geração (E2G) da Raízen pode produzir cerca de 50% a mais de etanol com a mesma área. As novas usinas, a primeira das quais com início de produção previsto para 2025, permitirão à Raízen fornecer significativamente mais combustível de baixo carbono, sem criar competição de uso da terra com culturas alimentares.

A Raízen espera investir cerca de US$ 1,5 bilhão nas fábricas, sendo que a última delas deve entrar em operação até o final de 2027, no máximo.

“A produção em larga escala de etanol celulósico à base de cana-deaçúcar posicionará a Raízen como fornecedora líder global de combustíveis de baixo carbono e matéria-prima, para substituir os combustíveis fósseis. O tamanho deste acordo ressalta que nossa tecnologia E2G alcançou escala comercial, e é capaz de apoiar as jornadas de descarbonização de nossos clientes em todo o mundo”, disse Ricardo Mussa, CEO

da Raízen.

GE e Shell assinam acordo para colaborar na descarbonização do GNL usando hidrogênio

A GE Gas Power e a Shell Global Solutions, pioneira em gás natural liquefeito (GNL) por mais de 50 anos, anunciaram que assinaram um acordo de desenvolvimento para buscar caminhos potenciais, com o objetivo de reduzir a intensidade de carbono dos projetos de fornecimento de GNL da Shell, em todo o mundo. Com a demanda global de GNL projetada para quase dobrar até 2040, a descarbonização é crucial para ajudar a empresa a atender às crescentes necessidades de energia do mundo.

A maior fonte de emissões em uma instalação de GNL decorre da queima de gás natural na geração de energia e nas turbinas a gás de acionamento mecânico. Portanto, um dos caminhos possíveis para descarbonizar a produção de GNL é usar o hidrogênio como combustível de baixo carbono nesses motores. No entanto, a fonte e a natureza desse combustível também são importantes, e o Blue Hydrogen Process da Shell é uma tecnologia líder, que pode fornecer o combustível de menor intensidade de carbono de seu tipo, com tecnologias e blocos de construção testados e comprovados comercialmente em grande escala, que têm tem sido usados em várias indústrias, por muitas décadas.

“Tendo trabalhado em tecnologias de combustão de hidrogênio por muitos anos, estamos conscientes de que o progresso nessa área será o resultado de pesquisa cuidadosa e dedicada, e colaboração de líderes da indústria, e o anúncio de hoje é um modelo dessa abordagem. Estamos ansiosos para trabalhar em cooperação com a Shell, para avançar neste trabalho crucial. Juntos, estamos confiantes de que nossas forças combinadas da Shell, GE e Baker Hughes, que é distribuidora exclusiva de certas turbinas a gás de serviço pesado e serviços no segmento de petróleo e gás, podem acelerar a implantação de soluções pragmáticas e impactantes, para alto consumo de hidrogênio e capacidades nessas frotas de turbinas a gás, resultando em uma redução significativa das emissões de carbono e utilização de água globalmente”, disse John Intile, vice-presidente de engenharia da GE Gas Power.

A profunda descarbonização das instalações de exportação de GNL apresenta desafios técnicos e econômicos, que precisam ser abordados, para realizar tal ambição. Alexander Boekhorst, vice-presidente de tecnologia de processamen-

to e conversão de gás da Shell, disse: “Tornar-se um negócio de energia com emissões líquidas zero significa que precisamos explorar uma série de caminhos, que têm o potencial de ajudar a nós, nossos parceiros e clientes a reduzir as emissões. Continuamos a inovar e melhorar a proposta de valor do GNL, usando tecnologia, e esperamos colaborar com a GE nesta importante iniciativa”.

As turbinas a gás de serviço pesado da classe B&E da GE já podem operar com 100% de hidrogênio, emitindo até 25 ppm Nox, com o uso de água em combustores de difusão. Como parte deste acordo de desenvolvimento, a GE tem como alvo a tecnologia de turbina a gás, com a capacidade de operar com 100% de hidrogênio, sem o uso de água, mantendo as emissões de NOx .

A nova tecnologia de combustor DLN destina-se a se tornar a espinha dorsal de novas soluções de sistemas, adaptáveis para operação de baixo carbono de turbinas a gás, ao mesmo tempo em que fornece a confiabilidade e a disponibilidade necessárias para instalações de GNL. A operação a seco também representa uma economia significativa no uso e conservação da água: até 32.000 litros de água por hora são economizados usando sistemas DLN, versus alternativas comparáveis.

Os combustores DLN são mais eficientes e não usam água como diluente, oferecendo assim, aos operadores de GNL, a capacidade de reduzir o carbono e economizar água em suas operações. No futuro, os desenvolvimentos da tecnologia de combustão DLN poderão ser instalados em turbinas a gás 6B ou 7E, novas ou existentes. Isso ajudaria a reduzir as emissões de carbono em aplicações industriais e operações de GNL, principalmente onde o uso de água é desafiador.

De climas desérticos aos trópicos e ao frio ártico, as turbinas a gás de serviço pesado das classes B e E fornecem energia essencial e funcionam em um grande número de ciclos de trabalho e aplicações, em condições climáticas extremas, onde a confiabilidade é fundamental. Essas turbinas podem usar mais de 50 tipos de combustível – quase todo o espectro de combustível, incluindo o hidrogênio – e podem até mesmo trocar de combustível, enquanto operam sob carga total.

ANP aprova proposta de acordo que poderá elevar investimentos na Margem Equatorial

A Diretoria da ANP aprovou (15/12) proposta de acordo para resilição de contratos de blocos exploratórios marítimos operados pela Petrobras, suspensos por longos períodos, em razão de atraso no licenciamento ambiental. Para que ocorra a resilição, a empresa terá de transferir investimentos associados aos Programas Exploratórios Mínimos (PEM) não realizados, para outras concessões na Margem Equatorial Brasileira, na forma de perfuração de dois novos poços exploratórios, como investimentos adicionais aos seus respectivos contratos receptores.

Com a medida, será possível destravar investimentos, que poderão ser efetivamente realizados em áreas concedidas na Margem Equatorial Brasileira, região brasileira de altíssimo potencial para novas descobertas, a exemplo do sucesso exploratório alcançado nas bacias sedimentares análogas da Guiana, Suriname e Costa Oeste Africana, mas cuja última perfuração de poço exploratório ocorreu em 2015.

Atualmente, a ANP é responsável pela gestão dos contratos de 295 blocos exploratórios. Desse total, 42 estão com seus contratos suspensos, em razão de atraso no licenciamento ambiental. Entre esses blocos, há casos cujo tempo decorrido de processo de licenciamento ambiental perdura por tempo superior a uma década, o que se configura claramente como uma anomalia, diminuindo a expectativa de cumprimento dos compromissos contratuais. Dessa forma, o acordo se apresenta como uma solução para contratos que se enquadrem nesse cenário.

Os critérios utilizados para seleção dos contratos que fizeram parte do acordo foram:  Blocos suspensos por atraso no licenciamento ambiental, e localizados total ou parcialmente a menos de 50km da costa (por não serem mais considerados para licitação atualmente pela ANP); e/ou  Blocos suspensos por atraso no licenciamento ambiental que estejam com pedido de licenciamento em análise por mais de 10 anos, e que tenha sido feita solicitação de Estudo de Impacto Ambiental / Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), em razão de maior sensibilidade ambiental da região.

Um total de oito contratos, incluindo 15 blocos, se enquadram atualmente nos critérios descritos: BM-J-4 (blocos J-M-115, J-M-165, J-M-3, J-N-5 e J-M-63 ) e BM-J-5 (blocos J-M-59 e J-M-61), na Bacia de Jequitinhonha; BM-CAL-9 (bloco CAL-M-188), BM-CAL-10 (blocos CAL-M-3, CALM-58 e CAL-M-60), BM-CAL-11 (bloco CAL-M-248) e BM-CAL-12 (bloco CAL-M-372), na Bacia de Camamu-Almada; e BM-PEPB-1 (bloco PEPB-M-783) e BM-PEPB-3 (bloco PEPB-M-839), na Bacia de Pernambuco-Paraíba. Todos são operados pela Petrobras, com 100% de participação no consórcio, com exceção dos contratos BM-CAL-12, BM-

PEPB-1 e BM-PEPB-3, em que há a participação de outras empresas.

Estes contratos possuem um valor de, aproximadamente, R$ 475 milhões em garantias financeiras, para cumprimento do PEM. Os parceiros da Petrobras optaram por não participar do acordo, de forma que pagarão, em pecúnia para a União, seu montante proporcional, referente ao PEM não realizado (valor de cerca de R$ 34,9 milhões). Os R$ 440 milhões restantes, referentes ao valor garantido pelo Programa Exploratório Mínimo (PEM) não realizado dos contratos com 100% de participação da Petrobras, somados ao valor correspondente à participação da Petrobras no PEM dos contratos BM-CAL-12, BM-PEPB-1 e BM-PEPB-3, serão transferidos para perfuração de dois novos poços, em outros blocos operados pela empresa, na Margem Equatorial.

Os contratos escolhidos pela Petrobras e aprovados pela ANP, para configurarem como receptores dos investimentos na forma de atividade de perfuração de poço exploratório, são:

POT-M-762_R15 - bloco POT-M-762 (Bacia Potiguar); e

BM-BAR-1, Plano de Avaliação de Descoberta do bloco BM-BAR-1 (Alcântara, Bacia de Barreirinhas), OU

no POT-M-952_R11, bloco POT-M-952.

O valor estimado para a perfuração dos dois novos poços será de, no mínimo, R$ 579 milhões (a depender da locação do segundo poço, poderá chegar a R$ 687 milhões). Esse montante supera, em mais de R$ 100 milhões, os valores a serem transferidos dos contratos resilidos pelo acordo em questão, o que demonstra vantagem para a União, além de efetivar a perfuração de dois poços em uma nova fronteira exploratória brasileira. Os investimentos referentes aos compromissos de perfuração a serem realizados em face do acordo deverão ser integralmente assegurados por garantias financeiras, que deverão seguir as regras do contrato para o qual o investimento será transferido, e cujo valor deverá ser correspondente aos custos dos poços compromissos do acordo, previamente aprovados pela ANP.

Margem equatorial

Conteúdo local: ANP aprova versão final do Relatório de

AIR sobre

acreditação de certificadoras

@Divulgação

A Diretoria da ANP aprovou (15/12) a versão final do Relatório de Impacto Regulatório sobre a alteração da Resolução ANP nº 869/2022, que dispõe sobre os requisitos e procedimentos da acreditação, pela Agência, de organismos de certificação de conteúdo local de bens e serviços. O relatório passou por consulta pública de 60 dias, para permitir a participação do mercado e da sociedade, no levantamento de informações e recebimento de contribuições para o aprofundamento desses estudos.

O relatório aponta como a melhor alternativa, para o alcance dos objetivos pretendidos, a alteração da resolução, passando por futuras consulta a audiência públicas, após concluídas as etapas para aprovação pela Diretoria Colegiada da ANP. A Agência identificou oportunidades de melhoria no que está previsto na resolução, em relação à abrangência e simplificação de requisitos e procedimentos gerais relacionados com: a acreditação concomitante no Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro) para os organismos de certificação; o registro de certificados de conteúdo local e de cancelamento da acreditação; a aplicação de sanções por descumprimento dos requisitos; a revisão e consolidação de formulários e orientações complementares ao estabelecido da resolução; e as auditorias e atividades de supervisão da ANP.

Análise de impacto regulatório (AIR) é um procedimento prévio e formal, regulamentado pelo Decreto nº 10.411/2020, que visa à reunião da maior quantidade possível de informações sobre um determinado tema, regulado pela Agência, para avaliar os possíveis impactos das alternativas de ação disponíveis para o alcance dos objetivos pretendidos. A AIR tem, como finalidade, orientar e subsidiar a tomada de decisão, e contribuir para tornar a regulação mais efetiva, eficaz e eficiente.

Os compromissos de conteúdo local são os assumidos pelas empresas de exploração e produção de petróleo e gás natural, de contratação de um percentual mínimo de bens e serviços nacionais. A acreditação consiste no reconhecimento formal, pela ANP, da competência de organismos de certificação, para atenderem requisitos previamente definidos, e realizar, com confiança, atividades de certificação de conteúdo local. A certificação é regulada pela Resolução ANP nº 19/2013, e consiste em aferir o percentual de conteúdo local em determinado fornecimento de bem ou serviço, e atestá-lo publicamente.

Mar do Norte cobra NetZero

Três operadoras foram multadas, em um total de £ 265.000, já que a Autoridade de Transição do Mar do Norte (NSTA) está reprimindo o comportamento que põe em risco o esforço para reduzir as emissões e reforçar a segurança energética do Reino Unido: a EnQuest foi multada em £ 150.000, por queimar 262 toneladas de gás em excesso no Campo Magnus, entre 30 de novembro e 1º de dezembro de 2021, apesar de saber que não tinha o consentimento necessário; a Equinor foi multada em £ 65.000, por queimar pelo menos 348 toneladas de CO2, acima da quantidade permitida no Barnacle Field, entre junho e novembro de 2020; a Spirit foi multada em £ 50.000, por exceder os volumes máximos de produção permitidos em dois campos, ao longo de três anos.

Produzir muito petróleo e gás pode reduzir a produção total de longo prazo de um reservatório, em detrimento da segurança de abastecimento do Reino Unido, por isso é vital que, quando um operador deseja aumentar a produção, solicite um novo consentimento para que seu novo plano pode ser avaliado.

A orientação da NSTA visa a eliminar a queima e ventilação de gás desnecessárias ou inúteis, e sua orientação inclui um requisito para a indústria suportar a Secretaria de Negócios e Energia a atingir a meta de zero líquido. Então, as operadoras citadas devem seguir um processo claro para solicitar consentimento para queimar ou liberar gás.

No ano passado, a queima na Plataforma Continental do Reino Unido atingiu um nível recorde, tendo sido reduzida em 20%, para 25,8 bilhões de pés cúbicos de gás, uma redução equivalente à demanda anual de gás de 130.000 residências no Reino Unido.

As operadoras cooperaram totalmente com as investigações da NSTA, conduziram suas próprias análises internas, e tomaram medidas para evitar a repetição dessas violações.

“A NSTA está empenhada em apoiar a segurança energética do Reino Unido, e reduzir as emissões de gases de efeito estufa, inclusive por meio do uso de nossos procedimentos de consentimento robustos, que reduzem a queima e a ventilação. Estamos encorajados pelas recentes melhorias nas emissões, e tomaremos medidas para garantir que esse trabalho vital não seja prejudicado por empresas que não cumprem suas obrigações”, disse Jane de Lozey, diretora de regulamentação da NSTA.

Projeto que conserva a Amazônia é apresentado pela Petrobras na COP-27

O Florestas de Valor atua nas regiões do Amazonas e Pará, para autonomia e desenvolvimento sustentável das comunidades. Exemplo de bioeconomia para conservação da Amazônia, o projeto foi apresentado na Conferência da ONU sobre Mudanças Climáticas – COP-27 –, pela gerente executiva de Responsabilidade Social da Petrobras, Rafaela Guedes.

Desenvolvido nos municípios de São Félix do Xingu, Oriximiná e Alenquer, no estado do Pará, e no interior do Amazonas, em Nhamundá, a base do projeto é a conservação da floresta, por meio do manejo sustentável de produtos não-madeireiros, como a castanha-do-Brasil, açaí, cacau, cupuaçu, e o óleo de copaíba e andiroba. O projeto trabalha ainda com ações de capacitação e conscientização das comunidades locais, para possibilidade de venda e ampliação dos mercados desses produtos.

“Nosso objetivo neste projeto é valorizar a floresta em pé, e empoderar as comunidades locais com a promoção de atividades que geram renda para elas e, ao mesmo tempo, conservam a floresta. Atuamos com o conceito de sociobioeconomia, da agroecologia e agricultura de baixo carbono, contribuindo para o incremento de estoques de carbono e a redução de emissões de gases do efeito estufa, ao mesmo tempo em que estimulamos a crescente autonomia das comunidades” destaca Rafaela Guedes, gerente executiva de Responsabilidade Social da Petrobras.

Na comunidade de Jarauacá, por exemplo, era comum a extração de árvores nativas como Jataí e a Mari-Mari, como forma de sustento. Cada árvore era vendida, em média, por R$ 300. Com a atuação do Florestas de Valor na região, a comunidade compreendeu uma nova forma de sustento: manter a árvore em pé, e extrair o óleo da copaíba, que hoje é vendido por aproximadamente R$ 30, o litro. Uma árvore chega a produzir, por colheita, até 18 litros. Além da conscientização, os moradores se tornam multiplicadores do conhecimento, muitos deles realizam capacitação em outras comunidades, para compartilhar as melhores técnicas de extração sustentável do óleo.

O Florestas de Valor também viabilizou parcerias comerciais entre as comunidades e empresas interessadas nos produtos produzidos. Além disso, possibilitou a inclusão de produtores no Programa Nacional de Alimentação Escolar (PNAE), que determina que, no mínimo, 30% dos itens da merenda escolar local sejam adquiridos de agricultores familiares, o que gera uma demanda fixa de diversos gêneros alimentícios, incluindo a polpa de fruta, produzida pelos par-

Gustavo Montezano, presidente do BNDES, Rafael Chaves, diretor de Sustentabilidade da Petrobras Manoel Serrão, Superintendente de Programas do FUNBIO em Sharm El-Sheikh, no Egito.

ticipantes do projeto. Com isso, o projeto fortalece as comunidades que vivem na região, e suas relações com os poderes públicos, empresas e entidades privadas.

“Com o projeto Floresta de Valor, estamos desenvolvendo mais mercados consumidores que valorizem a garantia de origem e rastreabilidade dos produtos. A partir disso, nossa expectativa é de que a renda gerada para as comunidades envolvidas alcance R$ 4 milhões, até 2025”, comenta Rafaela Guedes.

Atualmente, a Petrobras apoia projetos desenvolvidos nos biomas Mata Atlântica, Amazônia, Caatinga e Cerrado. Em 2021, estes projetos atuaram na recuperação ou conservação de cerca de 3% do território doméstico (mais de 175 mil hectares de florestas e áreas naturais, além do fortalecimento de mais de 25 milhões de hectares de áreas protegidas).

Durante a COP27, o BNDES Parcerias lançou o primeiro edital do Floresta Viva, iniciativa pela restauração ecológica dos biomas brasileiros. Com o apoio da Petrobras e a gestão operacional do FUNBIO, a chamada “Manguezais do Brasil” fica aberta até dia 31 de janeiro de 2023, e tem como foco apoiar projetos em manguezais e restingas – berços da vida marinha – que têm o objetivo de recuperar sua vegetação nativa.

O anúncio foi no Egito, por Gustavo Montezano, presidente do BNDES, Manoel Serrão, Superintendente de Programas do FUNBIO, e Rafael Chaves, Diretor de Sustentabilidade da Petrobras. “É muito importante que o Floresta Viva deixe um legado para o país. Uma cadeia organizada, mais eficiente, com melhores custos de transação. É um pouco do nosso desafio”, comentou Manoel.

O Floresta Viva é um matchfunding que une recursos do BNDES e de parceiros privados, como empresas, associações e fundações, para investir, ao longo dos próximos sete anos, mais de R$ 500 milhões – R$ 44 milhões apenas nesse primeiro edital – na recuperação da vegetação nativa dos nossos biomas.

@Divulgação Petrobras

Petrobras

terá unidade dedicada à produção de BioQAV e diesel 100% renovável

A Petrobras vai implantar, em Cubatão/SP, a primeira unidade do país inteiramente dedicada à produção de diesel 100% renovável e de bioquerosene de aviação (BioQAV), um tipo de combustível sustentável de aviação. O projeto integra o Programa de BioRefino da companhia, um dos destaques de seu Plano Estratégico para o período de 2023-2027, que receberá investimentos de US$ 600 milhões para o desenvolvimento de uma nova geração de combustíveis sustentáveis, com menor pegada de carbono.

O diesel renovável e o BioQAV têm potencial de redução de emissões de gases de efeito estufa entre 55% e 90%, em relação aos combustíveis derivados de petróleo, pois, são oriundos de matérias-primas renováveis (como óleo vegetal e gorduras de origem animal).

A nova planta será instalada na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão/SP, com capacidade de produzir 6 mil barris por dia (bpd) de BioQAV, e 6 mil bpd de diesel 100% renovável, a partir do processamento de até 790 mil toneladas/ano de matéria-prima renovável.

A RPBC foi escolhida para abrigar a nova unidade, em razão da proximidade com o mercado da região Sudeste, e da maior integração com o parque do refino nacional.

“A nova planta é um dos destaques do nosso Programa de BioRefino, crucial para entregarmos produtos com menores emissões de gases de efeito estufa, em linha com as demandas da sociedade, e com um mundo em transformação. Além da planta dedicada de biorrefino, vamos investir no coprocessamento de diesel com conteúdo renovável em outras refinarias, e na produção de outros derivados com matéria-prima vegetal”, disse o diretor de Refino e Gás Natural da Petrobras, Rodrigo Costa.

Haverá a expansão do coprocessamento para produção de Diesel R – com conteúdo renovável – na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), no Paraná, e início do coprocessamento para produção de Diesel R, nas refinarias Presidente Bernardes, em Cubatão (RPBC), e Refinaria de Paulínia (REPLAN), ambas em São Paulo, e na Refinaria Duque de Caxias (REDUC), no Rio de Janeiro.

O diesel renovável é o primeiro combustível da nova geração de produtos mais sustentáveis que a companhia começa a ofertar ao mercado consumidor.

“Já testamos o diesel renovável em frota de ônibus em Curitiba, e os resultados confirmam as duas grandes vantagens deste produto: a redução das emissões e a sua característica drop in, ou seja, é um produto que pode ser usado nos sistemas projetados para óleo diesel, sem necessidade de qualquer modificação nos motores e nos equipamentos”, afirmou o diretor de Comercialização e Logística da Petrobras, Cláudio Mastella

A nova geração de bioprodutos, mais modernos, tem papel relevante no atendimento das metas de redução de emissões dos segmentos rodoviários e de aviação civil do país.

“É uma forma de planejar a redução gradual das emissões, sem a necessidade de descartar abruptamente todo investimento acumulado em infraestrutura de transporte baseada em energia fóssil, e sem a necessidade de descartar as oportunidades de investimentos em novos reservatórios. O crescimento da oferta de combustíveis renováveis fica assegurado, contribuindo para uma transição energética justa e racional, que respeita a vocação brasileira em combustíveis renováveis, e permite que os recursos fósseis do nosso país sejam transformados em riquezas”, destacou o diretor de Relacionamento Institucional e de Sustentabilidade da Petrobras, Rafael Chaves.

Por ser um combustível drop-in, o diesel renovável poderá viabilizar a utilização de teores mais elevados de renováveis nos novos motores a diesel, possibilitando também o aumento da competitividade na oferta de biocombustíveis no país. Facilita, por exemplo, a introdução de tecnologias veiculares mais avançadas, necessárias ao cumprimento dos requisitos estabelecidos pelo Programa de Controle de Emissões Veiculares (Proconve), do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama).

O diesel renovável e o BioQAV são isentos de oxigênio, o que lhes confere qualidade superior, e maior estabilidade. Além disso, são livres de enxofre e de outros contaminantes, contribuindo para seu melhor desempenho. A nova unidade produzirá também nafta verde, produto de interesse do segmento petroquímico para produção de plásticos renováveis.

A nova planta será equipada com tecnologias digitais, inteligência artificial e soluções voltadas para ampliar a eficiência energética da unidade, direcionadas para redução de emissões de CO2 e ganhos de performance. A previsão é de que a unidade inicie sua operação em 2028.

@Michel Chedid

Falhas de conformidade paralisaram atividades no

A ANP explicou, sobre a paralisação das atividades da Petrobras no Polo Bahia, que encontrou “situações críticas” de falhas de conformidade de segurança operacional, após uma fiscalização nos campos e instalações do local, como a indisponibilidade de sensores de fogo e gás, em diversas instalações dos campos, e outros sistemas de combate a vazamentos, incêndios e explosões, o que evidencia a ausência de recursos para evitar riscos aos trabalhadores, ao meio ambiente e aos ativos patrimoniais.

Nesse sentido, o retorno seguro das atividades nessas instalações demanda o pronto restabelecimento dos sistemas críticos envolvidos pelo operador. A paralisação das atividades em 37 instalações terrestres de produção de petróleo e gás na Bahia foi determinada pela ANP em 12/12/22. Já no dia seguinte, a Petrobras afirmou que está atuando nas providências necessárias para a parada segura das instalações, e reforçou que realiza suas operações de acordo com os mais rigorosos padrões internacionais de segurança, saúde e respeito ao meio ambiente.

As instalações terrestres que incluem estações coletoras de óleo, de compressão e de tratamento de injeção e água do Polo Bahia Terra estão entre os desinvestimentos da

Revap realiza testes com o “robô Anymal”

A Refinaria Henrique Lage, a Revap, em São José dos Campos/SP, recebeu para testes o “robô Anymal D”, desenvolvido para inspeção em áreas industriais de refinarias e plataformas marítimas.

Semelhante a um cachorro, seu design lhe permite subir e descer escadas, movimentando-se com desenvoltura – inclusive com capacidade para desviar de obstáculos, e parar, caso detecte algo se movimentando em suas proximidades. Este é o primeiro robô quadrúpede do mercado, e conta com tecnologia embarcada, que lhe permite ler informações de instrumentos (analógicos e digitais), gerando relatórios. Equipado com câmera zoom e termográfica, laser scan e gravador de som, o robô pode atuar de forma autônoma em inspeções pré-programadas.

O robô é fabricado pela empresa suíça ANYBOTICS,

Polo Bahia

Petrobras, composto por 28 campos onshore, que está em fase de negociação com PetroReconcavo e Eneva, desde maio.

Sobre a paralisação das atividades, a PetroReconcavo afirmou, em comunicado publicado, que está avaliando os eventuais impactos a sua produção na Bahia, mas não vê a necessidade de interrupção do fluxo normal das instalações que estejam conectadas diretamente às estruturas de midstream Parque Recife, Parque São Sebastião, e a Unidade de Tratamento de Gás de Catu.

com a qual a Petrobras assinou contrato para participar do programa de early adopters do Anymal X, versão do robô direcionada a ambientes sujeitos à presença de atmosferas explosivas, com lançamento comercial previsto para 2023.

Na Revap, os testes foram realizados na primeira semana de dezembro, como parte do primeiro treinamento com colaboradores da Petrobras. Ministrado por técnicos da ANYBOTICS e da PUR, representante exclusivo no Brasil da empresa suíça, o treinamento permitiu capacitar cerca de 20 empregados, de diferentes unidades da companhia. Com os conhecimentos obtidos, as equipes da Petrobras planejam fazer mais testes, para explorar as oportunidades que o equipamento traz para as operações, inclusive em ambiente offshore, a partir de janeiro de 2023.

Plano Estratégico

(2023-2027) mantém

foco na geração de valor e redução de emissões de carbono

Segundo o Plano Estratégico para 2023-2027, anunciado em novembro, a Petrobras ampliará em 15% o seu volume de investimentos ao longo dos próximos cinco anos, atingindo US$ 78 bilhões (CAPEX), além de cerca de US$ 20 bilhões, previstos em novos afretamentos de plataformas, totalizando assim quase US$ 100 bilhões de recursos em projetos. Este valor está no mesmo patamar que a média dos pares da indústria. Considerando apenas o CAPEX, o montante é superior à média dos últimos cinco planos estratégicos, que foi de US$ 72 bilhões, e sinaliza que os investimentos voltaram ao patamar pré-Pandemia.

O novo Plano Estratégico (PE) da companhia, para o período de 2023 a 2027, aprovado pelo Conselho de Administração (30/11), consolida a Petrobras como a maior investidora do país, e inclui todos os projetos que apresentaram viabilidade econômica, segundo os critérios de governança e aprovação da empresa, não havendo qualquer represamento de projetos por restrição orçamentária.

O novo PE da Petrobras mantém, como visão, ser a melhor empresa de energia na geração de valor com foco em óleo e gás, sustentabilidade, segurança e respeito às pessoas e ao meio ambiente, preservando o nível saudável de endividamento, a redução na emissão de carbono, e uma contribuição efetiva da Petrobras para um futuro próspero e sustentável.

Norteada pelo compromisso de gerar valor para a sociedade e acionistas, a Petrobras, ao longo de 2022, entregou uma performance operacional e financeira com plena aderência ao seu Plano Estratégico 2022-2026, mostrando sua resiliência e solidez, aumentando, dessa forma, o grau de confiança na consecução de suas metas. A companhia seguiu na sua trajetória de entrega de resultados consistentes e sustentáveis. A estrutura de capital foi mantida em nível saudável, e o caixa atingiu um patamar compatível com as suas necessidades financeiras, alcançando a primeira e a segunda maior marca trimestral de EBITDA e fluxo de caixa operacional de sua história, nos segundo e terceiros trimestres de 2022, respectivamente. Nesse contexto, o novo PE 2023-27 foi elaborado preservando a visão, os valores e o propósito da companhia.

Como destaque, os projetos com foco na transição energética, direcionados a iniciativas em baixo carbono, foram alavancados, e atingem US$ 4,4 bilhões, dos quais US$ 3,7 bilhões serão aplicados em projetos que contribuem para as iniciativas de descarbonização das operações (escopos 1 e 2), US$ 600 milhões em iniciativas do Programa BioRefino (diesel renovável e bioquerosene de aviação), e US$ 100 milhões em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) para novas competências.

Do total de US$ 3,7 bilhões dos projetos de descarboniza-

ção, destaca-se o fundo para desenvolvimento de novas iniciativas para descarbonização, totalizando US$ 600 milhões em aportes em projetos que contribuem para descarbonização das operações da empresa, quase o dobro dos recursos alocados para o fundo no plano estratégico anterior. Os demais US$ 3,1 bilhões estão detalhados nos segmentos de negócio da companhia, com destaque para captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS); sistemas de detecção de metano; configuração All Electric (eletrificação de plataformas); sistema de recuperação de gases, incluindo flare fechado; eficiência energética e projetos de redução de emissões em refinarias.

No âmbito da transição energética, foram identificados três novos negócios – hidrogênio, eólica offshore e captura de carbono – onde a Petrobras definiu, depois de estudar diversas rotas de oportunidades em diversificação rentável, que serão aprofundados estudos e avaliadas oportunidades em projetos. Ainda como parte das iniciativas em diversificação rentável, foi definida a continuidade de atuação em biorrefino, já iniciada em planos anteriores.

Investimentos em Exploração e Produção chegarão a US$ 64 bilhões

Dentre os investimentos previstos para os próximos cinco anos, US$ 64 bilhões (83% do CAPEX) serão alocados na área de Exploração e Produção. A maior parte será destinada a projetos no Pré-sal, que responderá por 78% de toda a produção da Petrobras, em 2027. A companhia projeta atingir, em cinco anos, a marca de 3,1 milhões de barris equivalentes de óleo e gás, por dia. Para isso, nesse período, entrarão em produção 18 novos FPSOs, em oito diferentes áreas, das quais cinco unidades devem iniciar a operação até 2023.

No período, a capacidade de produção instalada no campo de Búzios mais que triplicará, saltando, de 600 mil barris de petróleo, por dia, em 2023, para 2 milhões de barris, em 2027. Para isso, o investimento da Petrobras previsto no ativo de Búzios será de US$ 23 bilhões, no quinquênio.

A Bacia de Campos também receberá volume importante de investimentos (US$ 18 bilhões), com foco sobretudo nos projetos de renovação, com a revitalização de diversos campos maduros. Para isso, serão instalados cinco novos FPSOs, e cerca de 150 novos poços, que irão garantir, em 2027, a marca de 900 mil barris de óleo equivalente, por dia, produzidos na Bacia de Campos.

A exploração na Margem Equatorial, nova fronteira exploratória, localizada no norte e nordeste da costa brasileira, em faixa que se estende do Amapá ao Rio Grande do Norte, receberá investimentos de aproximadamente US$ 3 bilhões. Também serão aplicados recursos para a ampliação da infraestrutura de escoamento de gás, com a entrada de três novas rotas, até 2027,

somando mais de 50 milhões de m3/dia de capacidade de oferta de gás: Rota 3 conectada à UPGN de Itaboraí, que terá uma capacidade de processamento de 21 milhões de m3/dia; Sergipe Águas Profundas (SEAP) com outros 18 milhões de m3/dia; e BM-C-33, com 16 milhões de m3/dia no Norte Fluminense.

O plano destaca ainda que os projetos de E&P mantêm a premissa de dupla resiliência – econômica e ambiental: viáveis a cenários de baixos preços de petróleo, no longo prazo (Brent de US$ 35 por barril), e com baixo carbono (compromisso de intensidade de carbono no portfólio de E&P de até 15 KgCO2e, por barril de óleo equivalente, até 2030).

Refino e Gás Natural: investimentos para aumento de capacidade de processamento e ganho em

eficiência

A área de Refino e Gás Natural também terá uma ampliação do seu CAPEX, em cerca de 30% em relação ao plano anterior, totalizando US$ 9,2 bilhões, entre 2023 e 2027. Cerca da metade será aplicado na expansão e aumento da qualidade e eficiência do refino. A Petrobras segue assim focando na eficiência operacional e energética de suas unidades de refino, por meio do programa RefTop, e em produtos de maior qualidade, por meio do aumento da capacidade de produção de Diesel S-10 (com baixo teor de enxofre), e produtos com menor pegada de carbono, com destaque para os investimentos em biorrefino.

O plano prevê investimentos em oito novas unidades de processamento, além de seis obras de adequações de grande porte, em unidades já existentes. Com esses projetos concluídos, prevê-se aumento de capacidade de processamento e conversão do refino da Petrobras em 154 mil de barris por dia (bpd), e a capacidade de produção de Diesel S-10 será ampliada em mais de 300 mil bpd.

Haverá ampliação também nos projetos do Programa BioRefino, com destaque para o Diesel R, o diesel com conteúdo renovável da Petrobras. A capacidade de produção, por coprocessamento, chegará, em 2027, a 154 mil bpd de Diesel R5 (com 5% de conteúdo renovável), por meio da expansão do coprocessamento na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), no Paraná, e início do coprocessamento nas refinarias Presidente Bernardes, em Cubatão (RPBC), e Refinaria de Paulínia (REPLAN), ambas em São Paulo, e na Refinaria Duque de Caxias (REDUC), no Rio de Janeiro.

No Programa BioRefino, serão investidos cerca de US$ 600 milhões, no horizonte do plano, com destaque para construção de uma planta dedicada de bioquerosene de aviação (BioQAV), e Diesel

Renovável, na Refinaria Presidente Bernardes, em Cubatão – RPBC (SP), que terá capacidade para 6 mil barris, por dia, de BioQAV, 6 mil barris, por dia, de Diesel R100 (100% de conteúdo renovável), e 3 mil barris, por dia, de outros produtos de base renovável.

Na área de Gás e Energia, o plano destaca a continuidade da estratégia de comercialização do gás próprio, com ações comerciais alinhadas aos aumentos de capacidade, resultantes dos investimentos em expansão da infraestrutura e da oferta própria de gás natural.

No quinquênio 2023-2027, a área de Comercialização e Logística intensificará a sua atuação em mercados estratégicos no Brasil, ao mesmo tempo em que seguirá expandindo e fortalecendo sua atuação no mercado externo, com a captação de novos clientes e permanente busca das melhores oportunidades de valorização de seus petróleos e produtos. Outro foco da área é a otimização da infraestrutura logística, com a remoção de gargalos no escoamento de produtos e petróleos, otimização de estoques e redução nos índices de emissões da frota. O CAPEX da área previsto no plano é de US$ 1,6 bilhão.

Financiamento

O PE considera o preço médio do petróleo (Brent) de US$ 75, por barril, e a taxa de câmbio média de R$ 5/US$, no quinquênio. Importante reforçar que este Plano é autofinanciável para os próximos cinco anos, tendo, como principais premissas para seu financiamento, a prática de preços alinhados ao mercado; caixa de referência de US$ 8 bilhões; aplicação da Política de Remuneração aos Acionistas vigente; e dívida bruta entre US$ 50 bilhões e US$ 65 bilhões.

O conjunto de estratégias que compõe este PE contribui com o expressivo retorno da Petrobras para a sociedade. A expectativa é de que mais da metade da geração de caixa da companhia retorne para a população brasileira, por meio de pagamento de tributos e dividendos. Entre 2023 e 2027, a Petrobras deve pagar entre US$ 195 e US$ 205 bilhões em tributos e participações governamentais; e entre US$ 20 e US$ 30 bilhões em dividendos para a União.

A companhia segue com plena capacidade de investir, gerar empregos, pagar tributos e distribuir os seus ganhos para a sociedade e seus acionistas. A Petrobras segue a trajetória de ser uma empresa cada vez mais saudável, sólida e resiliente, contribuindo para a geração de energia confiável e eficiente, e para um mundo ambientalmente sustentável.

Ibama dá licença de operação à plataforma p-71

O Ibama – Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – concedeu, em dezembro de 2022, a Licença de Operação (LO) referente ao Sistema de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do campo de Itapu, no Pré-sal da Bacia de Santos, autorizando a produção da plataforma P71; a LO n° 1659/2022 tem validade de 8 anos, vigência condicionada ao cumprimento das condicionantes es-

tipuladas pelo órgão ambiental.

A P-71 é um navio-plataforma do tipo FPSO, e é a última unidade da série de seis plataformas replicantes da Petrobras, construídas a partir de um projeto de engenharia direcionado à operação no Pré-sal.

A plataforma tem capacidade para processar, diariamente, até 150 mil barris de petróleo, e 6 milhões de m³ de gás, além de armazenar até 1,6 milhão de barris de óleo.

A Petrobras deu início aos testes da tecnologia Bravo (Boia Remota de Avaliação de Ventos Offshore). O equipamento, capaz de medir a velocidade e direção do vento, é essencial para medições que visem à implantação de projetos de geração eólica offshore. O investimento total é de R$ 9 milhões, e há previsão de que o uso desta tecnologia, inédita no país, traga uma redução de 40% do custo, em relação à sua contratação no exterior. A medição por boia é uma das alternativas adotadas atualmente no mundo, às torres fixas de medição, que possuem maior custo de instalação. O projeto foi desenvolvido por meio de um termo de cooperação com a Petrobras, com recursos do programa de P&D do setor de energia elétrica da ANEEL, e em parceria com o Instituto SENAI de Inovação em Energias Renováveis (ISI-ER), do Rio Grande do Norte, e o Instituto SENAI de Inovação em Sistemas Embarcados (ISI-SE), de Santa Catarina.

“A Petrobras é uma empresa experiente em projetos intensivos em conteúdo tecnológico. Estudar projetos e inovações como essa está previsto no Plano Estratégico 2023-27, recém-lançado, que explicita o aprofundamento de estudos e avaliação de oportunidades em hidrogênio, eólica offshore e captura de carbono”, afirma Rafael Chaves, diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade da Petrobras.

Além de medir a velocidade e direção dos ventos, a Bravo é capaz de processar variáveis meteorológicas, como pressão atmosférica, temperatura do ar e umidade relativa, e oceanográficas, como ondas e correntes marítimas. O projeto foi iniciado em 2021, e tem duração de dois anos.

Nos próximos sete meses, o sistema de comunicação da Bravo permitirá o acesso aos dados coletados no litoral do Rio Grande do Norte (onde ela foi instalada) à curta distância, por meio de Bluetooth e Wi-fi, ou via satélite. Eles serão enviados para um servidor em nuvem, acessado pelo SENAI e Petrobras. As informações colhidas pela Bravo serão comparadas com os dados coletados por um LiDAR fixo, instalado no terminal salineiro de Areia Branca. O LiDAR é um sensor ótico, que permite medir a velocidade e direção do vento, entre 10 e 200 metros de altura, gerando dados compatíveis com a altura de operação das turbinas eólicas offshore.

A boia foi lançada no mar para a testagem em ambiente relevante. Os dados de vento captados por um LiDAR fixo de referência serão comparados com os dados captados pelo LiDAR existente na boia e, após a etapa de validação, será possível determinar o grau de prontidão da tecnologia.

Ao final do projeto, a Petrobras espera ter desenvolvido um equipamento para medição de recurso eólico offshore, validado de acordo com os critérios de aceitação exigidos internacionalmente. Isto, além de conferir competitividade tecnológica à indústria eólica offshore brasileira, qualificará uma instituição nacional, no caso o SENAI, para a prestação de serviços de medição do recurso eólico offshore.

Quando estiver em estágio comercial, a Bravo contribuirá também para o aumento da oferta dos serviços, e a redução do custo de implantação dos projetos de eólica offshore no país. A boia tem cerca de 2,5 m de diâmetro e 3,5 m de altura, e é alimentada por módulos fotovoltaicos e aerogeradores, para que possa operar em regiões remotas e independentemente de fontes externas de energia.

No país, ainda não existe fornecedor com equipamento próprio validado, e ainda não foi realizada nenhuma campanha de medição com uma boia nacional equipada com LiDAR. No mundo, existem alguns LiDARs flutuantes em algumas regiões do Mar do Norte, e países como Canadá, EUA, Taiwan, França, Reino Unido, Noruega e Portugal, entre outros.

Uma das etapas necessárias para o desenvolvimento de projetos eólicos offshore é a realização de Estudo de Potencial Energético Offshore, que demanda a realização de campanha de medição. Os dados obtidos permitem definir a viabilidade da implantação de um parque eólico e, uma vez comprovado o potencial da área, o projeto de engenharia e escolha das tecnologias mais adequadas.

Petrobras desenvolve tecnologia para medição eólica offshore inédita no país