Revista Petro & Química n°395

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Qual o da nova RTM ANP/Inmetro nas

Logística pede ter minais multimodais com muita tecnologia e sustentáveis pede terminais multimodais com muita tecnologiaesustentáveis do para o país gás doparaopaís

Uma gota d’água contém o mar inteiro

A movimentação de produtos, em contêineres ou não, está movimentando as empresas responsáveis pela logística. Não era sem tempo: os investimentos em infraestrutura no país estiveram muito abaixo do aceitável, mas, depois da Pandemia, os sinais de recuperação vieram fortes, e o Governo brasileiro deve investir R$ 205 bilhões, até 2025, só para começar a suportar a logística do país. Esses valores, contudo, não incluem o atualmente acirrado mercado de combustíveis, que tem expandido a rede de dutos e terminais. E a bola da vez aí é a molécula de metano, vinda do gás natural, mas também de insumos sustentáveis – o biometano – que pode turbinar as metas de sustentabilidade das empresas.

Mas é um mercado em ebulição – para o bom e para o nem tão bom assim, com impasses que parecem fáceis de resolver, mas estão longe disso. Um estudo da Fundação Getúlio Vargas (FGV), encomendado pelo Movimento Brasil Competitivo e Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDI), destacou itens prioritários para a abertura do mercado de gás natural no Brasil, listando gargalos, e propondo mais rapidez à regulamentação da Nova Lei do Gás.

Nesta edição, a P&Q procurou exemplificar as vitórias, mas também as dificuldades do setor de gás – de metano. E nenhum consumidor está sofrendo mais com os preços dessa molécula que a indústria química. Ah, o acordo da Abiquim com a Petrobras é apenas para reafirmar necessidades.

Tratar das demandas desse segmento é estratégico para o país – você mesmo vai tirar essa conclusão lendo o que disseram os entrevistados – gente do transporte, da distribuição, de associações, mas, principalmente, o usuário – um que já fabrica hidrogênio com metano de petróleo, mas pode fazer metano verde, com a mesma biomolécula; o mesmo usuário que é o único fabricante de amônia para fertilizantes (até a Petrobras abandonou essa empreitada).

Esta edição traz um pouco do muito que está acontecendo no setor de gás, petróleo e biocombustíveis, complementando as notícias que levamos até você, leitor, todos os dias pelas mídias digitais, e semanalmente, através de duas newsletters.

Boa leitura O editor

Colaboraram nesta edição, com informações e imagens, as assessorias de imprensa.

Próxima Edição: Energia e Meio Ambiente - Refino

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Waldir Rodrigues Freire

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REDAÇÃO Teresinha Cehanavicius Freire - Diretora redacao@editoravalete.com.br

ISSN: 0101-5397

Índice

Matérias de capa

O todo na parte – a importância da origem, da legislação e do preço do gás para o país

Artigo

83 Fusão da Enauta e 3R Petroleum cria empresa que pode ultrapassar produção de 100 mil boe/d

84 Terminal de Contêineres de Paranaguá quebra recordes

84 Bolívia passa a usar preço Argus de petróleo como referência de mercado

85 Wilson Sons passa a operar na nuvem

85 Ciser inaugura ramal de gás natural em Araquari

86 OPEP se orgulha de suas raízes africanas

87 Modec conquista AiP para turbina eólica offshore flutuante tipo TLP ClassNK

88 ANP assina acordo de cooperação com agência reguladora de Sergipe

88 Participação Especial: valores do primeiro trimestre de 2024

89 ANP assina acordo de cooperação com entidade internacional para aprimoramentos no RenovaBio

49 Manutenção de plataformas OFFSHORE com controle baseado em PC

52 Medição Fiscal e de Transferência de Custódia: Redução das Incertezas e do Risco do Negócio

60 O Papel do Gás Natural no processo de Transição Energética

Jornal

6 Sindigás doa botijões de gás para as cozinhas solidárias no RS

6 Basf investe na expansão de fábrica de aditivos

7 Abrindo caminhos no WorldSkills Finals Lyon 2024

10 Consórcio quer industrializar o Nordeste

11 4ª Feimec se confirma boa estratégia para negócios

12 UE marca aniversário da REPowerEU com novo impulso às energias renováveis

12 INB utiliza tecnologia de ponta que transforma resíduos líquidos da Fábrica de Combustível Nuclear em cimento

13 Iniciativas e soluções visam a garantir a economia circular de embalagens

14 Debate sobre projetos que alteram legislação do setor elétrico

15 Setor produtivo apoia PL que revisa isenção para importados de até US$ 50

Petróleo & Gás

82 Ministro Alexandre Silveira defende ampliação da oferta de gás natural em reunião com presidente Lula e Abiquim

82 Spirit Energia impulsiona avanço do mercado livre de gás natural em Santa Catarina

89 ANP realiza workshop para o mercado de lubrificantes

90 ANP aprova processo de oferta e contratação de capacidade transporte de gás da NTS para período 20242028

90 Gás natural: ANP aprova Relatório de Análise de Impacto Regulatório sobre regulamentação do acesso a infraestruturas essenciais

Notícias da Petrobras

91 Petrobras reduz preços do gás natural

91 Transição Energética será forte geradora de empregos no Brasil

92 Petrobras implanta tecnologia de separação de gás rico em CO2 no leito marinho

93 Petrobras informa sobre Cessação do gás no CADE

94 Petrobras aposta em cadeia de fornecedores para colocar plataformas em produção

94 Petrobras investirá R$ 20 milhões em pesquisas sobre hidrogênio natural

95 Petrobras reduz emissões absolutas operacionais em 41%

96 Petrobras é a primeira entre as grandes do setor a substituir mergulho por operações com robôs

97 O novo comando da Petrobras

Seções

06 Jornal

16 Empresas & Negócios

76 Opinião

80 Produtos e Serviços

Sindigás doa botijões de gás para as cozinhas solidárias no RS

@ Ascom / SGPR

O Sindigás – Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Gás Liquefeito de Petróleo – firmou acordo (14/5) com o Governo Federal, por meio do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Secretaria-Geral da Presidência, para a distribuição de botijões de gás para cerca de 200 Cozinhas Solidárias no Rio Grande do Sul, durante os próximos três meses.

Com investimento previsto de cerca de R$ 1,8 milhão, as empresas associadas ao Sindigás irão fornecer em torno de 3 mil botijões de 13 kg por mês para as cozinhas solidárias, organizadas pelo Movimento dos Trabalhadores Sem-Teto (MTST), igrejas e associações civis, nas cidades afetadas pelas fortes chuvas no Rio Grande do Sul. As cozinhas solidárias estão produzindo e distribuindo comida para a população gaúcha, que ficou desabrigada por causa das fortes chuvas.

De acordo com o presidente do Sindigás, Sérgio Bandeira de Mello, esta ação demonstra a preocupação e a solidariedade do setor de GLP com a população afetada pelo desastre ambiental, e seu compromisso com o desenvolvimento do país.

“Estamos confirmando o compromisso que nós firmamos com o Ministério de Minas e Energia, que nós vamos entregar os botijões de gás necessários nas cozinhas, porta a porta, assim como nossos revendedores fazem com a sociedade brasileira”, afirmou Bandeira de Mello.

O acordo foi selado durante reunião com o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, o secretário-geral da Presidência da República, ministro Márcio Macedo, e o presidente da Companhia Nacional de Abastecimento (Conab), Edgar Pretto.

Basf investe na expansão de fábrica de aditivos

A Basf anunciou investimento na expansão de sua fábrica de aditivos avançados, em sua unidade de Nanjing. Impulsionada pela crescente demanda do mercado na Ásia e além, esta nova expansão inclui uma linha de produção de última geração para os dispersantes de polimerização por radicais livres controlados (CFRP) de alto desempenho da Basf, com base em suas tecnologias exclusivas e de ponta. Construída para atingir altos padrões ambientais, a nova linha está planejada para entrar em operação até o final de 2025, com processos de produção de última geração e menor emissão de CO2 “O novo investimento na fábrica de aditivos em Nanjing fortalecerá ainda mais a pegada de produção local da Basf na China, o maior e mais rápido mercado químico do mundo”, disse o Dr. Jeffrey Lou, Presidente e Presidente da Basf Grande China. “Alavancando nossa presença local de inovação e fabricação, estamos entusiasmados em atender às crescentes necessidades de nossos clientes na China, com mais proximidade, eficiência e portfólio de produtos inovadores, contribuindo assim para sua competitividade e crescimento sustentável.” O compromisso inabalável da Basf em fornecer aditivos de formulação e desempenho de classe mundial para a indústria de revestimentos se reflete na expansão contínua da unidade de Nanjing na última década. Hoje, a unidade de Nanjing tornou-se uma potência para os aditivos da empresa na China e na região Ásia-Pacífico, integrando perfeitamente fabricação, serviço técnico, e pesquisa e desenvolvimento.

Sylvain Huguenard, vice-presidente de Aditivos de Gestão de Negócios Globais, acrescenta: “Os benefícios da tecnologia CFRP incluem forte afinidade de pigmentos, e excelente resistência à floculação, possibilitada por uma estrutura de polímero bem definida. Por mais de 20 anos, a Basf tem apoiado os clientes com agentes dispersantes de ponta, baseados em nossos exclusivos polímeros controlados de radicais livres. Este investimento é um testemunho do nosso compromisso com a inovação contínua, a confiabilidade do fornecimento e a sustentabilidade.”

Os aditivos de alto desempenho são amplamente utilizados em indústrias, como revestimentos industriais e revestimentos OEM automotivos. O mercado está constantemente exigindo dispersantes mais universais e de maior desempenho, para ultrapassar os limites do espaço de cores acessível com os pigmentos existentes.

Abrindo caminhos no WorldSkills Finals Lyon 2024

Em 2022, a Basf assinou uma parceria global de vários anos, com a indústria como patrocinadora exclusiva da categoria Pintura Automotiva da WorldSkills International, e será uma parceira prata global da 47ª Competição WorldSkills em Lyon, França, com sua marca de tintas de repintura premium Glasurit.

De 10 a 15 de setembro, mais de 1.500 participantes de mais de 65 países competirão, em 62 competições de habilidades, na WorldSkills Lyon 2024. A organização ajuda a promover a educação e a formação profissional em todo o mundo, e a mostrar as necessidades atuais e futuras de emprego.

Para a categoria de habilidades de pintura de carros, 24 países estão inscritos, para competir com os melhores talentos para a WorldSkills Competition 2024. A Basf apoiará a concorrência, fornecendo seu mais avançado sistema de pintura à base de água Glasurit 100 Line, apoiado com excelentes resultados de referência, comprovados como o principal sistema de pintura de repintura à base de água do mundo, para um desempenho excepcional em tempo de processo, consumo e sustentabilidade.

com know-how por meio de sua plataforma digital Refinity, uma das mais extensas plataformas de informações de repintura do setor. Todos os finalistas e especialistas da WorldSkills terão a oportunidade de serem treinados pelos especialistas da Glasurit, por meio de uma série de webinars, cursos de treinamento on-line, e cursos de treinamento exclusivos, selecionados nos Centros de Competência Refinish de classe mundial, que antecedem a Competição WorldSkills.

“A sustentabilidade tornou-se um elemento importante, embutido na avaliação de cada competição de habilidades, bem como uma habilidade integral para cada pintor dominar. Ao apoiar a WorldSkills Lyon 2024, a Basf demonstra novamente o mais forte compromisso em promover soluções e práticas sustentáveis para as futuras gerações de talentos qualificados e sistemas educacionais”, disse David Hoey, CEO da WorldSkills International.

“Na Basf, apoiamos de todo o coração a promessa da WorldSkills, ‘Onde há uma habilidade, há um caminho!’, e estamos muito entusiasmados em apoiar a competição internacional de habilidades mais importante, em 2024, em habilidades de pintura de carros, mais uma vez”, disse Chris Titmarsh, vice-presidente sênior de soluções globais de repintura automotiva da Basf. “Queremos capacitar nossa próxima geração de jovens pintores, e continuar a inspirá-los e motivá-los a construir uma carreira na profissão de pintura em spray. É por isso que, este ano, intensificamos nossa promessa com nossas soluções Glasurit 100 Line e AraClass mais avançadas, que elevarão o nível geral de treinamento e desenvolvimento, pois, lideram a indústria em tempo de processo, consumo e sustentabilidade, e proporcionarão uma experiência excepcional para nossos jovens talentos.”

Com sua marca Glasurit, a Basf oferece o que há de mais moderno em treinamento para produtos, processos e cores,

O Brasil vai estar lá também: um grupo de 64 competidores brasileiros desembarca na França, em setembro, para mostrar que o país tem os melhores profissionais do mundo! O Brasil vai para a WorldSkills, o mundial de profissões técnicas, com um time de peso, formado por jovens que passaram pela educação profissional, e agora vão disputar provas que testam habilidades individuais e coletivas de suas ocupações, dentro de padrões internacionais de qualidade.

O país terá representantes em 56 modalidades da competição, sediada em Lyon, entre 10 e 15 de setembro. Além dos jovens – que disputam individualmente ou em dupla, dependendo da ocupação –, a delegação conta com um técnico especialista (expert) por modalidade, quatro líderes de equipe de competidores (team leaders) e 38 intérpretes. Ao todo, o grupo brasileiro pode chegar a 160 pessoas.

Os competidores são alunos e ex-alunos do Senai — Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial – e do Senac – Serviço Nacional de Aprendizagem Comercial. Para representar o país, eles passaram por treinamentos e seletivas, regionais e nacional, nos moldes da prova internacional.

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Roberto Schaeffer COPPE

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Mônica Brito TotalEnergies

Yoon Jung Kim Hospital Alemão Oswaldo Cruz

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Consórcio quer industrializar o Nordeste

Os governadores do Consórcio Nordeste abriram o pavilhão do Brasil, promovido pela ApexBrasil – Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos – na World Hyrdrogen Summit & Exhibition, maior feira de hidrogênio verde do mundo, que reúne mais de 15 mil profissionais da indústria de energia, e mais de 500 expositores de todo o mundo.

Segundo a presidente do Consórcio do Nordeste, Fátima Bezerra, a agenda de transição energética está totalmente alinhada com os objetivos de desenvolvimento e neoindustrialização do governo federal. “A sustentabilidade tem de vir junto com a justiça social. Não queremos só vender hidrogênio verde, mas industrializar o Nordeste, trazendo empregos”, afirmou.

Utilizar a atração de investimentos em hidrogênio verde, para catalisar a instalação de uma nova indústria sustentável na região, é consenso entre os governadores. “O Nordeste pode ser um grande hub, não só de hidrogênio verde, mas de uma indústria de baixo carbono que se instale em nossos estados, devido à nossa oferta de energia limpa. Queremos criar clusters industriais em volta das plantas de produção de hidrogênio verde”, afirmou o governador do Piauí, Rafael Fonteles.

gênio verde, até 2030. “Estamos abertos para parcerias para o desenho de uma estratégia de escoamento da produção de hidrogênio do Brasil para Europa”, comentou durante a apresentação da Iniciativa de Portos Verdes aos governadores presentes.

Em um contexto internacional de crise climática e de tensões geopolíticas, a transição para uma economia de baixo carbono é uma oportunidade para o Brasil. Conforme estudo realizado pela Bloomberg, o custo de produção de hidrogênio verde no Brasil é o mais baixo entre países do G20, o que coloca o país em uma posição privilegiada, para tornar-se um hub global de sua produção.

“No atual cenário, o hidrogênio verde ganha sentido de urgência, e a World Hydrogen Summit & Exhibition é um evento de referência no setor, do qual o Brasil não poderia estar de fora. A participação da ApexBrasil busca mostrar as oportunidades do Brasil para investimentos e parcerias, e, por essa razão, a parceria com o Consórcio Nordeste é fundamental”, afirmou Alex Figueiredo, gerente da Agência na Europa.

No espaço de debates e reuniões oferecido pela ApexBrasil, atores de peso do cenário europeu, como autoridades dos Países Baixos, investidores e lideranças de portos locais, participaram, em busca de parcerias estratégicas. Duna Uribe, representante do Porto de Roterdã, explicou que a União Europeia pretende importar 10 milhões de toneladas de hidro-

A HY-5, iniciativa dos portos do Norte da Alemanha, é um case de sucesso, que encontra semelhanças no modelo proposto pelo Consórcio Nordeste. Por meio dela, cinco estados da federação alemã uniram forças, para desenvolver e completar a cadeia de valor para o hidrogênio verde, com o objetivo de tornar sua região na mais importante para o hidrogênio verde, no coração da Europa. “A inciativa alemã tem uma sinergia muito grande com o momento em que estamos vivendo no Consórcio, com vistas à cooperação para geração de infraestrutura”, comentou o Secretário-Adjunto da Secretaria de Desenvolvimento Econômico do Rio Grande do Norte, Hugo Fonseca.

A comitiva dos governadores do Consórcio Nordeste seguiu para Bruxelas, para reuniões com o governo belga e com a União Europeia (UE), com apoio da ApexBrasil, do Ministério das Relações Exteriores, da Embaixada do Brasil na Bélgica, e da Missão do Brasil junto à UE.

“ Este foi um dia de reuniões estratégicas para que o Nordeste possa liderar esse processo de transição energética no País, já que nossa região possui matriz diversa de energia. Em Sergipe, já iniciamos tratativas sobre hidrogênio verde, e colocamos o estado à disposição, para poder fazer parte desse processo. Estamos confiantes em que o estado tem condições de iniciar a transição. E este foi apenas o primeiro dia ”, disse o governador do Sergipe, Fábio Mitidieri.

4ª Feimec se confirma boa estratégia para negócios

A 4a FEIMEC – Feira Internacional de Máquinas e Equipamentos – iniciativa da ABIMAQ – Associação Brasileira de Máquinas e Equipamentos –, organizada pela Informa Markets – reuniu mais de 1.100 marcas expositoras, de 37 países.

“O Brasil hoje tem vantagens comparativas em vários setores, e o que dá essa vantagem são as máquinas e os equipamentos. O país sempre teve uma indústria de máquinas e equipamentos muito forte, sendo um dos principais setores da indústria de transformação, e um dos que mais exporta. Para se ter ideia, em 2023, exportamos US$ 14,5 bilhões em máquinas. E a forma de aprimorar ainda mais a produtividade e a competitividade da indústria é se modernizando, e aqui, na FEIMEC, é possível encontrar a Indústria 4.0, equipamentos para automação, machine learning, máquina ‘conversando’ com máquinas, ou seja, toda a tecnologia de ponta, seja para a agricultura, para a logística e outros”, analisou o presidente executivo da ABIMAQ, José Velloso.

Velloso destaca, nesta edição, o importante volume de negócios realizados. “As empresas confirmaram terem realizado muitas vendas de máquinas, nesses cinco dias de evento, e ficou evidente que muitos compradores esperaram para fechar seus negócios aqui, na FEIMEC, porque aqui é possível ver os concorrentes, as melhores tecnologias e fazer as melhores escolhas”, explica o presidente-executivo da ABIMAQ.

Tradicional atração da FEIMEC, o Demonstrador da Indústria 4.0 foi um dos destaques do evento. Resultado de uma parceria entre a ABIMAQ, IPDMAQ, Informa Markets, e mais de 20 empresas fabricantes de máquinas e equipamentos, de tecnologia e automação industrial, o Demonstrador ocupou uma área de 224 m², e contou com o patrocínio da Beckhoff e Festo, Embrapii, SKA, Metal Work e Fit.

Segundo o coordenador do Demonstrador da Indústria 4.0, João Al-

fredo Delgado, que é também diretor de tecnologia e inovação da ABIMAQ, o cluster voltado para soluções de sustentabilidade chamou muito a atenção do público, porque mostrou como integrar a Inteligência Artificial, a automação em um sistema de sustentabilidade. “Tivemos um case de filtragem de água e outro de uma peneira de lixo para dragagem de vias fluviais. Isso chamou um público um pouco diferente das outras edições, como a Sabesp, que veio visitar-nos e saber mais das soluções apresentadas. Além disso, tivemos as rodadas tecnológicas, nas quais propusemos as demandas de empresas por soluções. Este ano, trouxemos uma empresa do setor agrícola, que procurava soluções para melhorar o maquinário e seu desempenho”.

O Parque de Ideias foi um espaço destinado a conteúdos de relevância sobre o setor industrial, para a atualização profissional dos participantes. A Ilha Soldagem & Corte, reuniu milhares de pessoas que participaram da programação de palestras, e interagiram com as empresas que participaram da ação.

A Arena de Intralogística e Movimentação de Carga, uma área de mais de 1 mil m², com equipamentos, exposição de marcas, e conteúdo atual e diferenciado, focando em diversos setores da economia, como: Indústria 4.0; Agronegócio; Alimentos e Bebidas; Atacadistas; Varejistas; Exportação e Multimodalidade, entre outros, abriu espaço para a interação da indústria com a logística.

O SENAI levou ao evento a Unidade de Conectividade. A escola móvel é equipada com tecnologias de ponta, tais como Wi-Fi6, Antena de Satélite para a internet em áreas remotas, equipamentos 5G e outras, para que, de forma itinerante, se levem o conhecimento e treinamento prático, preparando os estudantes para os desafios do mundo digital. A unidade também apresentou uma série de cases, em que as tecnologias são aplicadas para que os estudantes entendam o impacto da conectividade. Segundo os coordenadores da atração, mais de 12 mil pessoas visitaram a unidade móvel. O FEIMEC Tech, iniciativa para promoção e disseminação de conteúdos voltados à tecnologia aplicada na indústria, abrigou a primeira edição do Prêmio Startup da Indústria, do qual participaram as startups expositoras, patrocinadas pela Associação Catarinense de Empresas de Tecnologia (ACATE). Cada uma das dez concorrentes teve cinco minutos para apresentar seus cases aos dois julgadores, e o vencedor foi a Harbor e seu sistema de inteligência industrial Livemes, que oferece informação em tempo real para diretores industriais tomarem decisões rápidas. Estima-se que o Brasil perca R$ 73 bilhões por ano, devido à paralisação de máquinas no ambiente industrial.

UE marca aniversário da REPowerEU com novo impulso às energias renováveis

No segundo aniversário do pacote REPowerEU, o esforço da UE para retirar o gás russo, lançado em 2022, a União Europeia introduziu um novo pacote, para apoiar a implantação de energias renováveis, o que se segue à lei de emergência das energias renováveis (12/22), e à finalização da Diretiva de Energia Renovável, atualizada em novembro de 2023. Walburga Hemetsberger, CEO da SolarPower Europe, emitiu declaração, lembrando que “dois anos se passaram, desde a invasão russa não provocada da Ucrânia, e o acirramento do foco da Europa na segurança energética. Os últimos 24 meses mudaram para sempre a forma como a Europa olha para as energias renováveis e a segurança. Em crise, a energia solar foi entregue para a Europa com implantação recorde, apoiada pela Estratégia Solar da UE, para tirar o continente do gás russo. Estas novas ações são oportunas, para lembrar aos líderes da UE que não tomem os registos solares como garantidos, e facilitar um maior crescimento. A aceleração das autorizações e o envolvimento das comunidades locais são dois pré-requisitos, para atingirmos os nossos objetivos REPowerEU. Por conseguinte, é positivo ver a recomendação da Comissão, no sentido de dar prioridade às energias renováveis e às infraestruturas na concessão de licenças, reforçando simultaneamente o empenhamento dos cidadãos. A Comissão está também a fornecer orientações muito necessárias sobre a cartografia e a aceleração das áreas, que se alinha bem com Orientação da SolarPower Europe sobre o tema. Alavancar os leilões públicos para resiliência e sustentabilidade é uma boa maneira de recompensar as empresas além do preço. Esses critérios, no entanto, precisam ser precisos e específicos da tecnologia. Estamos prontos para fornecer detalhes sobre como são as regras claras e práticas para leilões de energia solar.”

A SolarPower Europe publicou recomendações, para garantir que os leilões sejam concebidos para apoiar o rápido crescimento das capacidades solares em todos os Estados-Membros da UE, e também publicou uma Orientação de Mapeamento de Energias Renováveis, que estabelece uma série de etapas fundamentais para realizar o mapeamento de energias renováveis, e um “Balanço de Impulsionadores de RES”, fornecendo uma análise sobre a implementação da legislação europeia nos países da UE, para acelerar as licenças de energias renováveis até agora.

INB utiliza tecnologia de ponta que transforma resíduos líquidos da Fábrica de Combustível

Nuclear em cimento

A Indústrias Nucleares do Brasil (INB) está utilizando uma tecnologia de ponta, denominada coprocessamento, no qual os resíduos líquidos da Fábrica de Combustível Nuclear (FCN) estão sendo transformados em cimento, e utilizados no setor de Construção Civil. Só neste ano, a INB planeja destinar 570 toneladas resíduos líquidos para serem transformadas. Com isso, além de diminuir o passivo ambiental, a prática libera espaço de armazenamento, e abre novas possibilidades de encaminhamento dos efluentes do processo, reduzindo os gastos com a manutenção e estocagem dos resíduos. Além disso, o coprocessamento é uma alternativa sustentável e adequada para a destinação desses resíduos, pois, representa uma integração segura do material descartado com o processo de fabricação do cimento. Para destinar os efluentes, a FCN realiza o processo de Modelagem, que verifica o que esse material representará em termos radiológicos. Esse processo foi avaliado e aceito pela Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), pois é totalmente seguro, e não apresenta qualquer tipo de risco.

A FCN entrega os efluentes para a empresa vencedora da licitação, que fica responsável por fazer o blend (mistura de vários materiais) e destinar para a cimenteira. Paralelamente a essa ação, a INB também tem como objetivo reduzir a geração de resíduos, conforme conta Antonella Rocha Ponseggi (GEREP. N), engenheira química responsável pelo processo.

“Estamos trabalhando para essas duas ações. Primeiro, reduzir o custo, mas também reduzir a geração de efluentes, já que parte do carbonato de amônio é reaproveitado dentro da planta. Então, ao invés de destinar, ele volta para o processo de precipitação novamente”, afirmou Antonella.

O gerente de Conversão e Pastilha (GEREP. N), Franciole Jose Ezequiel, diz que houve envolvimento de vários setores da empresa no processo. Segundo o gerente, as áreas de produção, de processo, produção radiológica, e de laboratório estão empenhadas em dar apoio ao projeto, e maximizar os benefícios ao meio ambiente.

Iniciativas e soluções visam a garantir a economia circular de embalagens

Os três “erres” da sustentabilidade, “Reduzir, Reutilizar e Reciclar”, se multiplicam em várias outras ações efetivas – como repensar, reutilizar, redirecionar, responsabilizar-se – que indicam compromisso com o meio ambiente, e que apoiam, não só melhores práticas de consumo, como também um manejo mais eficiente dos resíduos. A Unesco – Organização das Nações Unidas para a Educação, a Ciência, e a Cultura – instituiu o 17 de maio como Dia Mundial da Reciclagem, justamente para ampliar a conscientização, e estimular a adesão das pessoas.

Na jornada pela reciclagem de materiais, o Brasil tem registrado um crescimento sensível da reciclagem do plástico: segundo o estudo mais recente do Plano de Incentivo à Cadeia do Plástico (PICPlast), a reciclagem mecânica de plástico pós-consumo atingiu a marca de 25,6% em 2022, registrando o maior crescimento, desde 2018. Nesse período, os recicladores consumiram um total de 1,7 milhão de toneladas de sucata plástica, entre pós-consumo e resíduo industrial, com alta de 8,5%.

O plástico é um material que tem papel essencial em diversos segmentos, como na proteção dos alimentos, na produção de insumos hospitalares e para a indústria farmacêutica, por exemplo, por garantirem segurança e ampliação da vida útil dos produtos.

“Viabilizar a economia circular desses materiais é de suma importância, e um compromisso para todos os elos da cadeia de valor”, considera Fernando Henrique Diniz, gerente sênior de economia circular da Basf. “A sustentabilidade se alcança, não com a eliminação do material, mas proporcionando novas vidas, que tenham qualidade comercial e segurança para os consumidores”.

Em relação aos plásticos, há questões importantes, que desafiam os recicladores, como o odor, a mistura de cores e tipos de polímeros, ou a presença de contaminantes, por exemplo. Para superar estes e outros aspectos, a Basf disponibiliza soluções B-Cycle, que contemplam, desde a triagem, com o dispositivo que faz a identificação exata do tipo de plástico para separação, passando pela lavagem, até a extrusão e conversão, com o uso de aditivos que maximizam a utilização do conteúdo pós-consumo. Nesse contexto, a linha IrgaCycle mantém a resistência mecânica, melhora a coloração, além de garantir requisitos técnicos importantes no processamento do plástico, proporcionando produtividade, qualidade, e permitindo uma maior circularidade para os plásticos.

soluções de barreira, como o Joncryl HPB, que funcionam como uma alternativa ao polietileno, e podem ser reciclados. E quanto aos rótulos e etiquetas de papel, muitos adesivos utilizados interferem no processo de reciclagem do papel. Para isso, há algumas soluções da linha Acronal, que possuem certificação, tanto para reciclagem, como para contato indireto com alimentos, e compõem o portfólio de produtos que contribuem para a economia circular, na indústria de rótulos e embalagens.

A Basf reconhece o potencial dos créditos de plástico como um instrumento financeiro para acelerar a consolidação de novos regimes de Responsabilidade Estendida do Produtor (REP), ou melhorar aqueles existentes, com critérios rigorosos para sua implementação eficaz. A prioridade deve ser a prevenção da destinação de plásticos ao meio ambiente e a redução da sua acumulação.

Os créditos de plástico podem ser um instrumento de transição útil, desde que atendam a critérios específicos, como: Rastreamento de dados transparente, com auditoria por terceiros, para garantir a veracidade das informações; financiamento adequado, suficiente e contínuo, para atividades de coleta, triagem, reciclagem e recuperação de plásticos; apoio à abordagem holística, que considere todas as tecnologias de reciclagem, priorizando a reciclagem mecânica, mas também incluindo a reciclagem química, quando tecnicamente, ecologicamente ou economicamente viável; implementação coordenada por projetos, cuja elaboração por parceiros, credenciados sob o mesmo órgão que rege a REP, para evitar dupla contagem; e restrição geográfica, para contabilização em metas e cotas regulatórias.

Já para a reciclagem de embalagens de cartão e papelão, há outros tipos de desafios. A aplicação de uma fina camada plástica como barreira nas caixinhas e bandejas para alimentos gordurosos, por exemplo, dificulta a reciclagem. Há

Esses critérios são essenciais, para garantir que os créditos de plástico contribuam efetivamente para a transição para uma economia circular. A empresa se compromete a trabalhar com stakeholders, para garantir a implementação responsável e eficaz de créditos de plástico.

Nas lavouras brasileiras, esse tema possui ainda maior relevância, já que as embalagens dos defensivos agrícolas

devem ter destinos corretos, para evitar a contaminação do solo, as águas superficiais e os lençóis freáticos. A Divisão de Soluções para a Agricultura da Basf, em parceria com o Instituto Nacional de Processamento de Embalagens Vazias (InpEv), tem desempenhado um papel fundamental no avanço da reciclagem no Brasil, por meio do Sistema Campo Limpo. Atuando como parte integrante da cadeia, a empresa não apenas se envolve nos comitês e realiza treinamentos de boas práticas, mas também promove ativamente a conscientização entre os agricultores sobre a importância do retorno das embalagens vazias.

A Basf desempenha um papel significativo na contabili-

zação das embalagens retornáveis, contribuindo para a transparência e responsabilidade no processo. Desde o início das atividades do Sistema Campo Limpo, em 2002, essa colaboração entre agricultores, indústria, revendedores e poder público resultou na destinação ambientalmente correta de mais de 760 mil toneladas de embalagens vazias. Essa iniciativa, liderada pelo InpEv, tem colocado o Brasil como referência internacional em reciclagem, com aproximadamente 94% das embalagens sendo destinadas à reciclagem, e os 6% restantes sendo devidamente incinerados, garantindo uma destinação ambientalmente responsável para 100% dos produtos consumidos no país.

Debate sobre projetos que alteram legislação do setor elétrico

A Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados promoveu audiência pública em abril, para discutir projetos de lei em discussão na Casa que alteram políticas do setor elétrico. O pedido para realização do debate é do deputado Hugo Leal, que busca a avaliação de especialistas sobre o PL 4831/23, que disciplina renovação das concessões de distribuidoras; o PL 444/24, que muda a regra de cálculo dos indicadores de desempenho das distribuidoras; o PL 445/24, que prevê regras para convênio de fiscalização entre Aneel e agência reguladora estadual; e o PL 446/24, que trata da transparência de informações relacionadas às distribuidoras de energia.

@Reprodução/ https://www.youtube.com/watch?v=rUfvEUJAj34&list=TLGGVg3TfypOk4oxNjA0MjAyNA

em meio à evolução do setor energético brasileiro.

Todos esses projetos, segundo o deputado, buscam garantir “eficácia, eficiência e equidade na regulação dos serviços de energia elétrica”. E a audiência, segundo Leal, é “um passo crítico neste processo, oferecendo uma plataforma para debate, colaboração e inovação”.

A Abar – Associação Brasileira de Agências Reguladoras – também debateu a atualização das regras do setor elétrico, em audiência pública na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados. O presidente da Abar, Vinícius Benevides, defendeu o papel das agências reguladoras nas mudanças propostas pelos quatro Projetos de Lei que pautaram a audiência.

Ricardo Brandão Silva, diretor executivo de regulação da Abradee, participou de debate em audiência pública, sobre projetos que alteram a legislação do setor elétrico, promovido pela comissão de Minas e Energia, na Câmara dos Deputados. A constante evolução do setor energético brasileiro, e a necessidade de adaptar-se a novos desafios tecnológicos, ambientais e sociais, exigem um olhar atento e atualizações regulatórias que acompanhem essas transformações. Os Projetos de Lei nº 4831/2023, 444/2024, 445/2024 e 446/2024 são introduzidos

Benevides defendeu o modelo descentralizado da fiscalização dos contratos de distribuição de energia elétrica, definido na concepção da Aneel – Agência Nacional de Energia Elétrica. Atualmente, a metodologia de “delegação de competências da Aneel aos Estados e ao Distrito Federal”, para execução dessas atividades, passa por revisão. Uma consulta pública colheu contribuições sobre a questão até 15 de maio.

De acordo com Benevides, agências reguladoras de 10 Unidades da Federação têm convênios ativos com a Aneel, para fiscalizar os contratos de distribuição. “Considero importante que tenhamos um aumento nesse número de agências conveniadas”, afirmou. O presidente da Abar citou a atuação da Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp), em relação à concessionária de ener-

@Agência Câmara de Notícias Mario Agra

gia elétrica, durante recente crise de prestação do serviço no município de São Paulo.

O debate teve como convidados:

Frederico de Araújo Teles, Diretor do Departmento de Políticas Setoriais do Ministério de Minas e Energia – MME; Alexandre Carlos Leite de Figueiredo, Secretário do SecexEnergia do Tribunal de Contas da União – TCU; Sandoval de Araujo Feitosa Neto, Diretor Geral da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL; Marco Antônio Vilela de Oliveira – Superintendente de Energia Elétrica da Secretaria de Energia e Economia Marítima – SEENEMAR – do Estado do Rio de Janeiro; Vinícius Fuzeira de Sá e Benevides, Presidente da Associação Brasileira de Agências Reguladoras – ABAR; Victor iOcca, Diretor de Energia Elétrica da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres – ABRACE Rosimeire Costa, Presidente do Conselho Nacional de Consumidores de Energia Elétrica– CONACEN; Ricardo Brandão, Diretor Executivo de Regulação da Associação Brasileirados Distribuidores de Eletricidade –ABRADEE; Rodrigo Ferreira, Presidente da Associação Brasileira dosa Comercializadores de Energia – ABRACEEL; Rodrigo Lopes Sauaia, Presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica – ABSOLAR; Heber Galarce, Presidente do Instituto Nacional de Energia

Setor produtivo apoia PL

Limpa – INEL; Hewerton Martins, Presidente do Movimento Solar Livre – MSL; Carlos Evangelista, Presidente da Associação Brasileira de Geração Distribuída – ABGD; Renata Albuquerque Ribeiro, Coordenadora do Programa de Energia e Sustentabilidade do Instituto de Defesa de Consumidores – IDEC.

Segundo o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, a discussão de novas regras acontece em um momento em que o setor elétrico é muito maior que à época da privatização do setor, nos anos 1990. Feitosa exemplificou a expansão do setor com os números da transmissão, operado por 12 concessionárias em 1997, e hoje, por cerca de 300. A rede de linhas de transmissão cresceu, de 70 mil quilômetros, quando a Anatel surgiu, para os atuais 180 mil quilômetros de extensão. A geração também cresceu, de 76 Gigawatts (GW), em 1997, para mais de 200 GW, atualmente.

O diretor-geral da Aneel afirmou, no entanto, que a estrutura funcional da Agência não acompanhou o crescimento do setor, e hoje apresenta déficit de pessoal da ordem de 32%, e da remuneração dos servidores, 30% menor que a de carreiras típicas de estado. Em termos orçamentários, este ano, a Aneel sofreu corte de R$ 32 milhões, o que reduziu em 25% a capacidade da Agência de realizar serviços de fiscalização e de ouvidoria setorial. “Isso significa uma evasão permanente de quadros da Aneel, em direção à iniciativa privada ou ao setor público”, afirmou Feitosa.

que revisa isenção para importados de até US$ 50

“A injustificável desigualdade na tributação entre a produção nacional e as importações de até 50 dólares, via plataformas internacionais de comércio eletrônico, precisa ser revertida urgentemente. É impossível que a indústria e o comércio nacionais, que pagam em média 45% de impostos federais embutidos nos preços, concorram com os produtos importados, que pagam muito menos. O setor produtivo do Brasil apoia e reconhece o esforço da Câmara de Deputados federais, em rever a isenção dos tributos federais sobre essas importações, no Projeto de Lei do Programa de Mobilidade Verde (Mover). Acreditamos que, mais uma vez, o Congresso Nacional vai atuar pelo bem da população brasileira.

@Divulgação

A realidade é que essa injustiça tributária retira empregos dos brasileiros e reduz a arrecadação da União, prejudicando o equilíbrio fiscal importante para o país. Ao perder vendas para essas importações não tributadas, a indústria e o comércio nacionais deixam de empregar quase 500 mil brasileiras e brasileiros. E quem perde mais são os que ganham menos e, principalmente, as mulheres. Desses, cerca de 80% são pessoas que ganham até dois salários-mínimos; e as mulheres respondem por 65% do emprego nesses setores. Por isso, é equivocado dizer que corrigir a injustiça tributária vai prejudicar a população brasileira. As mesmas pessoas que hoje compram

produtos importados com menos tributação podem ser os desempregados de amanhã, quando as indústrias e o comércio em que trabalham fecharem. Vale ressaltar que as pequenas e médias empresas são as que mais empregam, e as primeiras a fecharem. Os estados arrecadam com o ICMS de 17% sobre as importações de até 50 dólares (vis a vis os até 21% de ICMS dos produtos nacionais), mas esse percentual não garante a isonomia – seria preciso instituir um imposto de importação de, no mínimo, cerca de 40% para a equalização do custo tributário federal sobre os nossos produtos produzidos no Brasil. Em 2023, em apenas cinco meses com a tributação de ICMS, os estados arrecadaram R$ 632,2 milhões. Com a inclusão do imposto de importação ou o aumento do ICMS, a arrecadação sobre essas importações deve superar R$ 5 bilhões, em um ano.

O setor produtivo nacional, aqui representado pela Confederação Nacional da Indústria (CNI), Confederação Nacional do Comércio de Bens, Serviços e Turismo (CNC) e Confederação da Agricultura e Pecuária do Brasil (CNA), confia que a Câmara dos Deputados, como importante representante dos verdadeiros interesses da população brasileira, aprove o Projeto de Lei que resolve esse grave problema, e garanta mais produção e mais emprego para os brasileiros. Somos uma só Nação e o bem de todos sempre deve estar acima de tudo”.

Tecnologia têm 95% de eficiência na produção do biogás em pequenos

Mais de 60% dos resíduos orgânicos recolhidos no Brasil têm destinação correta: os aterros sanitários. Eles oferecem menos riscos ao meio ambiente, por evitar a contaminação do solo, água e ar. Porém, ainda há diversas formas de diminuir ainda mais o impacto ambiental, transformando lixo em energia.

A parceria, entre a holding brasileira Ambiensys e a suíça Hoffstetter Gastechnik, traz uma tecnologia capaz de reduzir a emissão de gases poluentes em operações de aterros sanitários de médio e pequeno porte, por meio da desgaseificação em plantas modulares em contêiner, um sistema de tanques de armazenamento.

e médios aterros sanitários

Por serem plantas compactas, a tecnologia é capaz de atender o mercado de aterros sanitários de pequeno e médio porte, que hoje é pouco atendido, além de gerar 95% de eficiência na produção do biogás e produzir milhões de kWh por ano. “Isso ajuda na descarbonização do país, pelo foco do bom gerenciamento de resíduos, pois a tecnologia capta o gás e o transforma em energia”, aponta Lucca Thiesen Barros, gerente de Novos Negócios do Grupo Ambiensys.

Com um estudo de viabilidade para cada cliente, é também avaliado o tempo de retorno do investimento em motores a biogás. Caso evidenciada a não viabilidade, pela vazão ou características do biogás, a empresa mesmo assim oferece a solução de captação e queima em flare livre.

De acordo com Lucca, a simples queima do gás metano proveniente de aterros sanitários já pode ser computada em créditos de carbono, uma vez que a queima converte o gás metano em dióxido de carbono. Ele conta que o metano, principal composto do gás de aterro, causa de 21 a 27 vezes mais aquecimento global do que o dióxido de carbono (CO2). “O empresário que escolher pela captação pode atuar na transformação em biogás, que além de commodities em crescimento, também contribuem para a cogeração de energia, processo que proporciona o aproveitamento de mais de 60% da energia térmica proveniente do lixo”, pondera.

Novos negócios – Segundo o presidente da Ambiensys, Ricardo José Barros, o termo de cooperação bilateral entre a holding e a Hoffstetter Gastechnik, trata-se da primeira iniciativa, na qual

o grupo brasileiro é co-participante no plano de investimento. “Estamos tornando-nos em uma central de serviços compartilhados. Passamos a atuar em parceria com empresas estrangeiras na viabilidade, pesquisa de mercado e plano de investimento de tecnologias em território nacional, como um hub de sustentabilidade”, explica o presidente.

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De acordo com o Plano Nacional de Resíduos Sólidos, os lixões e aterros controlados devem acabar, em 2024, com o investimento em destinação correta dos resíduos das cidades, como a criação de aterros sanitários e a contratação de empresas especializadas nesse tipo de trabalho. Dados do Sistema Nacional de Informações sobre Saneamento (SNIS), do Ministério das Cidades, apontam que o país ainda tem 2,1 mil depósitos inadequados, entre lixões e “aterros controlados”, o que corresponde à destinação de 40% de todo o lixo gerado no país, de acordo com o Panorama dos Resíduos Sólidos, da Abrema – Associação Brasileira de Resíduos e Meio Ambiente. Esse montante equivale a 233 estádios do Maracanã lotados, que têm como destino lixões a céu aberto, valas, terrenos baldios e córregos urbanos.

Unipac avança no Programa Pellet Zero

A Unipac, reconhecida como uma das indústrias de transformação de polímeros mais completa do Brasil, segue firmemente comprometida com o Programa Pellet Zero – OCS (PPZ-OCS), reforçando seu empenho na sustentabilidade e na preservação do meio ambiente. Em agosto de 2023, a Unipac aderiu voluntariamente ao programa, engajando suas unidades de Pompeia (matriz) e Paulínia, ambas localizadas no estado de São Paulo. Desde então, tem implementado medidas eficazes para prevenir a dispersão de pellets no meio ambiente, como parte de suas práticas operacionais.

“Nossa adesão ao Programa Pellet Zero reflete nosso compromisso contínuo com a responsabilidade ambiental. Estamos empenhados em adotar práticas que não apenas atendam às demandas do mercado, mas também protejam e contribuam positivamente para o ecossistema”, enfatiza Gabriel Gonçalves, Presidente da Unipac.

O Programa Pellet Zero é uma iniciativa nacional baseada no programa internacional Operation Clean Sweep, desenvolvido para combater a crescente poluição plástica em rios, oceanos e outras fontes de água, visando à preservação desses recursos. No contexto brasileiro, a Abiplast – Associação Brasileira da Indústria do Plástico – desempenhou um papel fundamental ao lançar esse programa, com o objetivo de conscientizar e mobilizar a indústria de plásticos, para adotar medidas preventivas de contenção de pellets, uma importante fonte de poluição nos ecossistemas aquáticos.

O Programa PPZ-OCS consiste em cinco etapas:

1. Compromisso: a Unipac se compromete voluntariamente a aplicar boas práticas para prevenir a dispersão de pellets no meio ambiente;

2. Diagnóstico: uma análise abrangente identifica os pontos críticos de perda de pellets durante as operações;

3. Plano de Trabalho: com base nos resultados do diagnóstico, um plano detalhado é desenvolvido;

4. Implementação do Plano de Trabalho: as estratégias delineadas são postas em prática, estabelecendo um processo contínuo de qualidade;

5. PPZ-OCS Blue: nesta fase de consolidação, a empresa demonstra plena aderência às práticas de contenção de pellets, buscando a certificação PPZ-OCS Blue.

A cada etapa implementada, a empresa recebe uma estrela como forma de reconhecimento e incentivo, para continuar a implementação do programa.

Dow lança três novas soluções de baixo carbono, circular e

bio-circular

A Dow Poliuretanos apresenta três novas linhas sustentáveis de soluções de propilenoglicol (PG) no Brasil. A linha Renuva permite a substituição de matérias-primas de origem fóssil por resíduos provenientes do pós-consumo. A linha Ecolibrium reduz o uso de matérias-primas baseadas em fósseis e, no seu lugar, utiliza produtos de origem biológica. Já Decarbia é uma solução de carbono reduzido através do uso de fontes de energia renováveis*. O mercado brasileiro também conta com a linha Decarbia para soda cáustica, lançada recentemente.

As soluções propilenoglicol (PG) são adequados para uma ampla gama de aplicações na indústria, incluindo cuidados pessoais, cosméticos, farmacêuticos, ingredientes alimentares, aromas, fragrâncias, agrícolas e industriais.

As tecnologias são desenvolvidas a partir de uma abordagem de balanço de massa, técnica eficiente que demonstra o uso de matérias-primas alternativas e uso de energia renovável para fabricar o propilenoglicol em larga escala, no setor químico. Com essa abordagem, a Dow recebeu recentemente a certificação International Sustainability and Carbon Certification (ISCC) PLUS na planta de Aratu/BA. O ISCC PLUS é um padrão de certificação mundial para cadeias de abastecimento totalmente rastreáveis e ambientalmente, socialmente e economicamente sustentáveis. “Estamos orgulhosos em estabelecer, de maneira pioneira, inovações na produção de materiais mais sustentáveis no Brasil, demonstrando nosso compromisso em promover a economia circular em toda a cadeia de valor”, afirma Thales de Oliveira, líder de sustentabilidade para as Américas da Dow Poliuretanos.

À medida em que a Dow acelera a sua jornada de sustentabilidade, continua a procurar formas inovadoras de incorporar matérias-primas alternativas, especificamente aquelas obtidas por meio de energia renováveis, de base biológica ou derivadas de consumo pós-industriais. “A procura por materiais circulares, biocirculares e de baixo carbono para os mercados finais de poliuretano está aumentando e, ao utilizar as nossas tecnologias avançadas de circularidade, podemos oferecer aos nossos clientes os mesmos produtos de alta qualidade com mais benefícios”, ressalta Leonardo Censoni, diretor comercial do negócio de Poliuretanos da Dow para a América Latina.

Descubra mais sobre as soluções de propilenoglicol da Dow.

* Fonte: cálculo da Dow da pegada de carbono do produto “Cradle to Dow Gate”, seguindo ISO 14044/67

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Cela espera dobrar os negócios

A Cela – Clean Energy Latin America –, empresa especializada em assessoria financeira e consultoria estratégica para empresas e investidores do setor de energia renovável no Brasil e no mundo, acaba de estruturar uma nova área para ampliar os negócios com assessoramento de fusões e aquisições (M&A) e financiamento de projetos (Project Finance) nos mercados de energia eólica, solar, armazenamento de energia e hidrogênio verde no Brasil.

e aquisições no setor de energias renováveis somam cerca de R$ 50 bilhões, acumulados no Brasil nos últimos dez anos.

A nova área de assessoria financeira da Cela passa a ter uma equipe dedicada nos processos de M&A e Project Finance, e será comandada pelo executivo Irving Petrazzini, que possui mais de 15 anos de experiência combinada em fusões e aquisições, financiamento e gestão de empresas de alto crescimento. Com passagens pelo Banco Votorantim, Morgan Stanley, BTCompany e Digital House (investida Kaszek e Riverwood), Petrazzini traz experiência na estruturação e execução de estratégias de crescimento baseadas em aquisições. É formado em engenharia elétrica pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (USP), com MBA na The Wharton School.

A proposta da CELA com a nova estrutura é dobrar os negócios no próximo ano nas áreas de M&A e Project Finance. Na última década, a empresa já assessorou cerca de 3,5 gigawatts (GW) em transações nos setores de energia eólica e solar, incluindo companhias e empreendimentos de geração centralizada e de geração distribuída de diferentes portes.

A CELA participou como assessora financeira de transações importantes no mercado de energias renováveis, como, por exemplo, a venda de projetos da Sunedison na América Latina para a Actis, criando a Atlas Renewables na geração centralizada, e a compra de plantas da RGD (joint venture entre a Gera e a Raízen) pela Athon Energia, este ano, na geração distribuída.

“Com o crescimento sustentado e cada vez maior maturidade dos setores de energia eólica e solar no Brasil, investidores de fora do setor de energia têm buscado oportunidades de entrar nestes mercados, via aquisição de projetos e empresas existentes, e empresas do setor têm buscado consolidar ativos em plataformas maiores. E estamos prontos para viabilizar esses negócios no País”, comenta Camila Ramos, CEO da Cela. “Também, no contexto do ESG, investidores financeiros e estratégicos buscam maior exposição em ativos, no setor de transição energética”, acrescenta.

Segundo estudo recente da Cela, os acordos com fusões

O dado faz parte do “Panorama de M&As no setor de energias renováveis”, feito de forma independente pela Cela, a partir de pesquisas e contribuições dos players dos mercados de solar fotovoltaica e eólica no Brasil. De acordo com o relatório, foram mapeados mais de 50 gigawatts (GW) de projetos e empresas transacionadas entre 2014 e 2023. O estudo traz uma análise agregada dos especialistas da Cela de mais de 190 transações de empresas e projetos relacionados à energia solar fotovoltaica e energia eólica, incluindo as grandes usinas centralizadas (larga escala) e os médios empreendimentos de geração distribuída (até 5 megawatts).

Segundo o relatório, entre os anos de 2014 e 2023, houve um aumento de mais de 400% no número de transações mapeadas anualmente e um crescimento de mais de 8 vezes na capacidade total (GW) transacionada. Somente nos últimos 24 meses, entre 2022 e 2023, foram mapeadas mais de 60 transações, totalizando aproximadamente R$ 25 bilhões e uma capacidade de 30 GW em transações.

De 2020 até 2023, o volume de transações se intensificou, por inúmeros motivos, com destaque para o crescimento dos acordos na área de geração distribuída (GD), embora se caracterize por projetos de menor porte.

No caso do volume financeiro transacionado, os projetos centralizados, sobretudo da fonte eólica, aparecem de forma mais expressiva, dado o tamanho dos empreendimentos e a potência instalada nas usinas de grande escala. “Assim, os valuations totais são diretamente proporcionais a capacidade total transacionada e, consequentemente, mais expressivos para os projetos de geração centralizada”, conclui Camila.

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Inaugurado o complexo de polióis de 1,3 bilhões de euros da mol em Tiszaújváros

• O projeto de 1,3 mil milhões de euros é o maior investimento orgânico da MOL até a data, para o qual também recebeu apoio do Estado húngaro;

• O complexo produzirá matérias-primas para bens de consumo de plástico durável, como colchões de cama, assentos de carro moldados, isolamento para casas e solas de borracha elástica para calçados esportivos;

• Graças à tecnologia inovadora das alemãs thyssenkrupp Uhde e Evonik, a fábrica está operando com a mais avançada tecnologia disponível.

Tiszaújváros, 14 de maio de 2024 – O complexo de polióis de 1,3 bilhão de euros da MOL em Tiszaújváros, com capacidade de cerca de 200.000 toneladas de poliol por ano, foi inaugurado. A cerimônia, dirigida pelo primeiro-ministro da Hungria, Viktor Orbán, pelo presidente-executivo da MOL, Zsolt Hernádi, e pela membro do conselho da thyssenkrupp, Ilse Henne, marca um marco significativo para a empresa. O Grupo MOL é a única entidade na Hungria e na Europa Central e Oriental a cobrir toda a cadeia de valor, desde o processamento de petróleo até a produção de poliol (uma matéria-prima plástica amplamente utilizada).

O Grupo MOL realizou uma cerimônia de inauguração em Tiszaújváros para celebrar a conclusão de seu maior investimento orgânico, o complexo de polióis. MOL, thyssenkrupp e Evonik IP assinaram o contrato de licença no verão de 2017, e a pedra fundamental do complexo foi lançada em setembro de 2019.

As principais unidades foram transportadas para Tiszaújváros entre 2019 e 2020, principalmente por água, e foram seguidas pela conclusão das plantas de peróxido de hidrogênio, óxido de propileno, poliol e propilenoglicol do complexo. Além das quatro plantas principais, uma planta piloto de poliol, um laboratório de garantia de qualidade e, em Százhalombatta, um Centro de Pesquisa e Desenvolvimento, também foram construídos.

“Estou orgulhoso por termos concluído o complexo de polióis. Foi um verdadeiro esforço de equipe internacional, uma grande colaboração, envolvendo milhares de pessoas nos últimos seis anos, que nos permitiu entregar o maior investimento de todos os tempos do MOL Group, talvez o maior desenvolvimento da história moderna húngara. Percorremos um longo caminho, mas o caminho que temos pela frente é ainda mais longo. O complexo de polióis fortalecerá significativamente a posição e a competitividade da nossa empresa, com toda a cadeia de valor, desde o processamento do petróleo até a produção do poliol. Este investimento recolocou Tiszaújváros no mapa da indústria química europeia, tornando-a em um dos mais importantes centros industriais da região. Aumentará a competitividade industrial do nosso país, e poderá catalisar o crescimento econômico também. Através deste investimento, a Hungria será mais forte, pois o sucesso da MOL é o sucesso de todo o país”, disse Zsolt Hernádi, presidente e CEO do MOL Group.

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“Com este novo complexo de poliol MOL, estabelecemos novos padrões em termos de eficiência, respeito ao meio ambiente e automação, combinando tecnologias comprovadas com soluções inovadoras”, disse Nadja Håkansson, CEO da thyssenkrupp Uhde. “Somos gratos pela parceria profunda e de confiança com a MOL. Esta planta de poliol é um verdadeiro marco de projeto, e uma grande demonstração de como nós, da thyssenkrupp Uhde, possibilitamos a transformação verde industrial. Com unidades de fábrica totalmente integradas e altamente automatizadas, os valiosos produtos químicos de poliol serão produzidos de forma altamente eficiente e sustentável.”

O projeto envolveu uma equipe internacional de milhares de especialistas, com trabalhos de projeto de engenharia realizados na Alemanha, Tailândia, Índia e Hungria. Os equipamentos da fábrica vieram de 24 países. A construção do complexo envolveu 75.000 metros cúbicos de betão, 13.000 toneladas de aço, 2.500 quilômetros de cabos e 700 km de condutas, colocadas em mais de 18 milhões de horas de traba-

lho. O governo húngaro contribuiu com 131,5 milhões de euros para o projeto: um crédito de imposto sobre as sociedades de 93,6 milhões de euros, que pode ser reclamado, quando o investimento estiver operacional, e uma subvenção de investimento de 37,9 milhões de euros, com base numa decisão individual do governo.

O poliol é uma das matérias-primas plásticas mais procuradas, usada em uma ampla gama de indústrias, desde a fabricação de carros até roupas e isolamento. O poliuretano é feito de poliol e é o material base para muitos dos bens de consumo duráveis que todos encontram em suas vidas cotidianas.

Poliuretano feito de poliol é necessário:

• para a produção de colchões de espuma, colchões de cama, espuma para assentos confortáveis em sofás e poltronas e espumas rígidas para isolantes de geladeiras;

• para a produção de materiais isolantes utilizados na indústria da construção, seja para o isolamento da fachada de um edifício ou de uma tubulação;

• para a produção de selantes e adesivos familiares de lojas de bricolage, e as solas de borracha elástica de tênis de corrida.

A fábrica de Tiszaújváros produzirá poliol usando um dos métodos mais eficientes e ecológicos, disponíveis atualmente. De acordo com os cálculos da MOL, a fábrica contribuirá com cerca de 150 milhões de euros anuais para os resultados financeiros do Grupo MOL, e proporcionará emprego no longo prazo para cerca de 300 pessoas.

O Grupo MOL vem fortalecendo seu negócio químico há quase dez anos: a nova planta de extração de butadieno foi concluída em 2015, com um investimento de HUF 35 bilhões, seguida pela planta de borracha sintética (S-SBR) em 2018, com um investimento de HUF 100 bilhões. Em 2016, a empresa anunciou uma grande mudança estratégica, para se preparar para a transição energética e o mundo pós-combustíveis fósseis, expandindo seu portfólio. Como parte da terceira e maior onda de investimentos no negócio petroquímico, ao lado do complexo de polióis, a planta de polipropileno é o elemento mais importante, que é um investimento de HUF 65 bilhões, e há quase 2 bilhões de euros de investimentos no ciclo de vida que garantirão o futuro de longo prazo do negócio químico.

Ultragaz avança na distribuição de biometano no país

Conhecida pela distribuição do GLP, o chamado “gás de cozinha”, a mais de 11 milhões de residências e 60 mil empresas, a Ultragaz está dando mais um passo no plano de ampliar sua participação em meio à transição energética em curso no país, com a expansão da oferta de novas soluções em energia renovável no território nacional.

A companhia, que adquiriu a Neogás em 2022 para ingressar no mercado de gás natural e biometano, agora avança para interiorizar o acesso do combustível, em larga escala, produzido a partir de resíduos orgânicos a grandes indústrias hoje localizadas em regiões não atendidas por gasodutos – conhecidas como off-grid.

A partir da infraestrutura da Ultragaz, empresas como Nestlé e PepsiCo passaram a contar com o fornecimento do biometano, para apoiá-las em suas jornadas de descarbonização e metas ESG. Até o final de 2024, a Ultragaz prevê o fechamento de novos acordos de venda de biometano com setores estratégicos da indústria nacional, como o automotivo, metalúrgico, cerâmico, têxtil e o agronegócio.

tragaz será de até 68 mil metros cúbicos, ao dia.

Outro contrato recém firmado envolve o fornecimento estimado de até 10 mil metros cúbicos por dia de biometano, no estado do Rio de Janeiro, a partir da usina GNR Dois Arcos, em São Pedro da Aldeia/RJ. A planta tem o biogás captado e purificado também pela MDC, em unidade operada em parceria com o Grupo Osafi, proprietário do aterro.

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A estratégia passa por viabilizar a conexão com os maiores produtores de biometano do país. Nesse sentido, fechou um acordo com a Essencis Biometano, parceria entre MDC e Solví Essencis Ambiental, localizada em Caieiras/SP, para produção do energético renovável proveniente do maior aterro sanitário em operação da América Latina, operado pela Solví. O volume de biometano previsto a ser fornecido à Ul-

“Desde o início da jornada de incorporação do biometano ao nosso portfólio, temos avançado para firmar parcerias estratégicas e aprimorar ainda mais nossa excelência operacional e expertise no transporte de GNC (Gás Natural Comprimido), via modal rodoviário, viabilizando assim uma importante alternativa sustentável aos clientes industriais”, comenta Guilherme Darezzo, Vice-presidente de Operações da Ultragaz.

De origem certificada e qualidade garantida, o biometano fornecido à Ultragaz segue as resoluções da ANP. A empresa já recebe o biometano no modal comprimido, reduzindo seu volume em aproximadamente 260 vezes, o que favorece sua escalabilidade e transporte para diversas regiões do Brasil. “Estamos em um momento-chave no setor e vemos o Brasil no centro das discussões globais sobre sustentabilidade. Por isso, queremos protagonizar a transição energética, por meio de um portfólio completo de soluções em energia”, completa Darezzo.

Simak Rent, empresa de locação de veículos pesados, spin-off do grupo Manserv, planeja investir R$ 2 bilhões

até 2026 para

expandir operações

Companhia já com conta com 1.579 ativos locados, entre equipamentos de linha amarela, linha verde e caminhões. Frota deve chegar a 2.080 ativos em 2024, com novos contratos.

A Simak Rent, empresa criada pelo grupo Manserv, em 2023, para disputar o mercado brasileiro de locação de veículos pesados, planeja investir R$ 2 bilhões, até 2026, em ampliação da frota, digitalização das operações e expansão dos negócios no país.

A companhia fechou o primeiro ano de atividade com faturamento bruto de R$ 242 milhões, receita líquida de R$ 220 milhões, 18 novos contratos firmados, e 1.579 ativos em operação, contemplando veículos de linha amarela, linha verde e caminhões pesados e extrapesados. Os dados foram auditados pela Ernst Young.

Em 2023, a companhia investiu R$ 400 milhões para dar início ao projeto. A Simak Rent começou a operar em março do ano passado e a carteira de contratos já soma R$ 1,6 bilhões em acordos de longo prazo.

“Tivemos um excelente primeiro ano de operação. Hoje, 97% da frota está alocada em contratos de longo prazo, com média de duração de 52 meses, conquistamos 18 contratos novos, ao longo de 2023, e estamos experimentando forte alta na demanda por novos projetos no início deste ano”, diz o CEO da Simak Rent, Anderson Antonio de Abreu.

A Simak tem contratos firmados com empresas de 22 setores da economia, com presença relevante em áreas, como mineração, fertilizantes, químico, siderurgia e energia. A companhia projeta expansão de 32% na frota em 2024. “Devemos incorporar 510 novos equipamentos, ao longo deste ano, para fazer frente ao crescimento das operações”, diz o CEO da Simak. “Só no primeiro trimestre, já realizamos a encomenda de 200 ativos para atender novos contratos”. A expectativa é fechar 2024 com 2.080 ativos em operação.

analytics, reestruturação de processos e capacitação de equipes, na busca contínua por níveis cada vez maiores de excelência e competitividade, tornando-se em uma empresa data driven

A iniciativa prevê a entrada em operação, ainda este ano, de um centro de monitoramento suportado por uma plataforma própria, capaz de monitorar parâmetros de operação de equipamentos de diversos fabricantes diferentes, integrar-se ao ERP, para cruzamento de informações de processos como, por exemplo, manutenção, além do uso de algoritmos específicos para a tomada de decisão e geração de alertas e recomendações.

Os equipamentos da linha amarela (pás carregadeiras, escavadeiras, entre outros) respondem por 36% da frota Simak. Já o segmento de linha verde responde por 5% dos ativos, e reúne equipamentos para atividades agroflorestais. Caminhões (pesados e extra-pesados) compõem 59%.

Um dos pontos centrais da atuação da Simak é o uso intensivo de tecnologia para oferecer serviços diferenciados aos clientes, além de otimizar a eficiência operacional da empresa. A Simak está investindo R$ 7 milhões em transformação digital, incorporando plataformas de ponta para data

O objetivo é utilizar os sistemas de telemetria embarcados nos equipamentos para obter dados, e usar a plataforma para análise e geração de relatórios gerenciais aos clientes, apontando posição, estado, condições de uso dos equipamentos e medidas preventivas, para reduzir custos com combustível, controlar emissões de CO2, e mitigar acidentes, desgastes, paradas e manutenção. “Vamos usar nosso know how para gerar valor, ajudando os clientes a gerirem as frotas e sua aplicação em campo”, explica o CEO da Simak.

Este ano, a Simak também tem como meta concluir a construção de seu centro operacional na cidade de Contagem, em Minas Gerais, que vai receber R$ 35 milhões em investimentos. Com uma área de 22 mil m², o Centro de Operações da Simak está localizado próximo ao ecossistema das principais rodovias nacionais, facilitando a logística de equipamentos.

A empresa conta com 601 colaboradores. Até o final de 2024 serão 700. A Simak Rent está presente em 22 estados, e conta com 140 sites espalhados pelo país.

Descubra a excelência em medição e controle de vazão na distribuição de combustíveis com METROVAL

A distribuição de combustíveis desempenha um papel crucial na infraestrutura energética mundial. Responsável por garantir o abastecimento eficiente de combustíveis, esse serviço é uma peça-chave na cadeia de suprimentos da indústria de energia. Através do armazenamento e a distribuição de combustíveis, as bases e terminais desempenham um papel vital na garantia da oferta constante e confiável de energia para indústrias e consumidores finais, espinha dorsal da economia nacional.

Dentro das bases ou terminais de distribuição, várias atividades são essenciais para garantir a eficiência e a segurança das operações, bem como o atendimento às legislações ambientais. O cumprimento dessas normas é fundamental para assegurar a sustentabilidade das operações, minimizando o impacto ambiental das atividades do terminal, como o controle de emissões atmosféricas, por exemplo. Da mesma forma, a segurança operacional é uma prioridade absoluta, potencializado por um ambiente que manipula produtos inflamáveis e

muitas vezes toxicos, é vital adotar práticas e procedimentos rigorosos para prevenir acidentes.

É justamente nesse contexto que os produtos e serviços METROVAL desempenham um papel importante. Cientes e orgulhosos da performance do Brasil como produtor de combustíveis renováveis e ambientalmente menos agressivos, oferecemos também nossa unidade de recuperação de vapor (URV), que contribui para o atendimento à legislação ambiental, auxiliando na redução das emissões atmosféricas e garantindo a conformidade com os mais rigorosos critérios internacionais para emissões.

Destacam-se também nossos sistemas de medição de vazão automáticos para carregamento e descarregamento de combustíveis em diferentes modais (rodoviário, ferroviário ou fluvial) que oferecem muito mais que apenas segurança operacional, mas sim grande eficiência, permitindo uma resposta muito rápida a mudanças nas condições do mercado. A exatidão e a confiabilidade dos

Medidor velocimétrico tipo turbina

sistemas de medição de vazão, garantem alta performance no controle de quantidade e qualidade dos volumes de combustíveis recebidos ou expedidos, minimizando perdas e garantindo a satisfação do cliente.

Por fim, é importante ressaltar que um grande diferencial da Metroval é executar a fabricação de seus produtos e sistemas no Brasil, onde além de fortalecer nossa economia, a produção nacional oferece sensíveis

benefícios adicionais, como menor vulnerabilidade às flutuações cambiais e maior facilidade na reposição de peças e prestação de serviços. Isso significa que nossos clientes podem contar com nossos produtos e serviços de forma consistente e confiável, sem as preocupações associadas à dependência de produtos estrangeiros. Em um mercado tão dinâmico e desafiador como o de distribuição de combustíveis; segurança, agilidade, confiabilidade e parceria, são argumentos inestimáveis.

Válvulas de controle

O todo na parte – a importância da O todo na parte – a da da legislação e

do preço do gás para da legislação e do preço do gás para

AArsesp, agência reguladora de São Paulo, atualizou, em dezembro do ano passado, as regras do mercado livre de gás natural no estado. A agência pontua que, apesar desse mercado ser regulado em SP desde 2011, não se desenvolveu por problemas na oferta, dominada pela Petrobras, e pelo pouco acesso à infraestrutura, mas, como o estado passaria a contar com três novos fornecedores, incluindo um de biogás, era um bom momento para incentivar o consumidor. Nesse mercado livre, o consumidor tem tarifa menor, calculada pelos volumes contratados. O novo cenário possibilita inclusive a rescisão antecipada dos contratos firmados, atendido pelas concessionárias do

estado – Comgás, Necta e Naturgy. A Arsesp destaca que os contratos de suprimento, celebrados em 2023 entre a Petrobras e as concessionárias paulistas para a próxima década, permitem que as distribuidoras reduzam a sua quantidade diária contratada, sem aplicação de penalidade. E aí podem migrar para o mercado livre ou manter seu abastecimento parcialmente atendido pelo mercado cativo por prazo indeterminado, sem exigência de migração total, podendo ainda retornar do livre para o cativo.

O mercado respondeu rápido. A Compass – que controla a Comgás – criou uma empresa de comercialização, a Edge, para atuar no mercado livre de gás natural. A empresa

origem, o país

já tem acordos com novos clientes, e espera uma agenda mais intensa a partir do segundo semestre. Até porque está diversificando suas fontes de suprimento – seu Gás Natural Liquefeito é importado pelo TRSP – Terminal de Regaseificação de São Paulo –, envolvido no impasse com a ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Para honrar seus contratos, a Edge já comprou gás do Pré-Sal e teve de importar gás da Bolívia, o que somou cerca de 1,3 milhão de m3/d.

As expectativas melhoraram, porque a Petrobras estabeleceu uma nova política de preços para gás natural, em resposta ao aumento da competição no mercado nacional, que

Para Rogério Manso, presidente executivo da ATgás, “O mercado aberto está desenvolvendo-se progressivamente. Em algumas regiões, até mais rápido do que o esperado, com a entrada de novos agentes, que já provocam um movimento de preço favorável ao consumidor de gás natural. Essa abertura e engajamento atraem novos investimentos, o que sinaliza que o mercado está indo na direção certa. Agora, o ritmo depende da capacidade de se manter e acelerar esse avanço.

Vemos hoje a perspectiva de entrada do biometano de forma mais afirmativa e sólida. Produzido localmente, ganhará espaço, substituindo, não só o gás natural, mas também outros combustíveis. A especificação definida pela ANP viabiliza a injeção na rede de dutos, tanto na de transporte quanto na de distribuição. Ou seja, a molécula do biometano é a mesma, do gás natural, mas, é renovável.

Existe uma mobilização muito forte dos atores envolvidos, no sentido de acelerar a entrada do biometano no sistema, trabalhando em diversas frentes para viabilizar essa oportunidade. A mistura do gás de baixa emissão de carbono vai certamente se apoiar em mecanismos de controle. As entidades inspetoras/certificadoras poderão garantir que estes volumes de fato são produzidos a partir de matéria orgânica, monitorando o processo produtivo.

O gás natural, de maneira geral, faz avançar a descarbonização, porque ele substitui combustíveis fósseis mais poluentes, como carvão e os derivados de petróleo. É importante que o biometano e o gás natural andem de mãos dadas. Os biocombustíveis, ao usarem a logística existente, se beneficiam da infraestrutura estabelecida. Isso já aconteceu com o etanol e o biodiesel, cujos mercados foram desenvolvidos utilizando navios, dutos, terminais e postos, que revendem gasolina e diesel.

Então, é normal que os combustíveis novos e tradicionais caminhem unidos, porque é importante ter escala no transporte, na movimentação, na estocagem. O mercado precisa de escala e capilaridade. E você só consegue isso tendo grandes volumes. Então, basicamente, o biometano vai crescer, usando, também, a roupa do irmão mais velho, por assim dizer, certo?

Acreditamos que as regras estão colocadas e estão fazendo o mercado funcionar. E que os seus benefícios serão cada vez mais claros para a sociedade, de uma maneira geral. É mais investimento, é preço mais baixo, são novas oportunidades de emprego, renda e royalties. E, principalmente, é um acelerador para a transição energética, na qual o gás natural já desempenha um importante papel.”

ganhou mais terminais privados de importação de gás natural liquefeito. A Petrobras anunciou as mudanças de preço que valem para as distribuidoras de gás canalizado e para o mercado livre. E afirmou que os preços para as concessionárias estaduais podem cair até 10%, dependendo das negociações com as companhias.

A corrida nesse mercado também é um estímulo para que a Petrobras inicie as operações no gasoduto Rota 3 (para receber até 18 milhões de m³/dia), dentro do prazo para partida ainda no segundo semestre de 2024; mantenha atenção na construção da unidade de processamento de gás natural do Polo Gaslub (Comperj), em Itaboraí/RJ, com capacidade para processar 21 milhões de m³/dia de gás.

A Edge iniciou a operação de seu terminal de GNL em abril, sem autorização da ANP, que interditou as operações até que o aval seja dado. A Edge alega que opera o terminal com base em aprovação tácita, prevista na Lei da Liberdade Econômica. O que ia se resolver ainda em maio, e pode demorar mais um pouco, porque a autorização do TRSP estava na pauta da diretoria da Agência, mas, com o pedido de vistas do diretor Fernando Moura, pode demorar um pouco mais, até porque é um assunto que vai repercutir em outro impasse: o acordo com a Arsesp para harmonização na classificação do gasoduto Subida da Serra, da Comgás.

Para entender melhor esse assunto, basta olhar para a Yara, , uma das maiores consumidoras industriais de gás do estado de São Paulo, que consome mais ou menos 700. 000 m³/dia; é quase do tamanho de uma distribuidora de gás.

O transporte e distribuição de gás segue uma lógica parecida com a do Mercado Livre de Energia, onde se pode comprar gás de diversos vendedores, e a entrega é feita por uma companhia especialista, dedicada. O gás que a Yara compra vem da Bolívia e do Pré-Sal, saindo das unidades de processamento e tratamento, é transportado via gasoduto de transporte e, posteriormente, passa para o distribuidor.

“Gostaríamos de já ter migrado para o Mercado Livre – ainda falta um pouco, então, a gente continua comprando 100% de gás da Comgás. No Mercado Livre, a gente usaria a infraestrutura da Comgás, e negociaríamos nossa molécula diretamente com o produtor ou comercializador de gás. O estado de São Paulo está trabalhando as questões regulató-

rias para viabilizar a migração”, conta Daniel Hubner, vice-presidente de Soluções Industriais da Yara.

A Yara estabeleceu uma parceria com a Raízen, uma parceria que faz parte da estratégia de estar em um mercado livre. Nossa visão é migrar parcialmente para o mercado livre usando o biometano adquirido da Raízen e continuar comprando outra parcela no mercado regulado via Comgás.

Essa figura do parcialmente livre traz alguns desafios operacionais, mas é essa possibilidade que a gente quer. Devemos começar a receber o biometano ainda este ano. Essa compra de biogás é para complementar a necessidade da planta. A ideia é implementar a transição para o biometano gradualmente, começando com 3% do gás natural utilizado, até atingir 100% de biometano, até 2030. O processo de transição está programado para ter início no segundo semestre de 2024. Acho que é importante lembrar que o gás para gente é principalmente uma matéria-prima. Existem empresas e negócios que usam o gás como energia. No caso da nossa fábrica, para produzir amônia (NH3) a planta de Cubatão quebra o gás natural (metano, CH4) e tira o hidrogênio e associa com o nitrogênio. A planta usa uma parcela muito

pequena como energia, pontualmente. O grande volume é matéria prima, o gás fornece o hidrogênio.”

Um tema crítico aqui é o custo desse gás natural – ele representa 80% do custo variável, o que afeta diretamente a viabilidade econômica de qualquer operação. A Yara é um grande consumidor de gás, e o Grupo opera em vários países do mundo, da Índia ao Canadá, passando pela Europa; o único lugar do mundo em que uma planta de fertilizante que utiliza o gás para produção de amônia é obrigada a se conectar na distribuição, e não diretamente na rede de transporte.

Para além dos custos, a infraestrutura de transporte e distribuição possui regulações complexas e não muitas vezes harmonizadas, o que aumenta a insegurança regulatória para o usuário final do gás.

O Brasil inaugurou recentemente três novos terminais privados de regaseificação: dois da New Fortress Energy (Santa Catarina e Pará), e um da Compass, em São Paulo, que juntos podem dar entrada a 44 milhões de m3/dia, a capacidade de gás natural no país – que possui ainda outros cinco terminais de regaseificação: na Baía de Guanabara e no Porto do Pecém (CE) ambos da Petrobras; no Porto do Açu (RJ) da GNA; no Porto de Sergipe, pertencente à Eneva; na Baía de Todos os Santos, arrendado pela Petrobras à Excelerate Energy (BA). Outras iniciativas – no Ceará e em Pernambuco – também estão em estudo. Isso, com certeza, melhora a competição geral – o consumo no Brasil, tirando térmicas, está em aproximadamente 50 milhões de m3/d.

E a Comgás precisa subir com o gás que traz, mas a discussão, se o gasoduto é de transporte ou de distribuição, emperra o processo, e encarece os custos para seus clientes. Os vários ângulos dessa questão ficam menores, quando nos colamos no lugar de quem já pagou por um consumo que não pode acessar pelo Gasoduto da Serra, e agora tem de pagar para a transportadora; ou paga de novo, ou compra gás novo, do terminal. Isso não estava nas discussões quando as decisões de investimentos foram tomadas. É um exemplo de insegurança legal que afeta investimentos.

Yara, é usado para fabricar amônia. A Yara compra o gás, reforma o gás, gera um hidrogênio cinza – porque vem de uma fonte fóssil. A empresa possui uma planta semelhante nos EUA, mas lá eles compram o hidrogênio direto, e em um benchmark entre plantas, a brasileira pode sair perdendo, pelo custo causado pelo nó do gasoduto, mesmo que o hidrogênio da outra planta também seja cinza.

Na disputa hidrogênio cinza versus hidrogênio verde, a Planta de Cubatão da Yara tem mais de um caminho para descarbonizar.

BaciadeCampos – trabalhos em trecho profundo do Rota3

“É algo que, para quem está aqui na baixada (santista), não faz o menor sentido. É ruim para todo mundo”, pontua Daniel.

O gás natural hoje, para usuários como a Yara, está duas vezes mais caro do que na Europa, e oito vezes mais caro do que nos EUA, devido principalmente aos elevados custos de infraestrutura de transporte e distribuição. E não tem mágica, a empresa não tem muito espaço de manobra, então, torce para acelerar a competitividade do mercado de gás.

E esse gás é insumo para um produto que hoje em dia começa a ter um valor ainda maior, o hidrogênio, que, na

“Temos abundância de água, que possui dois hidrogênios e pode fabricar hidrogênio por eletrólise. Por que gente não usa água em vez do gás natural? A eletrólise da água é bem antiga e conhecida, só que consome muita energia para quebrar essa molécula. É uma ligação química muito forte. Temos energia 100% renovável aqui na planta para usar nesse processo; o hidrogênio, por si só, recarrega energia, mas ele é o átomo mais leve na tabela periódica, é muito difícil de armazenar, muito fácil de ter vazamento quando armazenado. Então, pensar no hidrogênio como o carregador da energia, é muito desafiador. Mas se já fiz o hidrogênio sem carbono, basta juntar nitrogênio do ar e faço amônia que, no mesmo volume, carrega muito mais energia. É uma alternativa ao combustível fóssil como fonte de energia. Então, como eu tenho uma dificuldade muito grande de usar o hidrogênio, eu transformo esse hidrogênio em amônia, e uso eventualmente como combustível em um navio, por exemplo. Ou levo essa amônia até um outro lugar para fazer seu craqueamento e transformar de novo em energia. Sim, a planta terá um hidrogênio verde a partir de biometano, mas nosso objetivo aqui não é hidrogênio como energia”, afirma Daniel. O Brasil está numa posição ambiental invejável, por sua matriz energética que incorpora as renováveis, como solar, eólica além da hídrica, tudo já em um sistema nacional conectado. Também já tem captura de carbono. São várias frentes, trabalhando para a descarbonização. E o biogás vem crescendo também. O Brasil tem a felicidade de poder testar e ser competitivo em diversas rotas.

“Estamos sempre muito atentos às oportunidades de novas demandas. Até por isso, nasceu esse projeto com a Raízen; ele é um projeto bastante inovador, que certamente vai gerar a primeira produção de amônia e de um fertilizante de baixo carbono no Brasil usando um biometano que vem do próprio grid. É uma situação bastante interessante. A gente tem potencial e gostaria de ter essa planta rodando 100% a biometano”, pondera Daniel.

Um dado que é preciso ressaltar: a fábrica de Cubatão da Yara é a única que produz amônia no Brasil – a fábrica da Petrobras está parada. E não bastasse o nó do gasoduto, o imenso tan-

Tornando verde a molécula de metano

Renata Isfer, presidente da Abiogás – Associação Brasileira do Biogás, que congrega mais de 150 empresas da cadeia de valor do biogás e do biometano, e que tem como principal objetivo trabalhar em prol da inserção, consolidação e sustentabilidade desses recursos estratégicos na matriz energética brasileira, e no melhor aproveitamento do potencial de biogás e biometano existente no país – saúda os novos projetos envolvendo biogás.

O projeto da Raízen, de trazer o biometano para Cubatão, usando a mesma infraestrutura, é projeto muito importante, muito pioneiro, considerando o volume, porque vai ser um grande exemplo do uso do biometano para a indústria na transição energética. Vai fazer é amônia verde! Então, a gente tem a oportunidade como país de ser um exportador de produtos de baixa pegada de carbono, ao invés de simplesmente exportar hidrogênio como matéria prima. Temos energia renovável, a matéria prima ambientalmente correta, e isso agrega valores à cadeia toda, impactando na pegada de carbono, porque ele vai fazer o hidrogênio verde, e daí a amônia de uma fonte sustentável. É justamente o hidrogênio, partindo da rota do biometano, que vai gerar produtos ambientalmente corretos, e isso vai com certeza facilitar a exportação para mercados em descarbonização.

O biogás é uma energia renovável. O gás de origem fóssil também reduz a pegada de carbono, quando comparado ao carvão mineral, e ao óleo, por exemplo. Mas, o biometano é renovável: quando você faz o processo de captura do biogás dos resíduos, na verdade aqueles resíduos, estariam emitindo metano por natureza, quando fossem descartados – como em um aterro, por exemplo, onde há emissão de metano. Mas, a partir do momento em que você faz essa captura e aproveita para o biogás, ele fica 20 vezes menos poluente; esse metano estaria na atmosfera, e ele não vai estar graças ao processo do biogás.

E o grande potencial do biometano precisa estar no radar do setor de gás na hora de fazer qualquer estudo relacionado. Geralmente, quando você tem estudos de gás, eles estão olhando para o gás offshore, estão olhando para as questões do Pré-Sal, sendo que você tem um potencial de biometano enorme. O potencial teórico, se a gente aproveitasse todos os resíduos, seria de 120.000.000 de metros cúbicos. A gente pode produzir metade disso, e você vai ter um mercado competitivo de metano – o volume pode ajudar com a dificuldade da precificação. Mesmo com a produção descentralizada, o biometano pode colocar sua molécula. Porque o biometano vem do lixo, do resíduo que precisa de uma melhor destinação final. O setor sucroalcooleiro, por exemplo, é quase metade do potencial do biogás.

E o biometano pode entrar no mercado de gás natural, quem pode é (bio)metano, é o biogás purificado para as exigências da ANP. Então para o biogás, é importantíssima essa abertura no mercado feita pelo projeto Raízen-Yara, porque o volume é muito grande em comparação ao que normalmente acontece com o biogás, com projetos mais locais, volumes menores, ao contrário do gás natural. O projeto da Raízen-Yara mostra que há uma possibilidade de contrato de fornecimento verde, em que o consumidor pode escolher consumir biometano. Isso ainda está restrito ao estado de São Paulo, mas a gente entende que, ter esse mercado de gás sustentável, é muito importante.

O biogás tem, geralmente um preço mais alto que o gás natural, mas se você, por motivo de um impasse, paga o gás quatro vezes mais caro, isso muda. Hoje, o biogás é mais caro que o gás, mas ele é um produto com o diferencial de ser renovável, e é preciso valorizar isso. É por isso que a Abiogás está insistindo na criação de um certificado de garantia de origem, porque na hora que você injetar o biogás numa rede, vai colocar o biometano, mas na hora que você for consumir, vai pegar uma ‘mistura’ porque é tudo a mesma molécula. Então, o certificado vai servir para dar essa rastreabilidade do biometano para o consumidor que pagou pelo biometano, porque o gás que ele pagou é renovável. A ideia é o chamado book and clean dos certificados de origem. E o biometano na prática vai ser qualquer molécula de metano com certificado, e você vai poder vender esse certificado para alguém que está longe da produção do biogás, e que está usando um gás natural, mas quer usar biometano; aí ele pode comprar o certificado e atestar que está usando uma energia renovável. Por outro lado, quem comprou o metano de aterro ou resíduos com certificado, vai ter uma redução de preço.

Acho relevante como a Yara está fazendo amônia verde, comprando biometano, porque mostram uma alternativa para setores de difícil descarbonização, como o transporte e o agronegócio, que vai poder usar um biofertilizante, e o transporte, que vai poder usar biometano em caminhões pesados, por exemplo – cuja única alternativa para descarbonizar hoje é utilizar o GNV, ainda que seja uma mistura de gás natural e biometano, que já reduz as emissões. E a indústria que vai poder reaproveitar seus resíduos e usar biometano, ao invés de carvão mineral ou outros combustíveis poluentes.

O biometano resolve várias questões.

que de armazenamento de amônia vai passar por manutenção. “O risco de ficar sem amônia é muito pequeno. Porque existem as inspeções rotineiras, e o tanque é monitorado com tecnologias acústica, visual e ultrassom, mas a norma pede uma inspeção interna mais completa. É rotina na indústria de amônia e a gente estima que essa parada, para cuidar do tanque, vai durar no máximo 4 meses. Ela gera sim várias ações para manter o abastecimento do mercado, até porque a gente vai continuar produzindo; o que muda é o lugar de armazenamento, requer um planejamento mais sincronizado, mas nossa expectativa é de não ter nenhum problema de abastecimento, até porque existe um tanque no Porto. Vai ser um período de menor flexibilidade, vamos precisar lidar com um just-in-time mais rigoroso, mas esse é o nosso negócio”, esclarece Daniel.

do para o mercado parcialmente livre, a Yara vai continuar usando o mesmo duto, mas recebendo a molécula de outro fornecedor. Essa transferência de Custódia acontece nos hubs e na entrega e, na Yara, está a cargo da Comgás. A entrada de um novo fornecedor – a Raízen, com o biometano – não altera a rotina; é a mesma molécula, a mesma estrutura. Não é preciso nenhuma alteração na fábrica.

O Brasil hoje tem hoje uma alta dependência do fertilizante importado – importou mais de 85% do necessário em 2023. Ainda que seja um mercado aberto, é um insumo crítico para agricultura. E coisas como pandemias, guerras e sanções podem causar uma ruptura na cadeia de fornecimento. Se é importante para a segurança alimentar, é preciso reduzir a dependência do importado e, seja na Yara ou em outra empresa, é preciso garantir um gás mais competitivo.

Quando a Yara comprou a planta de Cubatão, existia uma unidade de processamento e tratamento de gás para poder ser usado como energia, mas ela foi desativada, quando a empresa passou a comprar 100% de seu gás da Comgás, deixando de comprar o gás da refinaria. E, assim, migran-

Philipe Krause, Gerente de Soluções Logísticas da NTS, lembra que “O intuito da abertura do mercado de gás é permitir que os agentes consumidores possam adquirir a molécula diretamente dos produtores e comercializadores de gás natural. Isso permite que esses extremos da cadeia de valor do gás natural comercializem diretamente entre si, sem a necessidade de intermediários. Dessa forma, tanto o transporte como a distribuição se tornam apenas elos na cadeia, fornecendo o acesso físico e comercial entre eles. O modelo de entrada e saída no transporte é a conversão dessa abertura nas redes de transporte, onde um agente supridor (seja produtor ou comercializador) pode contratar apenas a seu ponto de entrada do gás no transporte, e o agente consumidor pode contratar apenas o ponto ou zona de saída na malha integrada de transporte. Conforme o número de agentes se multipli-

Vale lembrar que a agricultura é responsável por cerca de 20% das emissões de gases de efeito estufa e, desse percentual, 5% vêm da produção de fertilizantes minerais. Isso reforça a necessidade de tornar as atividades da Yara mais sustentáveis, tanto que a empresa utiliza tecnologias capazes de reduzir a pegada de carbono de seus fertilizantes, o que torna sua linha de nitratos 60% menos poluente, quando comparada a outros produtos disponíveis no mercado. Isso porque, na fabricação dos nitratos, se utiliza Amônia e Ácido Nítrico. Na produção de Ácido Nítrico, é gerado um gás liberado na atmosfera, o óxido nitroso (N2O), que é quase 300 vezes mais poluente do que o CO2. O método catalítico criado pela Yara reduz a liberação de óxido nitroso na atmosfera, quebrando as moléculas do gás poluente, que se divide em moléculas de oxigênio e nitrogênio, antes de ser liberado na atmosfera. Com essa redução, ao mesmo tempo em que avança na garantia de matérias-primas essenciais ao país, ajuda na preservação do meio ambiente.

cam, permite-se a diversificação de portfólio, que gera, tanto a garantia de suprimento, como a competição no preço da molécula. Para que essa abertura seja completa, se faz necessário também que os estados possuam regras claras sobre os consumidores livres, e que estas estejam em sintonia com as regras do sistema de transporte, de forma que os consumidores livres possam acessar a malha integrada de transporte (onde se encontram a maior parte dos produtores e comercializadores), sempre através das redes de distribuição locais, que ligam fisicamente o transporte aos consumidores finais. Como exemplo, a NTS ofertou, em seu Processo de Oferta de Capacidade, para o período de 2024 a 2028, na região do estado de São Paulo, atendida por sua rede de transporte, uma capacidade de aproximadamente 4,9 milhões de m³/d.”

Gás é questão de competitividade para a indústria nacional

André Passos, presidente da Abiquim – Associação Brasileira da Indústria Química – comenta a questão da competitividade, e explica o recente protocolo de intenções, assinado com a Petrobras em abril. “As matérias primas gás natural e nafta petroquímica correspondem a 93% das matérias primas consumidas pela indústria química, no mundo; no Brasil, elas correspondem a 90%. A maior diferença é que, no mundo, 55% da matéria utilizada é gás, enquanto no Brasil é apenas 16%. No mundo, o gás é mais significativo para a produção de químicos; no Brasil, a nafta é insumo para 74% dos produtos químicos, enquanto, no mundo, apenas 38%. O problema é que produzir eteno a partir do gás natural (etano) custa cerca de US$ 350/t e, a partir da nafta, US$ 1350/t.

Isso levanta um ponto importante: para o Brasil ser competitivo na indústria química, precisa aumentar a participação do gás natural como matéria prima, como insumo de produção. A matéria prima tem uma variação no custo de produção, de 40% a 85%, dependendo do produto. Precisamos fazer essa migração, mas ela ainda demora, porque a oferta de gás natural é restrita – boa parte do gás produzido no Brasil ainda é

reinjetada nos poços para produzir petróleo, por n razões, que incluem a necessidade de aumentar a infraestrutura de escoamento desse gás. No componente preço, o principal desafio já está aí, aumentar a oferta. O segundo é avançar o mercado livre de livre de gás, e aí existem muitas questões regulatórias a serem enfrentadas. A lei do gás aponta para isso, mas são necessárias regulações. Isso pode ajudar a baixar o custo para o consumidor. A política de preços – referenciada no brent – é algo que também está em discussão. É preciso ter políticas diferenciadas. Hoje, a gente pratica o preço americano. O acordo que a gente fez com Petrobras foi justamente para avançar nessas questões de contratos e fornecimentos em bloco, para ter uma política comercial para seu principal consumidor, a indústria química, responsável por 27% do consumo de gás, no país. E o conjunto da indústria química vem diminuindo o consumo, por conta do preço – nos EUA, custa US$ 2 um milhão de btu e, no Brasil, custa no mínimo US$ 14. A perda de competitividade e a perda de mercado levam à redução de produção. Nós alertamos a Petrobras, para que ela tenha uma política diferenciada para seu principal consumidor.”

A logística pede A pede multimodal integrado, multimodal interiorizado, eficiente interiorizado, eficiente

AUltracargo começou as obras do terminal de granéis líquidos em Palmeirante/TO, com 23 mil m³ de capacidade de tancagem, e com expectativa de operar no início de 2025. As escavações para a construção do primeiro tanque começaram em janeiro, e a previsão é concluir a montagem de toda a estrutura até setembro. Serão 13 tanques, sendo 12 deles para armazenamento de produtos, como gasolina, diesel e etanol, e o 13º para armazenamento de água, que comporá o sistema de combate a incêndio da unidade.

Construção de novo terminal no Tocantins

Os tanques contarão com sistema de segurança, com diques de contenção contra vazamentos, e acionamento de líquido gerador de espuma em caso de fogo ou chamas. A Central de Transferência de Produtos (CETRAN) não terá mangotes, reduzindo o risco de acidentes, e proporcionando

melhor ergonomia aos operadores que futuramente trabalharão no terminal.

O Terminal de Palmeirante receberá e expedirá produtos pelos modais rodoviário e ferroviário, conectando-se pela malha da VLI até o Porto do Itaqui/MA, onde a Ultracargo tem um terminal que pretende expandir. Ao ser inaugurada, a nova unidade facilitará a chegada de combustíveis no interior do Maranhão, Tocantins, Pará e Mato Grosso.

Atualmente, a Ultracargo opera terminais em Rondonópolis/MT, e nos portos de Santos/SP, Rio de Janeiro/RJ, Aratu/BA, Suape/PE, Itaqui/MA e Vila do Conde/PA. A empresa ainda adquiriu 50% da Opla, terminal de etanol localizado em Paulínia/SP. A capacidade de armazenagem da empresa supera 1 milhão de m3.

Terminal Ultracargo em Aratu

Aline Camilo Fonseca, Gerente Executiva de Terminais da Ultracargo, conta que, para uma boa eficiência e segurança de um Terminal de combustível (Base), é necessário um nível mínimo de automação, além de sistemas informatizados, que irão gerir todo o processo.

Tudo começa com um bom sistema de informação, onde os clientes realizam os agendamentos para as cargas ou descargas de combustíveis. Nas entradas dos terminais, ou pátios de triagem, existem os totens, onde os motoristas confirmam sua chegada, e introduzem outras ações necessárias às operações. A partir de um painel de chamada, os motoristas são direcionados para as plataformas de carregamento, onde serão realizadas as operações.

operação, quanto nas operações de combustíveis líquidos, são utilizados equipamentos automatizados, para garantir a confiabilidade e segurança dos processos.

As plataformas de carregamento são dotadas de equipamentos automatizados, que garantem o carregamento do produto correto, na quantidade precisa, bem como a segurança das operações. As carretas podem ser carregadas por sistema top load (por cima) ou bottom load (por baixo).

Para aumentar a segurança no sistema de carregamento tipo top load, são utilizados instrumentos chamados overfill, que, quando conectados a válvulas automáticas de fechamento, estes equipamentos evitam o enchimento excessivo das carretas, interrompendo o fluxo de produto. As plataformas de carregamento podem ainda ser interligadas de volta ao tanque, ou a uma Unidade Recuperadora de Vapores, para minimizar a emanação de vapor para a atmosfera. Para as descargas de caminhões, são utilizados Skids, que também são automatizados, e fazem a medição do produto com segurança.

Todos os dados dessas operações são automaticamente enviados para um sistema, e incorporados ao controle de estoque, bem como para a emissão de documentos fiscais, como a Nota Fiscal.

Além dos equipamentos nas plataformas, há os tanques com telemedição, o que garante o controle online de estoque, e também a segurança, por meio da leitura dos níveis dos produtos armazenados.

Em relação a armazenagem e carregamento de combustíveis gasosos e biogás, os sistemas são muito diferentes. Eles são armazenados em tanques cilíndricos ou esferas pressurizadas. Os carregamentos são realizados em sistemas fechados, pelo alto risco nas operações. Tanto neste tipo de

As operações de granéis líquidos, em especial combustível, são extremamente reguladas e fiscalizadas por órgãos estaduais e federais. ANP – Agência Nacional do Petróleo –, Receita federal do Brasil, Sefaz – Secretaria da Fazenda do Estado –, e órgãos ambientais estaduais são exemplos importantes. A Ultracargo se mantém continuamente atualizada quanto às legislações, regulações e normas nacionais e internacionais. Monitora diariamente as mudanças, revisões e inserção de novo regramento, por meio de consultorias externas, com envolvimento jurídico, regulatório, e do time de excelência operacional, que lidera a governança do SOUL (sistema de operações da Ultracargo), acompanhando o negócio, e trazendo segurança para os processos.

Segue as normas vigentes, é certificada nas ISOs 9001, 14001 e 45001 e, por isso, certifica a instalação de equipamentos confiáveis, que garantam o controle das entradas/ saídas e movimentações, o controle dos estoques físico e contábil, e a confiabilidade dos processos operacionais, assegurando a saúde dos operadores, e cuidado com o meio ambiente.

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O monitoramento da vazão é um aspecto importante para o controle operacional, para segurança do processo, e para o acompanhamento do negócio pelos nossos clientes. Os sistemas de carregamento, com controle de vazão de carga e descarga, são acompanhados pelo Centro de Controle Operacional, que, de maneira remota, consegue mostrar, em tempo real, o estágio da carga/descarga de uma carreta, e o quanto falta para encher ou esvaziar um tanque. Estas

informações podem ser compartilhadas com os clientes ou outras partes interessadas.

Os sistemas de telemedição dos tanques e sistemas de controle de carregamento são atualizados frequentemente, em termos de tecnologia, que suporte o aumento de produção. Como exemplo, há a atualização da automação do sistema de carregamento de combustível, que está ocorrendo no terminal do Itaqui, onde se estão atualizando as plataformas de carregamento, para maior segurança e produtividade.

Alinhado a isso, e como já citados anteriormente, a Ultracargo conta com robusto sistema de gestão, O SOUL (Sistema de Operações Ultracargo). Com foco na melhoria contínua dos processos, o sistema permite o acompanhamento deste importante indicador, instiga a inovação por novas tecnologias, além de monitorar normas e legislações que dizem respeito ao negócio.

Mas, como interligar os dados de monitoramento da vazão aos dados do negócio? Quem explica é Rafael de Andrade Barbosa, Head de Engenharia e Construção da Ultracargo: “Todas as capacidades do negócio são gerenciadas por sistemas especialistas, como o ERP para gestão dos processos administrativos, backoffice, comercial e contratual, o TMS para a gestão da operação do terminal, o SCADA para a gestão dos sistemas de tecnologia da automação, entre outros. Essa diversidade de fontes gera diariamente enormes quantidades de dados transacionais, com detalhes das nossas operações, e criando oportunidades de fazermos análises profundas, e alicerçar iniciativas de inteligência artificial, que já estão em desenvolvimento. Para garantir que esses dados possam virar KPIs, dashboards e indicadores com informações valiosas para a tomada de decisão, os colocamos no centro de nossa estratégia de transformação digital. Uma equipe de profissionais especializados em tecnologia orientada a dados foi criada com a responsabilidade de manter uma plataforma de dados em nuvem, organizando e tratando os dados de todos os sistemas corporativos como verdadeiros Ativos Digitais”.

Usando uma abordagem moderna de Self-Service BI e arquitetura de dados em modelo Data Lake (em que os dados são organizados em uma linguagem de fácil entendimento, para todas as áreas da empresa), garante-se que todos os dados estejam em um único lugar, conectados e seguros, ao mesmo tempo que se dá autonomia para que as áreas de negócio possam fazer correlações entre dados do Comercial e da Operação, por exemplo.

A Ultracargo ainda não tem uma Unidade de Recuperação de Vapores, mas já estuda uma possível implementação no terminal de Santos. “Isso está ainda em fase preliminar, uma vez que o terminal utiliza outro sistema de

controle de emanações, conta com circuito fechado, e os vapores excedentes são enviados para queimadores. Uma URV funciona, na maioria das vezes, por meio de um sistema de carregamento tipo bottom-load, onde o combustível em sua fase líquida entra por uma tubulação no tanque do caminhão, e a fase vapor do mesmo retorna por outra tubulação interligada a este equipamento. A URV, através de um sistema de adsorção/regeneração/absorção, ou separação por membranas, faz este vapor se condensar, voltando ao estado líquido, com o ar saindo com pouco residual do combustível. Este líquido condensado pode ser reaproveitado como combustível, ou ser tratado ambientalmente. Atualmente, no Brasil, esta tecnologia não é amplamente utilizada. Além de que sua efetividade somente se dá quando há uma movimentação expressiva de combustíveis, as operações bottom-load ainda são minoria. Os caminhões (maior parte da frota) precisam ser adaptados para este tipo de operação, o que requer um custo razoavelmente elevado para as transportadoras, donos de postos e motoristas autônomos”.

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OPLA – por onde passa OPLA – por onde passa o seu combustível o seu

Um terminal originalmente criado para armazenagem de etanol, tornou-se, em 2017, a Opla, uma join venture, voltada para armazenagem e movimentação de combustíveis da bp com a Copersucar, substituída, em 2023, pela Ultracargo. De 2017 para cá, a partir da criação da JV, André Leal, diretor geral da Opla, juntou-se ao grupo que trabalha em governança de gestão, com 4 conselheiros, 2 de cada empresa. Leal atua desde o planejamento e a estratégia da companhia, e está diretamente envolvido com a execução da operação comercial e operacional no dia a dia.

A Opla mantém armazenagem bastante relevante, 180 milhões de litros, em Paulínia – o que representa quase 40% da armazenagem de toda a região, descontando a refinaria, que é a maior do Brasil. A Opla está licenciada para operar, tanto etanol, quanto gasolina, diesel, jet de aviação e, mais recentemente, o B100 – biodiesel puro, que compõem a mistura de diesel no petróleo, em percentuais determinados pela legislação em vigor no Brasil.

É um terminal multiproduto de armazenagem, e também uma plataforma logística, que possui conexão com a ferrovia da Rumo e da VLI, tem ligação direta com a Replan, além de estar conectado com alguns terminais locais, funcionando como uma espécie de hub de armazenagem, que maciçamente se conecta com outros terminais, como o da Ipiranga e da Raízen e o Tercom, um terminal mais local, de Paulínia.

Paulínia tem importância estratégica muito grande para os combustíveis no Brasil, sendo a principal porta de entrada do etanol de milho e de cana, vindos das regiões de Ribeirão Preto e do Mato Grosso – este último, com um ciclo bem completo, trazendo etanol de milho do Mato Grosso, e retornando com diesel e gasolina para o Planalto e região centro-oeste. Paulínia

tem também uma importância estratégica na logística, com operação das ferrovias das três operadoras do Brasil – Rumo, VLI e MRS. É uma quantidade imensa de bases de movimentação de combustível.

E não pára. A Opla vem buscando, de forma ostensiva, se conectar com outros terminais, porque entende que isso agrega valor para seus clientes. Uma coisa muito importante, que só a Opla e a Raízen possuem: a conexão com o sistema dutoviário da Logum, que começa em Uberaba, passa por Ribeirão Preto, chega em Paulínia, onde se redireciona para os mercados de Guarulhos, Barueri, São Caetano, São José dos Campos, etc.

Tem-se aí essa particularidade de integrar vários sistemas – dutoviário, ferroviário, conexão com a refinaria em outras bases locais.

Quase 30% do etanol de milho produzido no Mato Grosso passa pelo sistema da Opla, para entrar no sistema da Logum, numa operação multimodal, entre ferrovia, terminal e dutos. Ou seja, esse etanol, produzido distante dos seus consumidores, é escoado por um sistema muito eficiente do ponto de vista energético, e que retira muitos caminhões das estradas.

E a origem dos renováveis fica salvaguardada porque o sistema utiliza dutos distintos para diesel, para jet, para gasolina. E os dutos, utilizados para enviar etanol para Logum, são específicos – um para etanol hidratado, e outro para anidro. A parte interna é toda segregada também, para evitar a contaminação, ou qualquer problema que possa alterar especificação de produto.

Ocorre que, de 2014 para cá, o etanol de milho se desenvolveu muito no Brasil, já que boa parte da cana migrou sua produção para o açúcar, que está tendo preços excelentes no exterior, deixando espaço para o etanol de milho vindo do Mato Grosso e de Goiás, por ferrovia, que se integra com a

Opla no sistema dutoviário. Na verdade, em Paulínia, apenas duas empresas estão habilitadas a fazer isso, a Opla e a Raízen – que também é cliente Opla, aproveitando a capacidade de armazenamento (40% da tancagem estática de Paulínia). “Então, os clientes buscam essa complementação, já que a Opla funciona como um terminal independente, não tem uma Bandeira. E os acionistas operam com essa mesma filosofia. A gente tem um terminal universal, para atender todo o mercado. E isso nos coloca em um papel importante, nessa cadeia logística. E conscientes do nosso papel, estamos concluindo aqui um projeto de ferrovia interna, para poder carregar diesel e gasolina, para levar para o centro-oeste do Brasil pelo modal ferroviário, também”.

A Opla está também ciente de sua responsabilidade para manter a qualidade do produto do seu cliente. “Esse é o nosso know how de operação, e um diferencial no mercado hoje, porque todo produto que chega é precedido de uma análise química, e a gente testa e compara com os parâmetros da ANP – Agência Nacional de Petróleo. Só se pode receber o veículo aqui, seja pelo modal rodoviário, seja pelo modal ferroviário ou dutoviário, se o produto tiver referência da análise da origem, referenciada e dentro dos parâmetros da ANP. E nunca tivemos um evento de contaminação, graças aos procedimentos totalmente orientados a preservar a qualidade e a quantidade em nosso sistema, seja no recebimento ou na expedição. Toda a mensuração segue tecnologia que corrige a amostra para uma temperatura de 20°C (essa correção é feita para retirar a variável temperatura da equação na transferência de custódia), tudo parametrizado e calculado, para que não haja perda no processo, porque os valores são altos e as perdas são significativas. Todos os equipamentos de aferição já são parametrizados, para atender essa condição, então, operamos aqui num padrão bem confortável de perdas, dentro dos parâmetros contratuais.”

um equipamento relativamente simples, mas de uma importância fundamental, que começa com a coleta dos vapores a partir do braço de carregamento, que acopla nos caminhões-tanque. Vale lembrar que existem dois sistemas de carregamento de caminhões-tanque: top e bottom. A maioria das transportadoras adota o sistema Top, que carrega os caminhões por cima, mas também existe a opção de carregar por baixo. Independentemente do sistema, tudo que chega na plataforma e se acopla por um tubo costuma gerar um pouco vapor, que a URVs capturam de volta, resfriam e condensam, liquefazendo o produto. Esse processo recupera entre 95% e 98% do que é emitido; só vai para a atmosfera entre 5% e 2%. A Opla tem mantido uma performance de 98% de recuperação, quando a exigência mínima da Cetesb é 95%. Isso reverbera um pouco no mercado; a performance da Opla é consistente.”

A infraestrutura da Opla tem fornecedores nacionais, em sua maioria; pontualmente, um ou outro componente pode ser importado, mas o Brasil é muito bem servido de fornecedores de equipamentos para essa indústria. E a ANP tem normas técnicas a serem seguidas. Ela define os parâmetros para que o produto chegue perfeito na ponta, no posto de gasolina, no consumidor final, equalizado, normatizado.

É bom para a sociedade, para a comunidade, para o meio ambiente. É bom para todo mundo, inclusive para quem opera. A Opla tem uma filosofia de respeito ao meio ambiente, de respeito à sustentabilidade. “É um valor muito forte, nosso e dos nossos acionistas, então, a gente está muito comprometido em atender plenamente os parâmetros que a Cetesb estabeleceu por decreto estadual de 2006 – otimizado em 2007 –, e homologado em 2013 – que estabelece que, onde houver carregamento de derivados, é preciso implantar uma unidade de recuperação de vapor (URV). Isso vale aqui em Paulínia, que tem uma concentração muito grande de bases e terminais de combustível. É

Do vapor que acaba indo para a atmosfera na hora do carregamento de gasolina e de etanol, são retirados os compostos voláteis e as partículas de ozônio: quando se emite menos, cria-se uma condição favorável para toda a comunidade. A Opla tem hoje 1 URV especializada em etanol, porque ainda a maior parte da nossa movimentação é de etanol, e uma outra URV para gasolina e diesel, numa outra plataforma, numa outra ilha. Então, onde tem carregamento, se recuperam esses vapores por um sistema, chamado condensação no caso do etanol e, no caso da gasolina e do diesel, de adsorção através de carvão e retirada a vácuo do composto. Isso ainda é circunscrito ao estado de São Paulo. E sim, encarece as operações. Mas traz benefícios ambientais e para a saúde pública. É um investimento de cerca de cinco milhões de reais, um pouco maior nas trocas de carvão. Mas esse não é o único cuidado a mais: a Cetesb também exige que se instalem selos flutuantes em todos os tanques – uma membrana em cima do produto, dentro do tanque, para proteger da evaporação, fazendo com que se emita menos gás, menos compostos voláteis, e com a técnica LDaR (leak detection and repair), menos emissões fugitivas. Além de todos os benefícios já citados, esses procedimentos dão a certeza de saber se se está operando dentro de um site seguro.

Essa segurança vem de uma legislação um pouco mais completa e diferenciada do estado de São Paulo, que seria uma boa prática, até para equalizar a competição em nível nacional, de que todos os terminais tivessem. São Paulo faz um trabalho pioneiro nesse sentido. Acho que vem da experiência com problemas ambientais dos anos 1970, em Cubatão. Paulínia também passou por momentos ambientais complicados, estamos na fase de acertar. E, como também existe uma concentração de PIB muito grande, há elementos que justifiquem essas melhorias.

A Opla quer realmente ser referência, ser benchmarking para outras empresas, tanto que está recebendo visita de empresas que querem ver como é que ela está fazendo. Pretende manter, além do compromisso com sustentabilidade, com o respeito à vida – bem aderente aos nossos principais valores aqui.

Biometano aumenta base e aumenta e engaja importantes players

Os dados mais recentes do setor de biogás e biometano do ano de 2023 no Brasil foram compilados e trabalhados pela equipe técnica do CIBiogás, nesta nova edição. O Panorama do Biogás no Brasil surgiu como meio de apresentar ao grande público o quanto o setor vem crescendo, além de compartilhar o que se sabe sobre a distribuição em todo o território nacional, e o quanto cada fonte contribui para impulsionar uma matriz energética mais limpa no Brasil.

São dez anos de publicação, que demonstram de maneira clara o desenvolvimento dessa importante fonte sustentável de energia. Nessa nova edição, pode-se identificar o fortalecimento do biometano como estratégia de aproveitamento energético do biogás, o que demonstra todo o potencial que ainda pode ser explorado nessa área.

As condições climáticas exigem mudanças de hábitos e dos novos investimentos para impulsionar empreendimentos mais sustentáveis, e o CIBiogás segue na frente para minimizar impactos e prover a todos um mundo mais justo, com biogás.

A equipe e a pesquisa são liderados por Rafael Hernando de Aguiar González – Diretor Presidente; Felipe Souza Marques – Diretor de Desenvolvimento Tecnológico; e Mi-

chelli Fregnani – Diretora Administrativo-Financeira.

O levantamento mostra onde o biogás é produzido, em qual quantidade, quantas plantas de qual insumo estão cadastradas, e quanto o segmento vem crescendo.

Um bom exemplo de como o biogás abre perspectivas é compra da CTG – Companhia de Transporte de Gás – para entrar no mercado de biometano. A Copa Energia é uma empresa de engarrafamento, comercialização e distribuição de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), dona das marcas Copagaz e Liquigás. Um dos principais motivos da aquisição foi posicionar a Copa no mercado de biometano ou gás natural renovável.

A CTG se concentrava no transporte de gás natural, tendo transportado 7 milhões de m3, por meio de caminhões, em 2023; o próximo passo é diversificar o mix energético, com a inclusão do biometano. A Compra da CTG viabiliza a entrada da Copa neste segmento, já que a molécula de biometano e gás natural é a mesma, só a origem é diferente. Com isso, o processo produtivo e de transporte é o mesmo, por gasodutos e caminhões. Entretanto, o uso da malha de gasodutos é limitado, e o acesso em algumas regiões ainda não é regulamentado. Já o transporte rodoviário é mais caro.

A Copa possui clientes que consomem GLP, e querem

ter um consumo mais sustentável, então, já havia parcerias para compra e venda da molécula sendo negociadas, mas, por não ter a licença de comercialização, a empresa estava impedida de formalizar os contratos e, com a compra da CTG, a Copa pode fechar os contratos.

“A Copa Energia traz em seu DNA o incentivo às frentes de inovação e sustentabilidade. Em 2022, assinou uma parceria com a Universidade de São Paulo (USP) para desenvolver uma pesquisa para a otimização da cadeia de produção do BioGLP no Brasil, que resultou na criação do Hub de Energias Renováveis, em funcionamento desde o início de 2023. A iniciativa já apresenta resultados preliminares, como parâmetros de processo – rendimentos, consumos de matéria-prima e energia – para diferentes rotas de produção. O espaço fica no campus principal da Universidade de São Paulo, no bairro do Butantã, zona oeste da capital paulista”, pontua Cebler Hamada, Diretor de Estratégia e Inovação

uso de GLP como fonte de energia para os sopradores e aeradores. Esses equipamentos são responsáveis por oxigenar a água e, na maioria das vezes, são movidos a energia elétrica, tendo no diesel sua segunda fonte geradora.

Este ano, com a aquisição da CTG, a Copa Energia deu um passo importante na expansão de produtos para clientes do segmento empresarial. Além disso, a iniciativa posiciona a empresa no mercado emergente do biometano, uma promissora alternativa para a transição energética no setor.

No final de 2023, em parceria com a Universidade Federal de Mato Grosso do Sul (UFMS), a Copa Energia apresentou o projeto “Aplicação do Gás Liquefeito de Petróleo – GLP como recurso energético na produção de peixes”, desenvolvido na Estação de Piscicultura da Cidade Universitária (UFMS). O estudo, que tem anuência da Agência Nacional do Petróleo (ANP), visa a promover a sustentabilidade energética na agricultura familiar, incentivando o

AS NOTÍCIAS DO MERCADO MAIS PERTO DE VOCÊ

“Nós, na Copa Energia, temos uma importante agenda ESG, e estamos totalmente focados na transição energética – tanto nossa quanto dos nossos clientes. Um dos assuntos com que estamos cada vez mais nos comprometendo e avançando é o biometano: uma promissora alternativa para a transição energética no setor. Nesse sentido, recentemente, anunciamos a aquisição da CTG –Companhia de Transporte de Gás –, empresa de distribuição de gás natural comprimido, e ampliamos nosso portfólio com a oferta de gás natural e biometano. Foi um passo importante na expansão de produtos para clientes do segmento empresarial, além de, agora, nos posicionarmos no mercado emergente do biometano. Como já sabemos, esse gás, oriundo do biogás, oferece diversos benefícios, que vão além da descarbonização e questões ambientais, como economia e saúde,” acrescenta Cleber Hamada.

Impactos do novo regulamento de do novo de medição de petróleo e gás natural medição de petróleo e gás natural da ANP-Inmetro nas instalações de da ANP-Inmetro nas de produção de petróleo e gás natural produção de petróleo e gás natural

1. Objetivo

Avaliar os impactos nas instalações de produção sob a ótica da Revisão do “RTM-2013” (Regulamento de Medição de Petróleo e Gás Natural), anexo à Resolução Conjunta ANP/Inmetro No 01/2013, cuja minuta foi apresentada pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), no início de 2022.

2. Histórico

Com a emissão da Portaria Conjunta ANP-INMETRO N o 1, de 19 de junho de 2000, os concessionários de pro-

dução, no âmbito nacional, foram demandados a adequar suas instalações de produção existentes, bem como as em projeto, no que concerne os seus sistemas de medição de petróleo e gás natural (vazão, volume, propriedades dos fluidos, procedimentos operacionais, entre outros aspectos), introduzindo as classificações de “medição fiscal” e “medição de apropriação”, no seu Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (“RTM-2000”), cujo maior objetivo era apurar as quantidades de fluidos produzidos para efeito de pagamento de Participações Governamentais (Royalties, etc.).

Em 10 de junho de 2013, o Regulamento foi revisado (“RTM-2013”), trazendo novos requisitos técnicos e de

gestão, bem como esclarecimentos e complementos em relação ao Regulamento anterior.

No início de 2022, a ANP divulgou a minuta da revisão do mesmo Regulamento (“RTM-2024”), que traz novos requisitos técnicos, notoriamente na medição de gás natural.

3. Escopo da revisão

do RTM-2013

Segundo a própria ANP, os seguintes aspectos objetivam a revisão do Regulamento Técnico de Medição (RTM2013):

• Simplificação Regulatória;

• Incentivo ao onshore (produção em terra);

• Evolução tecnológica;

• Evolução normativa;

• Otimizar recursos para melhorar a medição;

• Melhoria redacional.

O RTM-2024 se aplica a:

• sistemas de medição, onde serão realizadas as medições volumétricas do petróleo ou do gás natural para controle dos volumes produzidos, consumidos, injetados, transferidos e transportados no território nacional;

• sistemas de medição, onde serão realizadas as medições volumétricas do petróleo ou do gás natural, para controle dos volumes importados e exportados em pontos de aduana;

• sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas de transferência de custódia do petróleo ou do gás natural;

• sistemas de medição onde serão realizadas as medições volumétricas de água para controle operacional dos volumes produzidos, captados, transferidos, injetados e descartados;

• sistemas de transferência de custódia de Gás Natural Liquefeito (GNL).

Os sistemas de medição serão classificados em categorias segundo suas vazões máximas (vazão total da corrente

José Alberto Pinheiro

B-in Partners LLC

na EMED) – conforme as Tabelas 1, 2a e 2b:

Tabela 1 – Nova categorização proposta

Tabela 2a & b – Requisitos das novas categorias propostas a. PETRÓLEO (líquido):

Foram oficializados os procedimentos de:

 Ocorrência de mais de uma norma sobre o mesmo assunto, utilizar integralmente uma única norma (ex.: AGA ou ISO);

 Inspeção prévia por solicitação do agente regulado (sem caráter fiscalizatório);

 Medição em tanques: o volume líquido de petróleo no tanque deve ser determinado, ao menos uma vez, entre o primeiro e o terceiro dia de cada mês, de forma a permitir que a produção do mês anterior seja completamente

CATEGORIA VAZÃO (m³/d) TIPO DE MEDIDOR DE VAZÃO Padrão de calibraçãoBSWOBSERVAÇÕES

A ≥ 5.000

B 500 - 5.000

Padrão de referência para medição fiscal; padrão de referência ou padrão de trabalho para medição de apropriação e de transferência de custódia

LINEAR

(Medição em Tanques não permitida)

C5 - 500 LINEAR ou TANQUES

D< 5 LINEAR OU TANQUES; requisitos simplificados ou tecnologias alternativas de medição

b. GÁS NATURAL:

CATEGORIAVAZÃO (m³/d)

A ≥ 1.000.000

TIPO DE MEDIDOR DE VAZÃO

Padrão de referência para medição fiscal

≤ 1 %

Amostragem automática proporcional à vazão para medição fiscal e de apropriação; analisador em linha de BSW para medição fiscal e de transferência de custódia; válvulas com controle automático para medição fiscal e de transferência de custódia; sistema de reprocessamento de petróleo desenquadrado para medição fiscal; comunicação digital entre o computador de vazão, os medidores e os instrumentos sempre que estes permitirem.

≤ 9 %

B50.000 –<1.000.000 PRESSÃO DIFERENCIAL OU LINEAR

C5.000 – <50.000

MEDIÇÃO DE GÁS QUEIMADO OU VENTILADO

OBSERVAÇÕES

LINEARCritérios da Categoria B Cromatógrafo em linha; padrão de trabalho; válvulas com controle automático; comunicação digital entre o computador de vazão, os medidores e os instrumentos sempre que estes permitirem.

D< 5.000requisitos simplificados ou tecnologias alternativas de medição

apropriada;

 Medição de Apropriação: Simples (“contínua”), ao poço e ao campo;

 Medição contínua do poço: utilização de medidor de vazão multifásico (sendo um medidor por poço obrigatoriamente);

 Quanto ao Sistema de Gestão, este deve ser “aplicado”, não sendo objeto de aprovação pela ANP;

 Medição Operacional: estabelecidos os prazos de calibração dos instrumentos, bem como a aplicação de computador de vazão com PAM (Portaria de Aprovação de Modelo do INMETRO);

 Amostragem de fluidos: todos os sistemas de medição devem possuir sistema de amostragem manual; em sistemas de medição por pressão diferencial, o ponto de amostragem deve estar localizado a montante do sistema de medição;

 Calibração de instrumentos: onde não for requerida a RBC (Rede Brasileira de Calibração, gerida pelo INMETRO), as calibrações devem garantir a rastreabilidade ao SI (Sistema Internacional de Unidades); a periodicidade é contabilizada utilizando as datas de realização das calibrações ou inspeções (e não a data da emissão dos certificados);

 Calibração do medidor fiscal ou apropriação: na calibração em uma única vazão, a vazão de operação não poderá diferir em mais de 10% da vazão da última calibração; na calibração em múltiplas vazões, a quantidade de vazões distintas de calibração deverá seguir uma regra específica definida no RTM-2024, sendo no mínimo em 4 vazões;

 Utilização de metodologia alternativa de calibração, como calibração em vazão mássica ou com similaridade com o Número de Reynolds da instalação real, pode ser autorizada pela ANP e INMETRO, desde que haja suporte normativo e comprovação metrológica;

 Calibração de cromatógrafos em linha: realizada pelo agente regulado na instalação e realizada por comparação, utilizando material de referência certificado – MRC (gás padrão);

 Falha presumida: sempre que a deriva do medidor estiver em valor absoluto acima dos seguintes limites: 0,6% para medição fiscal e medição de transferência de custódia de petróleo; 2% para medição de apropriação de petróleo; 1% para medição fiscal e medição de transferência de custódia de gás natural; e de 3% para medição de apropriação de gás natural;

 Incerteza de medição: na impossibilidade de compensação total ou parcial dos erros sistemáticos, devem ser incorporados os erros residuais à incerteza do sistema de medição;

 Computadores de vazão: comunicação digital entre o computador de vazão, os medidores e os instrumentos, sempre que estes permitirem.

 Analisador em linha de BS&W: utilizado somente para controle de processo;

 Indisponibilidade do sistema de medição: período mínimo de indisponibilidade é de 24 horas consecutivas; durante esse período, o computador de vazão deve per-

manecer com a rotina de envio de dados;

 Medidores de vazão do tipo Cone: com a ref. 5.17 do RTM2024 da norma ISO 5167-5:2016 – “Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full - Part 5: Cone meters” fica ainda pendente se a ANP considera esse tipo de medidor como “Elemento primário de diferencial de pressão” ou medidor de vazão sujeito a calibrações com vazão.

4. Impactos técnicos nos futuros projetos

As seguintes inclusões e alterações propostas no RTM2024 possuem impactos nos novos projetos de instalações de produção de petróleo e gás natural, conforme Tabela 3 Impacta projeto Não impacta projeto

Recálculo de Produção: procedimentos e aplicação X

Amostragem de gás para uso de cromatógrafo X

3 novas classificações de apropriaçãoX

4 novas categorias de mediçãoX

Limites de Incerteza por ponto e global X

Incertezas nos sistemas de mediçãoX

Indisponibilidade dos sistemas de Medição X

Medição Operacional sob solicitação da ANP X

Inspeção obrigatória apenas para medição fiscal X

Curva de Calibração: 4 a 8 pontosX

Deriva para falha presumida pontos fiscais de 0,6% X

Aprovação de limites de calibração e métodos alternativos X

Estimativa de Incerteza Fixa ou Atualizada X

Tabela 3 – Avaliação nos projetos das inclusões e alterações propostas no RTM-2024

Utilizando pontos de medição típicos de uma instalação de produção do tipo FPSO (Floating, Production, Storage & Offloading), e adotando as vazões médias de projetos recentes implantados no âmbito nacional, obtém-se a classificação, conforme Tabela 4.

Fluidos Pontos de Medição FinalidadeCategoria

OilOflloading Custody transfer metering A OilRundownFiscal meteringA

Oil Well service injection Fiscal meteringA

OilTest separator Allocation metering A

Oil Production / Treatment Operational metering Operacional GasExport LineFiscal meteringA

GasImport LineFiscal meteringB *

Gas Gas Lift individual per Well Allocation metering B

GasGas Lift Total Operational metering Operacional

Gas Gas Injection individual per Well Operational metering † Operacional † (A se fiscal)

Gas Gas Injection Total Operational metering Operacional

GasTest separator Allocation metering A

Gas Production separators Operational metering Operacional

GasFuel GasFiscal meteringB

GasFlareFiscal meteringA

Gas Vent (if needed) Fiscal meteringB

GasFlare Pilot Operational metering Operacional

GasFlare Purge Operational metering Operacional

Gas Dilution for Flare Operational metering Operacional

GasFlare Assistant Operational metering Operacional

Tabela 4 – Pontos de medição em um novo projeto hipotético, segundo nova categorização proposta

(*) Depende da vazão operacional;

(†) Os pontos de injeção individual de gás nos novos projetos tipicamente são operacionais. Contudo, quando for prevista uma mesma unidade produzindo e injetando gás de campos distintos,

INCERTEZAS

os pontos devem ser enquadrados como fiscais.

No caso dos atuais projetos de instalações de produção em andamento, os pontos de medição classificados como “Categoria A”, que serão mais impactados, são:  medição fiscal de gás (exportação e importação);  medição de gás do separador de teste.

As principais características adicionais dos sistemas de medição situados na “Categoria A” são:  Óleo

o Tramo reserva obrigatório nas EMEDs (Estações de Medição);

o Amostragem automática proporcional à vazão para medição fiscal e de apropriação;

o Analisador em linha de BS&W, para medição fiscal e de transferência de custódia;

o Padrão de referência para medição fiscal e Padrão de trabalho para medição de apropriação e de transferência de custódia;

o Válvulas com controle automático de vazão para medição fiscal e de transferência de custódia;

o Sistema de reprocessamento de petróleo desenquadrado para medição fiscal.

o Padrão de referência para medição fiscal e de transferência de custódia;

o Tramo reserva obrigatório nas EMEDs (Estações de Medição);

o Placa de orifício não permitida (obrigatório o uso de medidores do tipo Linear: deslocamento positivo, turbina, ultrassônico e Coriolis – ou qualquer outro tipo de medidor de vazão que disponha de Aprovação de

RTM-2013RTM-2024

Medição fiscal e Transferência de Custódia de gás 1,5% (Placa de Orifício)1,0% (Medidor Linear) (Categoria A)

Volume total de produção de petróleoRequisito não presente0,6%

Volume total de produção de gásRequisito não presente3,0%

Medidor de vazão de gás de tocha5%5%

Medição fiscal e de transferência de custódia de petróleo com viscosidade dinâmica de até 1000 mPa.s 0,3%

Medição fiscal e de transferência de custódia de petróleo com viscosidade dinâmica acima de 1000 mPa.s 1,0%

Medição operacional de petróleoRequisito não presente1,0%

Medição operacional de gás naturalRequisito não presente3,0%

Pressão0,30%0,10%

Temperatura0,3 oC0,2 oC

Pressão diferencial0,30%0,10%

Densidade do petróleo0,30 kg/m3 0,30 kg/m3

Densidade do gás0,30%0,20%

BS&W

Requisito não presente

0,05 % em valor absoluto para BS&W de 0 % a 1 %; 5 % do valor medido para BS&W superior a 1 %

CromatógrafoRequisito não presente0,30 % do fator de compressibilidade

Tabela 5 – Limites de incertezas de medição para os RTM-2013 e RTM-2024

OBS: Incerteza expandida do volume líquido medido pelo sistema de medição na condição padrão de medição, com probabilidade de abrangência de aproximadamente 95%.

Modelo pelo INMETRO);

o Cromatógrafo em linha para medição fiscal, apropriação e de transferência de custódia;

o Válvulas com controle automático para medição fiscal e de transferência de custódia.

A Tabela 5 apresenta as diferenças entre os limites de incertezas de medição entre o RTM atual e o em revisão.

Alguns pontos de atenção podem ser discutidos na aplicação do RTM-2024, de forma que o seu entendimento seja totalmente esclarecido, conforme se segue:

• No caso do óleo, houve anteriormente um entendimento de que as calibrações dos medidores de vazão de óleo fossem unicamente realizadas a bordo, contra provadores (equipamento do tipo deslocamento mecânico), não sendo recomendado o uso de medidor padrão/master meter para as calibrações, pois o transporte – ida terra/volta mar – poderia danificar esses medidores;

• No caso do gás, não existem no mercado equipamentos do tipo provadores (e para instalação a bordo), o que exige obrigatoriamente o uso de medidor padrão/ master meter, que deverá ser calibrado em terra (ver Figura 1);

Figura 1 – Exemplo de EMED fiscal de gás natural utilizando medidores lineares e medidor padrão

• Ainda no caso do gás, deverá ser avaliado o arranjo da instalação de produção (ex.: partindo de um arranjo de EMED de exportação de gás, utilizando um tramo com porta-placas, e chegando-se a uma EMED com 3 tramos com medidores do tipo ultrassônico, com volume estimado (de maneira conservadora) de 10 m x 4,5 m x 3 m, que trará maiores dificuldades para sua locação no arranjo físico, incluindo reforços estruturais, análise de peso e outros impactos; ver alternativa de alteração de arranjo para um projeto anteriormente padronizado de FPSO na Figura 2;

• Na medição de apropriação de gás natural, o requisito de medidores lineares poderá trazer impacto semelhante também no arranjo do separador de testes, com o agravante de que os diâmetros das tubulações atualmente já são de grande dimensão (podem chegar a 18”).

Figura 2 – Possível solução para inserir EMED fiscal de gás natural com medidores lineares num projeto anteriormente padronizado 5. Avaliação das incertezas de medição entre as principais tecnologias

A Tabela 6 apresenta um comparativo entre os medidores de vazão do tipo placa de orifício e do tipo linear.

Ressalta-se que, no caso de sistemas baseados em porta-placas de orifício, há fornecedores nacionais para esse tipo de dispositivo (pelo menos 3). No caso de medidores lineares, são quase todos importados. Um ônus na calibração dos medidores lineares de gás natural será incluído (no caso, do medidor padrão/ master meter ou do medidor em operação após manutenção) pois, terá de ser calibrado no exterior, ou em um dos laboratórios atualmente sendo implantados no Brasil, conforme se segue:

• CONAUT (RIOflow) Macaé, RJ (Figura 3): vazão máxima de 32 000 m3/h, com pressão máxima de 60 bar; tramos de 4” a 24”; fluido gás natural residual; • IPT, São Paulo, SP (Figura 4): vazão máxima de 3 600 m³/h, com pressão máxima de 34 bar; tramos de 2” a 12”; fluidos Ar, CO 2, Nitrogênio, Argônio ou misturas desses gases (futuramente também com gás natural).

Figura 3 – Laboratório de vazão de gás da CONAUT – RIOflow

Figura 4 – Laboratório de vazão de gás do IPT

Avaliação normativa

A minuta do RTM-2024 possui, em suas referências, a norma AGA Report nº 9/2017 “Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters” (item 3.5 do RTM-2024), bem como a norma ISO 17089-1:2019 “Measurement of fluid flow in closed conduits – Ultrasonic meters for gas – Part 1: Meters for custody transfer and allocation measurement” (item 5.41 do RTM-2024).

Já a norma ABNT NBR 15855 “Medição de gás por medidores do tipo ultrassônicos multitrajetórias” (que foi baseada na AGA-9) não consta como referência no RTM2024. Atualmente esta norma está em fase de revisão, tendo como base a ISO 17089:2019.

A Portaria INMETRO No. 156, de 30 de março de 2022, exige a PAM (Portaria de Aprovação de Modelo) para os medidores de vazão de gás do tipo Linear (ex.: turbinas, ultrassônicos e Coriolis); nada é exigido para os respectivos sistemas de medição.

As normas ISO 5167-1:2022 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular Cross-Section Conduits Running Full – Part 1: General Principles and Requirements (RTM-2024 item 5.13) e ISO 5167-2:2022 – Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular-Cross Section Conduits Running Full – Part 2: Orifice Plates (RTM-2024 item 5.14) foram revisadas, incluindo a possibilidade da calibração de placas de orifício em laboratórios de vazão.

Tomando por base a norma AGA-9, pode ser observado que os requisitos da composição do gás se aplicam do mesmo modo nos sistemas de medição baseados em placa de orifício (carregamento dos valores da composição do gás no computador de vazão e cálculos do Fator de Compressibilidade baseado na rotina AGA-8), a menos do teor de CO2: AGA9 - 3.1 Gas Quality

The meter shall, as a minimum requirement, operate with any of the “normal range” natural gas composition mixtures specified in AGA Report No. 8. This includes relative densities between 0.554 (pure methane) and

0.87.

The manufacturer should be consulted if any of the following are expected: 1) carbon dioxide levels are above 10%, 2) operation near the critical density of the natural gas mixture, or 3) total sulfur level exceeds 20 grains per 100 standard cubic feet, including mercaptans, H2S, and other sulfur compounds.

Deposits due to normal gas pipeline conditions (e.g., condensates, glycol, amines, inhibitors, water or traces of oil mixed with mill-scale, dirt or sand) may affect the meter’s accuracy by reducing the meter’s cross-sectional area. Independent of transducer mounting, deposits may also attenuate or obstruct the ultrasonic sound waves emitted from and received by the ultrasonic transducers or reflected by the internal wall of the meter.

Em termos de saídas do medidor de vazão para os computadores de vazão, há os seguintes requisitos:

AGA9 - 5.4.9 Output

The meter shall be equipped with at least one of the following outputs:

a) serial data interface; e.g. RS-232, RS-485, or fieldbus; b) a frequency output representing flow rate at metering conditions;

c) a digital status output.

The time-integrated values of outputs a) and b) shall match better than 0,02 % in every arbitrary interval of 100 s for flow rates above qV, min.

The meter may be equipped with the following outputs:

a) additional frequency outputs;

b) additional status outputs;

c) additional data interfaces (e.g. Ethernet, read-only serial port).

O uso intensivo dos dados de diagnóstico poderá ser utilizado para o acompanhamento da “saúde” do funcionamento do medidor (esse procedimento é estabelecido na norma NBR 16777:2019 “Medidores de vazão de gás de tocha (flare) e de gás ventilado para a atmosfera” que é referenciado no RTM-2024 item 2.13), conforme se segue:

AGA9 - 4.6.5 Diagnostic Measurements

The manufacturer should provide the following and other diagnostic measurements via a data interface; e.g., RS-232, RS-485 or equivalent.

• Path AGC levels

• Path transit times

• Average axial flow velocity through the meter

• Flow velocity for each acoustic path (or equivalent for evaluation of the flowing velocity profile)

• Speed of sound along each acoustic path

• Average speed of sound

• Velocity sampling interval

• Averaging time interval

• Percentage of accepted pulses for each acoustic path

• Status and/or measurement quality indicators

• Alarm and failure indicators

Como parte do processo de fabricação, inspeções dimensionais são requeridas:

AGA9 - 6.2 Dimensional Measurements

The manufacturer shall measure and document the average internal diameter of the meter, the length of each acoustic path between transducer faces and the axial (meter body axis) distance between transducer pairs. The average internal diameter should be calculated from a total of 12 inside diameter measurements or the equivalent determined by a coordinate measuring machine. Four internal diameter measurements (one in the vertical plane, another in the horizontal plane and two in planes approximately 45°from the vertical plane) shall be made at three meter cross-sections: 1) near the set of upstream ultrasonic transducers, 2) near the set of downstream transducers and 3) half way between the two transducer sets.

Vale ressaltar que o medidor de vazão do tipo ultrassônico para gás é sensível à vibração, ruído elétrico e escoamento pulsante. Uma análise prévia na fase de projeto deverá ser realizada.

Um condicionador de escoamento (ex.: Zanker) deverá ser instalado a montante de cada medidor.

A ordem de grandeza dos trechos retos a montante e a jusante é semelhante, quando comparada com a dos sistemas baseados em placas de orifício.

A Verificação Periódica de Campo (Dry Calibration) é prevista na AGA-9, no entanto, sua aplicação poderá ser motivo para um pleito junto à ANP visando ao aumento da periodicidade de calibração do medidor de vazão ultrassônico de gás.

O uso de medidores de vazão do tipo deslocamento positivo e do tipo turbina para gás deverão ser avaliados caso a caso, em função da presença de partes móveis e da sua menor rangeabilidade (razão entre a maior e a menor vazão).

A revisão das normas ISO 5157-1 e 2 inclui a possibilidade de calibração de placas de orifício em laboratórios de vazão, o que poderá trazer discussões sobre a decisão de aplicar essa tecnologia como alternativa aos medidores de vazão do tipo linear, já que desses últimos é exigidos o uso de medidores padrão para sua calibração a bordo, trazendo a possibilidade de melhoria no OPEX.

6. Conclusões

Como conclusões é possível tecer:

• Haverá um aumento do CAPEX, devido aos novos requisitos dos sistemas de medição de gás natural, classificados como “Categoria A”, embora seja esperada uma melhoria na incerteza das respectivas medições;

• Os projetos até então padronizados de instalações de

produção podem ter alterações, principalmente no novo lay-out, devido ao aumento de espaço necessário para a instalação de EMED fiscal de gás, utilizando medidores de vazão do tipo linear e com medidores padrão, entre outros aspectos;

• Deve ser avaliado o aumento no OPEX, devido às calibrações em terra dos medidores de vazão de gás natural do tipo linear (medidores padrão e eventuais calibrações dos medidores de operação), em laboratórios nacionais e internacionais;

• Deve ser explicitado como será o uso do cromatógrafo de gás em linha: se conectado diretamente ao computador de vazão ou não, se com validação dos resultados ou não;

• A revisão das normas ISO 5167-1 e 2 poderá trazer discussões sobre a possível calibração de placas de orifício em laboratórios de vazão, de modo a se atingirem melhores níveis de incerteza, em alternativa ao uso de medidores lineares de vazão de gás.

7. Bibiliografia

[1] Minuta da Resolução Conjunta ANP-INMETRO https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/consultas-e-audiencias-publicas/consulta-audiencia-publica/2022/ arquivos-consultas-e-audiencias-publicas-2022/cp01-2022/minuta-resolucao-cp-1-2022.pdf

[2] Resolução Conjunta ANP-INMETRO nº 1 de 10/06/2013

[3] Portaria Conjunta ANP-INMETRO nº 1 de 19/06/2000

[4] ISO-17089-1 – Measurement of fluid flow in closed conduits. Ultrasonic meters for gas Meters for custody transfer and allocation measurement, 2019

[5] AGA-9 – AGA Report 9, Measurement of Gas By Multipath Ultrasonic Meters, 2007

[6] AGA-8 – AGA Report 8, Part 1, Thermodynamic Properties of Natural Gas and Related Gases, DETAIL and GROSS Equations of State, 2017; AGA Report No. 8, Part 2, Thermodynamic Properties of Natural Gas and Related Gases GERG–2008 Equation of State, 2017

[7] ABNT NBR 15855 “Medição de gás por medidores do tipo ultrassônicos multitrajetórias”, 2010

[8] Portaria INMETRO nº 156 de 30 de março de 2022

[9] ISO 5167-1:2022 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular Cross-Section Conduits Running Full - Part 1: General Principles and Requirements; ISO 51672:2022 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in CircularCross Section Conduits Running Full - Part 2: Orifice Plates

[9] ABNT NBR 16777 “Medidores de vazão de gás de tocha (flare) e de gás ventilado para a atmosfera”, 2019

Vazão em foco

ASBM Sociedade Brasileira de Metrologia, com o GT-Vazão – Grupo Técnico de Vazão, e o IPT – Instituto de Pesquisas Tecnológicas –, realizaram, em março deste ano, o ETMV – Encontro Técnico de Medição de Vazão 2024, evento que reuniu profissionais que atuam na área de medição de vazão e velocidade de fluidos.

O evento reuniu os segmentos de saneamento e de óleo e gás, onde a importância da tecnologia e da perfeita aplicação de medidores de vazão ficou mais que evidente, quando o Chefe do núcleo de fiscalização da medição da produção da ANP, Marcus Werner, mostrou que 1% de erro na medição do volume produzido de óleo e gás seria de mais de R$ 591 milhões/dia, em números de 2022.

As discussões referentes ao segmento de óleo e gás foram coordenadas e mediadas por José Alberto Pinheiro – especialista, consultor, membro da Comissão de Vazão, com décadas de experiência na Petrobras – trouxeram Iris Trindade Chacon, do Inmetro; Flavio Barroso Neves, da ANP; e Thiago Vidal de Oliveira, da Petrobras, para discorrer sobre a nova realidade do setor, no que tange à nova regulamentação técnica para medição de vazão: deve haver adequação em instrumentos, procedimentos, manutenção e calibração. Ou seja, o mercado vai ficar movimentado!

Íris Chacon reiterou que o Inmetro estava recebendo, até o final do mês de março, sugestões de adequação à nova

RTM. Não eram mudanças no texto, mas alguma coisa que não tivesse ficado clara, alguma situação que não foi pontuada.

Thiago Vidal de Oliveira deu uma ideia do impacto que a readequação deve ter, quando mostrou a quantidade de sistemas de medição de vazão de E&P da Petrobras – 851 sistemas de medição de gás, 440 sistemas de petróleo, e os 14 FPSOs que estão previstos. O impacto na Transpetro? Segundo a assessoria, “a Transpetro possui sistemas de medição de vazão operacionais ou de transferência de custódia em todos os seus Terminais, totalizando mais de 700 medidores de linha. Para medição de vazão, na Transpetro, são utilizados medidores do tipo ultrassônico, turbina, deslocamento positivo e Coriolis. Todas essas tecnologias já são contempladas pelo RTM atual, não havendo mudanças significativas, no texto divulgado da nova RTM, que afetem a empresa. O que significa que não será necessária a troca de tecnologia dos medidores, mas após a publicação oficial da nova RTM, todos os sistemas de medição e procedimentos da Transpetro serão revisados conforme necessário.

Manutenção de plataformas OFFSHORE com controle baseado em PC

Ismael José Secco – Walter Antonio Kapp – Gustavo Trevissoi Eberspacher – Diego de Souza –Jonas Greschuk – Gabriel Neres Patricio – Matheus Koening de Moura Kopsch

O Instituto SENAI de Inovação de Santa Catarina está há mais de uma década atuando em projetos de pesquisa aplicada, com o objetivo de elevar a competitividade da indústria nacional. Entre esses projetos, destacamos o projeto do Robô de pintura, um sistema automatizado para realizar tratamento superficial de grandes áreas planas, e tem como principal objetivo reduzir o índice de HHER (homem hora exposto ao risco) em unidades operacionais offshore. Este projeto é uma iniciativa em parceria entre a PETROBRAS e o Instituto SENAI de Inovação em Sistemas de Manufatura, com recursos da ANP

Estudos em diversos países estimam que os custos associados à corrosão consomem entre 1% e 5% do Produto Interno Bruto (PIB). Estima-se que, no Brasil, os danos anuais causados pela corrosão atinjam valores equivalentes a 3,5% do PIB, algo em torno de 10 bilhões de dólares, grande parte deles na indústria do petróleo. Nas grandes estruturas navais utilizadas pelas empresas petrolíferas, a corrosão é uma das principais causas dos desastres ambientais, que são os derramamentos de óleo no mar.

Sabe-se que o revestimento anticorrosivo representa menos de 2% do custo de um equipamento industrial, porém, desempenha papel fundamental na redução da necessidade de manutenção, e gera aumento na sua vida útil e, portanto, na lucratividade.

O processo de pintura é um procedimento complexo, por-

que a interação da tinta com a superfície depende de diversos fatores, como preparação da superfície, preparação da mistura, condições ambientais, parâmetros do processo e, principalmente, da habilidade do operador.

A grande importância da indústria naval também se nota pelo fato de 95% das exportações brasileiras serem realizadas via transporte marítimo, e de ser no mar que o Brasil prospecta mais de 85% do seu petróleo.

A PETROBRAS possui mais de 100 plataformas de exploração de petróleo, e mais de 150 navios que necessitam de manutenção periódica da parte externa, relacionada à prote-

Senai

Artigo

ção anticorrosiva. Cada manutenção pode significar 6 meses de inatividade na produção de uma plataforma.

O desenvolvimento deste projeto é denominado “Automação de aplicação de tintas em grandes superfícies”. Este projeto chama-se RDC, “Robô de Cabos”.

O RDC é controlado por um PC industrial compacto Beckhoff, com software TwinCAT. Engenheiros e pesquisadores do Instituto SENAI de Inovação em Fabricação e Processamento de Laser desenvolveram o sistema completo de controle RDC. Nesse projeto, foi utilizado o PC C6930 como controlador, pois, possui alta capacidade de processamento, necessária para realizar os cálculos cinemáticos envolvidos na movimentação do robô. Esta é uma das razões pelas quais a Beckhoff foi escolhida como fornecedora de tecnologia de automação para este projeto. O TwinCAT oferece flexibilidade que permite a criação de cinemáticas especiais, em combinação com funções existentes, como NCI, tornando possível programar os cami-

nhos de movimento do robô utilizando o código G.

A utilização de IOs remotos EPP também foi de extrema importância, pois, é crucial para otimizar o peso e o espaço dos componentes de automação embarcados no robô, e devido ao ambiente agressivo ao qual o sistema fica exposto durante o processo.

Drives AX5000 foram utilizados para acionar os servomotores, devido à sua robustez, confiabilidade e precisão, que são requisitos importantes para aplicações Offshore.

Devido às distâncias dos implementos para esta aplicação, que são guiados pela lateral do navio a uma distância de até 50 metros, a rede EtherCAT, aliada à tecnologia de servomotores com cabo e IOs remotos em rede, facilitou a instalação, comissionamento e inicialização do sistema. Também permitiu monitorar a quantidade de cabos e fios necessários para conectar esses implementos ao sistema de controle e potência.

O sistema supervisório (IHM) utilizado foi o TwinCAT 3 HMI TF2000, devido a sua principal característica de rodar a aplicação em um servidor HTML, que pode ser aberto em qualquer navegador padrão de internet, permitindo e facilitando o controle remoto desta aplicação.

Sem barreiras da zona 0 para a nuvem

Controle de PC

para

a indústria de processos

Tecnologia de controle baseado em PC e EtherCAT para a indústria de processos: conceito de automação integrado para uma variedade de mercados e aplicações, desde produtos químicos, petroquímicos e a indústria de hidrogênio até a extração de petróleo e gás tecnologia de automação e processo integrada em uma única plataforma de hardware e software comunicação sem barreiras da zona 0/20 para a nuvem por meio de terminais EtherCAT com interfaces intrinsecamente seguras módulos para conexão de IoT e análise de dados

Medição Fiscal e de Transferência de Custódia: Redução das Incertezas e do Risco do Negócio

Carlos Eduardo Ribeiro de Barros Barateiro, D. Sc.

Universidade Estácio de Sá

Macaé/RJ, Brasil

Claudio Makarovsky, M.Sc.

Universidade Federal Fluminense

Rio de Janeiro, Brasil

Faesa Ornellas, Especialização

Universidade Federal do Rio de Janeiro

Macaé/RJ, Brasil

1. Introdução

O mercado de óleo e gás tem três aspectos fundamentais, que justificam todo o interesse na regulação das medições dos fluidos produzidos e transferidos: a) as operações envolvem grandes volumes de produtos; (b) com alto valor agregado e; (c) que são de interesse das sociedades, devido à sua importância estratégica na geração de energia e na produção de derivados petroquímicos. E como envolve inúmeros players (concessionários, operadores e fornecedores de serviços e soluções), há necessidade de que os agentes regulatórios definam regulamentos técnicos, que especificam como as atividades relacionadas à medição devem ser executadas. O Regulamento Técnico de Medição de Óleo e Gás Natural, aprovado pela Portaria Conjunta ANP/INMETRO n° 001, é apenas um desses atos regulatórios, e diversos outros publicados pelo INMETRO são igualmente aplicáveis.

Temos ainda as particularidades desse mercado produtor, que envolve grandes riscos no processo de exploração, devido à quantidade de recursos necessários (equipamentos, mãode-obra e suporte financeiro), em comparação com o sucesso na viabilidade da produção – muitos operadores trabalham com taxas da ordem de 20% (GUIMARÃES, 2010). Se o cenário da exploração é complicado, o regime de produção é ainda mais desafiador, devido à inconstância das condições dos poços, ao longo da vida útil dos reservatórios – o simples aumento dos volumes da água de formação e das variações da pressão afetam as características físico-químicas do fluido e do escoamento, com impacto direto nas medições.

De um lado, temos requisitos estabelecidos em regulamentos e normas técnicas e, do outro, temos o interesse dos

Gustavo Lima, M.Sc. Universidade Federal Fluminense

Rio de Janeiro, Brasil

Maiara Izete Rocha Ribeiro, Especialização

Universidade Católica de Petrópolis Salvador/BA, Brasil

concessionários em maximizar os volumes de produção e a minimização dos custos. A maximização da produção envolve muitos aspectos relacionados à operação do campo (número de poços, regime de produção, sistemas de injeção e bombeio, além das restrições operacionais) (TEIXEIRA, 2013) e a medição de transferência de custódia é um desses importantes itens a serem considerados. Já a minimização dos custos envolve aspectos como o CAPEX (investimentos) e OPEX (custo da operação) e a medição fiscal (para apuração dos royalties e participações especiais a serem recolhidos) é parte também desse processo.

Tanto a medição de custódia ou a fiscal devem focar a busca por valores fidedignos com a confiabilidade necessária para apuração dos volumes produzidos e transferidos. Obviamente, as atividades previstas nos regulamentos e normas técnicas tem esse objetivo, e é necessário compreender que são requisitos obrigatórios. Mas sua implementação deve ser considerada, não porque são compulsórios, mas porque são necessários para os interesses dos agentes regulatórios (e em última análise da sociedade) e do próprio concessionário/operador.

A medição correta do óleo cru, derivados e do gás natural em seu estado gasoso ou líquido envolve muitos fatores, principalmente na escolha da tecnologia (princípio) dos medidores. E essa definição inclui principalmente a análise das condições do escoamento ou dos volumes a serem medidos (quantidade, densidade, viscosidade, pressão, temperatura, teor de água e sedimentos, etc.). Mas há ainda um aspecto fundamental: para cada tecnologia da medição, temos associado um erro e uma incerteza dos resultados. E a caracterização de ambos está mostrado na figura ao lado: o erro é a diferença entre o valor medido de uma grandeza e um valor

de referência (considerado o verdadeiro), e a incerteza é o parâmetro que caracteriza a dispersão dos valores atribuídos a um mensurando, com base nas informações utilizadas (INMETRO, 2012 e 2016).

A palavra incerteza significa dúvida, e, assim, no sentido mais amplo, incerteza de medição significa dúvida acerca da validade do resultado de uma medição. Essa incerteza do resultado de uma medição reflete a falta de conhecimento exato do valor do mensurando.

E por que a tecnologia de medição está associada a uma determinada incerteza? Porque há inúmeros fatores que podem contribuir para essa dúvida. Um desses fatores é o próprio método de medição adotado: a) um sistema com placa de orifício parte de uma certa incerteza, que é maior tipicamente que a de um medidor linear; b) a presença de ruído sônico afeta mais um medidor tipo ultrassônico que uma turbina; c) O perfil de velocidade do escoamento afeta menos um medidor de deslocamento positivo ou mássico por Coriolis que outras tecnologias. E temos “n” outros exemplos!

E aqui está um ponto importante: quanto maior a incerteza associada à medição, maior o risco ao negócio, seja no tocante ao volume “vendido” (transferência de custódia), como nos custos (medição fiscal). Assim o objetivo deve ser sempre a redução da incerteza associada ao sistema de medição, e não a inclusão de fatores que podem aumentá-la. Não é à toa que um dos itens importantes da NBR ISO 10012 (ABNT, 2004) é a melhoria contínua e o tratamento de não conformidades: a busca e eliminação das falhas e o estabelecimento de melhores condições para realização das medições.

Mas como efetivamente devemos gerir esse risco?

2. Operações Metrológicas

Precisamos considerar que existem três tipos básicos de erros:

• Erros grosseiros: falta de cuidado ou maus hábitos do operador ou o mesmo falhas no projeto do sistema de medição. Estão associados com erros de leitura, anotação errada, operação indevida, uso de amostras não representativas, não utilização correta dos procedimentos, ajuste incorreto do instrumento de medição, escolha errada de escalas ou mesmo o projeto de engenharia do sistema de medição e a instalação dos seus componentes.

• Erros sistemáticos: são erros provenientes do sistema de medição utilizado. Estão associados com o método de medição, paralaxe, efeitos ambientais ou simplificações do modelo teórico utilizado.

• Erros aleatórios: são causados por fatores imprevisíveis e aleatórios. Estão associados com vibrações, atritos e folgas do instrumento de medição.

Os erros grosseiros devem ser controlados com o estabelecimento de rotinas de auditorias periódicas. Auditoria é um processo sistemático, documentado e independente, para obter evidências da realização de uma atividade, e avaliá-las objetivamente, para determinar a extensão na qual os critérios da aceitação sejam atendidos (ABNT, 2002). Podemos agrupar as verificações em um sistema de medição em três grandes áreas (BARATEIRO et al., 2023):

• Estação de Medição: aspectos que envolvem as particularidades específicas de um determinado ponto de medição, compreendendo, desde os instrumentos, medidores, analisadores e demais equipamentos que compõem o sistema de medição até o computador de vazão, que são interligados a esses dispositivos.

• Campo: atividades que são realizadas pelo grupo que opera todas as estações de medição de uma determinada unidade (planta), a partir dos dados gerados pelos computadores de vazão.

• Corporativo: atividades que são realizadas pelo grupo corporativo de gestão das medições, e que supervisiona todas as unidades da organização.

Já os erros sistemáticos e aleatórios precisam ser controlados por operações metrológicas especificas: os ensaios, as verificações e as calibrações.

• Ensaio: é uma atribuição do INMETRO e se trata do método consistente e documentado, que avalia uma amostra definida pelo seu grau de incerteza pertinente a validade ou aplicação de um resultado.

• Verificação: é uma atribuição do INMETRO que, através dos órgãos delegados, efetua o controle de equipamentos e instrumentos, com o objetivo de garantir a credibilidade das medições, e verificar se os erros do instrumento não ultrapassam os erros máximos admissíveis, definidos no regulamento técnico específico.

• Calibração: refere-se a uma operação, a qual estabelece, sob condições especificadas, uma relação entre os valores e as incertezas de medição fornecidos por padrões e as indicações correspondentes com as incertezas associadas.

Observa-se que o usuário final do sistema de medição tem ação direta apenas quanto à calibração dos instrumentos instalados nos sistemas de medição, e essa operação é fundamental para a comprovação de que estão sendo atendidos os requisitos estabelecidos nos regulamentos técnicos. E a forma de demonstrar esse atendimento às incertezas estabelecidas é feita através de memoriais de avaliação específicos.

3. Avaliação das Incertezas

A avaliação de incertezas de um sistema de medição deve ser realizada com um método padronizado e definido pelo Guia para a Expressão de Incerteza de Medição – Avaliação de Dados de Medição (ABNT, 2014). Os passos para se obter a incerteza de qualquer sistema considera:

• Definição do modelo matemático da medição;

• Identificação dos componentes da incerteza;

• Estimação das incertezas padrão associadas aos componentes de incerteza;

• Cálculo dos coeficientes de sensibilidade, ou seja, a análise da estimativa de quanto uma saída y é influenciada por variações da estimativa de entrada xi

• Avaliação da existência da correlação, ou seja, se existem duas grandezas de entrada, xi e xj , apresentam uma relação de dependência entre elas, ou com uma terceira grandeza de entrada comum a ambas.

• Cálculo da incerteza combinada, com base nas incertezas padrão e sensibilidade/correlação.

• Cálculo da incerteza expandida, considerando um fator de abrangência para obtenção de uma confiabilidade em torno de 95%.

liação da incerteza depende da correta definição do modelo matemático e da identificação dos fatores que afetam a incerteza do sistema. Os demais itens são consequência dessas duas etapas e o controle do risco de um sistema de medição precisa ser trabalhado pelo usuário final exatamente nessas etapas iniciais.

3.1. Exemplo da Gestão do Risco em Sistema de Medição

A importância desses dois pontos pode ser mais bem compreendida quando analisamos um caso prático: a análise de incerteza de um sistema de medição de gás utilizando um medidor linear tipo turbina. Outros exemplos poderiam ser construídos, mas a sistemática é a mesma. Para esse caso temos o seguinte modelo matemático aplicável (AGA 7, 2006):

A apresentação da avaliação das incertezas é tipicamente feita através de uma planilha, como a mostrada na figura ao lado. No entanto, o memorial de avaliação deve ser formalizado e apresentar todos os passos previstos no Guia para a Expressão de Incerteza de Medição – Avaliação de Dados de Medição (ABNT, 2014).

A forma de obtenção da incerteza combinada é expressa na forma de: = +/-

Onde E p é a incerteza do parâmetro considerado e E xn são os componentes da incerteza desse parâmetro.

Vale aqui um ressaltar dois pontos fundamentais: a ava-

Onde:

= = = = =

= pressão de referência (101,325 KPa).

= temperatura de referência (20 °C).

= pressão do gás escoado.

= temperatura do gás escoado.

= massa específica nas condições de referência (@ e ).

= massa específica nas condições de escoamento (@ e ). = vazão volumétrica nas condições de referência (@ e ).

= vazão mássica do escoamento.

= vazão volumétrica nas condições do escoamento (@ e ).

MV = massa molar do gás escoado.

R = constante universal dos gases (8,31 J/mol.K).

= compressibilidade do gás nas condições do escoamento (@ e ).

= compressibilidade do gás nas condições de referência (@ e ).

Ou seja, a vazão volumétrica do gás nas condições de referência depende basicamente da vazão, da pressão, temperatura e da compressibilidade nas condições do escoamento e das condições base (20° e 101,325 KPa), e da compressibilidade nessas condições base. E são esses fatores que precisam ser avaliados para apuração das incertezas desse sistema de medição.

3.2. Análise dos Fatores da Incerteza da Medição da Pressão do Escoamento

A figura abaixo apresenta os principais fatores que afetam a medição da pressão, considerando que a comunicação entre o transmissor de pressão e o computador de vazão ocorre através de um sinal de 4-20 mA. Observa-se que a incerteza do transmissor é apenas um dos componentes a ser considerado. É necessário se considerarem os efeitos da temperatura ambiente (em relação a de calibração), deriva do transmissor, erros inerentes à conversão digital do sinal de 4-20 mA, incerteza da própria calibração, impacto da variação da pressão atmosférica (que não é constante), e a estabilidade da alimentação elétrica desse transmissor.

Assim, temos:

+/-

Onde:

= incerteza padrão do transmissor.

= incerteza devido aos efeitos da temperatura ambiente.

= incerteza devido a estabilidade entre calibrações. = incerteza devido a conversão analógico para digital. = incerteza devido a variação da pressão atmosférica.

= incerteza devido ao processo de calibração. = incerteza devido ao efeito da variação da tensão de alimentação.

3.3. Análise dos Fatores da Incerteza da Medição da Temperatura do Escoamento

A figura abaixo apresenta os principais fatores que afetam a medição da temperatura, considerando que a comunicação entre o transmissor de temperatura e o computador de vazão ocorre através de um sinal de 4-20 mA. Aqui também se observa que a incerteza do transmissor é um dos componentes a ser considerado. Também precisam ser considerados, os efeitos da temperatura ambiente (em relação à de calibração), deriva do transmissor, erros inerentes à conversão digital do sinal de 4-20 mA, incerteza da própria calibração, impacto da resistência elétrica do cabo/transmissor, os efeitos da condutividade térmica do poço de proteção, e a estabilidade da alimentação elétrica desse transmissor.

Assim, temos:

Onde:

= incerteza padrão do transmissor.

= incerteza padrão do sensor.

= incerteza devido aos efeitos da temperatura ambiente.

= incerteza devido a estabilidade entre calibrações. = incerteza devido a conversão analógico para digital.

= incerteza devido a resistência elétrica do cabo entre sensor e transmissor.

= incerteza devido ao processo de calibração.

= incerteza devido ao processo de transferência de calor do processo ao sensor.

= incerteza devido ao efeito da variação da tensão de alimentação.

3.4. Análise dos Fatores da Incerteza da Medição da Turbina

A figura abaixo apresenta os principais fatores que afetam a medição da turbina, considerando que a comunicação entre o medidor e o computador de vazão ocorre através de pulsos. Aqui também se observa que a incerteza da turbina é um dos componentes a ser considerado. Também precisam ser considerados, os efeitos da temperatura ambiente (em relação a de calibração), deriva do medidor, erros inerentes à contagem dos pulsos pelo computador de vazão, incerteza da própria calibração, e o impacto do desgaste do medidor com o tempo.

Assim, temos: +/-

Onde:

= incerteza padrão do medidor. = incerteza da medição de pulsos pelo computador de vazão.

= incerteza devido aos efeitos da temperatura ambiente.

= incerteza devido a estabilidade entre calibrações. = incerteza devido ao desgaste operacional da turbina

= incerteza devido ao processo de calibração.

3.5. Análise dos Fatores da Incerteza da Medição da Vazão

Para a medição da vazão, temos então vários fatores associados para a incerteza. Temos a própria medição da pressão, temperatura e do medidor, já abordados, mas temos a compressibilidade que corrige a densidade nas condições de escoamento e base para obtenção da vazão nas condições de referência.

Assim, temos: +/-

Onde: = incerteza do medidor. = incerteza da medição de pressão. = incerteza devido a medição da temperatura. = incerteza devido a estabilidade entre calibrações. = incerteza devido ao cálculo da compressibilidade nas condições base = incerteza devido ao cálculo da compressibilidade nas condições do escoamento.

4. Reduzindo o Risco das Medições através das Incertezas

Se compreendemos quais são os fatores que contribuem para as incertezas de um sistema de medição, então podemos atuar com ações efetivas para reduzi-los. E obviamente é necessário fazer estudos de viabilidade, uma vez que nem todas as ações trazem ganhos proporcionais. A seguir temos alguns exemplos de ações aplicáveis para na medição de óleo, como na de gás natural baseado na metodologia de identificação dos fatores de contribuição para as incertezas.

4.1. Eliminando os Efeitos da Conversão Analógico-Digital

A redução das incertezas de um sistema de medição é realizada, atuando-se exatamente nos fatores relatados. E para isso é que o memorial de avaliação das incertezas é importante: descreve os fatores, e permite a elaboração do plano de melhorias. E podemos citar algumas dessas ações, como a eliminação dos efeitos da conversão analógico-digital.

A maioria dos transmissores de pressão e temperatura utilizados nos sistemas de medição de óleo e gás são do tipo microprocessado. O uso do sinal digital desses equipamentos, em vez do sinal analógico de 4-20 mA, permite que esse fator seja eliminado dos impactos na incerteza. O erro inerente ao conversor está na forma como é feita a conversão do sinal analógico para a forma digital.

O conversor analógico-digital divide o sinal de entrada analógico (contínuo) em um número determinado de passos (degraus discretos), e atribui a um valor do sinal de entrada um número inteiro compreendido entre zero e o número máximo de passos do conversor. O número de passos de um conversor analógico-digital é determinado pela resolução do conversor, e é dado por:

Número de passos = 2n onde n é a resolução em bits do conversor.

A tabela abaixo representa uma simulação para um transmissor de 4-20 mA, com conversores de 8, 10, 12 e 16 bits (SERENO e SHEREMETIEFF, 2007) para um transmissor de temperatura.

Resolução do Conversor

PassosResolução em °C

8 bits2561,9531

10 bis10240,4883

12 bits40960,1221

16 bits655460,0076

Observa-se que a quantidade de bits afeta diretamente a resolução e, por consequência, a incerteza associada. E, por essa razão, alguns módulos de entradas analógicas dos computadores de vazão têm restrição de uso na medição fiscal, exatamente pela baixa resolução. Bons computadores de vazão possuem resolução de 16 bits, mas os módulos de expansão nem sempre têm essa mesma característica.

4.2. Escolhendo-se o Melhor Modelo do Instrumento

Não existe uma padronização da forma como os fabricantes exprimem o desempenho dos seus equipamentos. A figura abaixo apresenta como exemplo as características de um transmissor de pressão estática, e são esses parâmetros que representam a base para expressão das incertezas. Seja esse transmissor que apresenta uma faixa calibrada de 8 bar (de -2 a 6 bar), com uma faixa ajustável de 20 bar (de -10 a 10 bar), e que, em uma hipótese para simulação, com ponto de atuação de 4 bar.

Vamos considerar que a incerteza para todos os fabricantes seja de +/- 0,1%, porém, com bases de cálculo diferentes, conforme a tabela abaixo. Ou seja, todos possuem a mesma incerteza (+/- 0,1%), porém, como as bases de cálculo são diferentes, temos incertezas finais muito diferentes. Essa é a principal razão por que os memoriais de avaliação das incertezas devem ser feitos nos limites mínimos e máximos do campo de operação do sistema de medição.

A0,1% da faixa ajustável0,1% x 20 bar = 0,02 bar4 +/- 0,020 bar0,50%

B0,1% da faixa calibrada0,1% x 8 bar = 0,008 bar4 +/- 0,008 bar0,20%

C0,1% do limite máximo da faixa ajustável0,1% x 10 bar = 0,01 bar4 +/- 0,010 bar0,25%

D0,1% limite máximo da faixa calibrada0,1% x 6 bar = 0,006 bar4 +/- 0,006 bar0,15%

E0,1% função do valor lido0,1% x 4 bar = 0,004 bar4 +/- 0,004 bar0,10%

Esse aspecto (sobre a forma de apresentação do erro do equipamento) é que leva a necessidade da definição da correta faixa calibrada de um instrumento: tipicamente, quanto maior a faixa calibrada, maior o erro inerente, e isso impacta principalmente os pontos de operação do início do campo de operação do sistema de medição.

4.3. Eliminando-se o Impacto da Variação da Pressão Atmosférica

Os algoritmos de medição são definidos utilizando variáveis em condições absolutas. Isso é particularmente crítico para a medição da pressão, onde tipicamente são utilizados transmissores de pressão manométricos, e deve-se, portanto, informar o valor da pressão atmosférica, para se obter o valor absoluto. A questão é que a pressão atmosférica não é constante ao longo do tempo, e isso pode ser verificado na figura abaixo (BARATEIRO et al., 2021).

A variação da pressão atmosférica é particularmente impactante se a pressão estática do sistema de medição é abaixo de 2000 KPa. A tabela abaixo apresenta uma simulação da vazão de um sistema, comparando a vazão obtida utilizando o valor nominal da pressão atmosférica (101,325 KPa) com a utilização da pressão atmosférica mínima e máxima, mostradas na figura anterior. Observa-se que o erro em um sistema de pressão estática de 500 KPa pode chegar a 0,133%.

Artigo

Há várias formas de se minimizar esse erro em sistemas de baixa pressão estática: a) Uso de transmissores de pressão absoluto; b) Medição da pressão atmosférica do local da instalação do sistema de medição, e uso do seu valor como entrada “viva” da parametrização dos computadores de vazão; c) Encontrar-se o valor da pressão atmosférica média mais próxima da realidade para o local da instalação, através do uso da base de dados de estações meteorológicas próximas.

4.4. Minimizando os Efeitos das Condições Atmosféricas

Fatores ambientais, como temperatura, umidade e vibrações externas podem afetar o desempenho dos instrumentos de medição, e os fabricantes normalmente informam esses efeitos em seus equipamentos. Particularmente, a questão é mais crítica quando se considera que esses instrumentos são calibrados em laboratórios que têm condições controladas que não as mesmas observadas no campo. A forma de se minimizarem os efeitos ambientais é prover-se abrigos adequados, que possam proteger os medidores. Não é à toa que terminais de óleo e gás instalados no exterior, em regiões muito frias, se utilizam de containers para isolar esses equipamentos dos efeitos ambientais.

Os efeitos das condições atmosféricas são reportados pelos fabricantes em seus manuais de instruções. Como exemplo, podemos citar o informado por um fabricante desse tipo de equipamento, que especifica o efeito de uma variação de 28°C (entre a calibração e a ambiente):

Efeito da Temperatura Ambiente (28°C) = +/- (0,009% do valor máximo da faixa calibrada + 0,025% do valor da faixa calibrada).

Ou seja, o transmissor considerado no exemplo em que a faixa calibrada é de 8 bar, e o limite máximo da faixa calibrada, de 6 bar, teríamos: +/- (0,009% x 8 bar + 0,025% x 6 bar) = +/- 0,222 bar. Ou seja, para um ponto de medição de 4 bar, poderíamos ter um impacto de 5,55%, com uma variação de temperatura de 28°C. Obviamente, trata-se de uma variação grande, porém, variações em torno de 10°C a 15°C são bastante comuns.

4.5. Minimizando os Efeitos da Calibração

A calibração de um instrumento ou medidor é um processo de comparação com um padrão, segundo uma metodologia definida. A questão é que os padrões, métodos e faixas de operação adotados pelos laboratórios têm incertezas diferentes. A tabela abaixo mostra a capacidade de alguns laboratórios brasileiros, calibrando medidores de vazão com hidrocarbonetos líquidos.

AcreditaçãoFaixaIncerteza IPT678

> 0,004 até 0,09 m³/h0,08%

>0,09 a 90 m³/h0,05%

>0,8 a 800 m³/h0,03%

> 0,5 m³/h até 500 m³/h 0,13%

Conaut 419

1680,5 m³/h até 64 m³/h0,50% Metroval247

> 0,06 até 1,5 m3/h0,09%

> 1,5 até 1200 m3/h0,04%

> 1200 até 1980 m3/h 0,10%

> 1980 até 2520 m3/h 0,10%

Hirsa5830,2 m³/h a 1000 m³/h0,04%

Facilmente, podemos ver como, para uma mesma condição de vazão, podemos ter incertezas bem diferentes. Por exemplo, para um valor de 800 m3/h, podemos ter laboratórios com incertezas variando de 0,03% a 0,12%, e isso é crítico, porque esses valores são carregados na análise de incerteza do sistema de medição.

4.6. Atuando na Estabilidade entre Calibrações

A deriva de um instrumento de medição é causada principalmente pelo desgaste devido às condições da operação. Quanto mais críticas as condições do escoamento, maiores são os desgastes, e isso é particularmente mais impactante nos medidores mecânicos. Essa é a razão por que os regulamentos técnicos especificam periodicidades menores de calibração para esses medidores. No entanto, a erosão causada pela presença de particulados ou grandes variações de pressão ou temperatura também são responsáveis por esse desgaste. A figura abaixo apresenta o impacto da deriva no fator do medidor submetido à calibração.

O acompanhamento da deriva dos medidores entre calibrações deve ser parte da gestão das medições e grandes variações, além de caracterizarem a falha presumida e objeto de notificação ao agente regulador, precisam ser analisados sob a necessidade de manutenção ou mesmo a substituição do medidor.

4.7. Aplicando a Linearização do Fator de Calibração

A calibração de um medidor de vazão tipicamente é realizada em múltiplos pontos, e os certificados apresentam como resultado o valor médio dos resultados. A figura abaixo mostra a plotagem dos fatores obtidos com diversos pontos de calibração.

> 500 até 1200 m³/h0,12%

> 1200 até 4500 m³/h0,09%

Observa-se que o uso de um valor médio na configuração do computador de vazão traz um erro inerente, principalmente nas faixas menores da operação, conforme pode ser verificado na figura abaixo.

Ou seja, colocando-se os vários fatores do medidor obtidos na calibração no computador de vazão, e deixando que esse equipamento faça a interpolação entre os pontos verificados, permite-se reduzir substancialmente o impacto na incerteza do sistema.

4.8. Atuando na Tecnologia da Medição

Por fim, resta o estudo da mudança da tecnologia de medição. Cada tecnologia tem, devido ao próprio método de funcionamento, características de aplicabilidade e limites de incerteza inerentes. A tabela abaixo apresenta valores típicos para essas especificações.

Obviamente, a escolha da tecnologia adequada ao campo de operação deve considerar todos esses aspectos, e a correta definição contribui para a redução das incertezas da operação.

5. Considerações Finais

O controle das incertezas de um sistema de medição é um dos aspectos mais críticos das gestões das medições com foco na redução dos riscos para o negócio. Considerar a emissão de um memorial de avaliação de incertezas apenas para atendimento aos requisitos de um regulamento técnico é absoluta perda de tempo e energia. A correta avaliação é crucial para o estabelecimento de um efetivo programa de melhoria. E essa avaliação deve ser suportada também por um programa robusto de auditorias, para eliminar/minimizar os erros grosseiros, que não podem ser cobertos pela avaliação das incertezas. Ambas as atividades são necessárias e fundamentais, quando se analisa o risco.

O exemplo considerado neste artigo (medição de gás natural com turbina) pode ser estendido para a medição de petróleo, utilizando outras tecnologias. No caso dos hidrocarbonetos líquidos, teríamos a consideração das incertezas inerentes ao cálculo da compensação da pressão e temperatura na densidade do óleo, que são realizadas a partir da densidade obtida com as amostras: obviamente, o uso de amostradores automáticos trariam amostras mais representativas e, portanto, reduzindo as incertezas desse processo. Da mesma forma, o controle do teor de água e sedimentos é outra abordagem importante na redução das incertezas da medição, da mesma forma que poderíamos incluir na própria avaliação da incerteza dos gases o impacto na obtenção da sua composição, seja a partir de amostras, como com a utilização de cromatógrafos em linha (e ambas as formas têm incertezas associadas).

Ou seja, hás bastante espaço para implementação da gestão das medições com foco na redução dos riscos do negócio.

Referências Bibliográficas

• ABNT (2002). NBR ISO 19011:2002 Diretrizes para auditorias de sistema de gestão da qualidade e/ou ambiental, ABNT, São Paulo.

• ABNT (2004). NBR ISO 10012:2004 – Sistema de Gestão de Medição, ABNT, São Paulo.

• ABNT ISO/IEC GUIA98-3 (2014). Incerteza de medição – Parte 3: Guia para a expressão de incerteza de medição (GUM:1995).

• AGA7 (2006). AGA Report nº 7/2006 – Measurement of Natural Gas by Turbine Meters. AGA, USA.

• ANP/INMETRO, 2013. Regulamento Técnico de Medição Fiscal de Petróleo e Gás Natural. Portaria Conjunta ANP/INMETRO n° 001, de 10 de junho de 2013.

• BARATEIRO et al. (2021). Fiscal Liquid and Gaseous Hydrocarbons Flow and Volume Measurement: Improved Reliability and Performance Paradigms by Harnessing for Fourth Industrial Revolution. Flow Measurement and Instrumentation, ed. 81 (2021), 102027.

• BARATEIRO et al. (2023). Auditorias em Sistemas de Medição: Avaliação da Conformidade na Fiscal e Transferência de Custodia. Revista Digital Oil & Gas Brasil, ed. 043, set/23. Disponível em https://lnkd. in/dZP4DZja com acesso em 10 de setembro de 2023.

• GUIMARÃES, L. (2010). Entenda os Riscos da Exploração do Petróleo. Economia e Negócios.

• INMETRO (2012). Portaria INMETRO n° 232 de 08 de maio de 2012 – Conceitos Fundamentais e Gerais e Termos Associados (VIM2012).

• INMETRO (2016). Portaria INMETRO n° 150 de 29 de março de 2016 – Vocabulário Internacional de Termos de Metrologia Legal (VIML).

• SERENO H. e SHEREMETIEFF JR. A. (2007). Guia para Elaboração de um Plano de Manutenção da Confiabilidade Metrológica de Instrumentos de Medição – Escolha dos Instrumentos. V Congresso LatinoAmericano de Metrologia, Curitiba.

• TEIXEIRA, A. F. (2013). Otimização da Produção de Poços de Petróleo Com Gas Lift Contínuo. Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Química, COPPE, da Universidade Federal do Rio de Janeiro.•

Acuracidade em Alta Vazão1%0,15%0,50%0,50%

Acuracidade em Baixa Vazão2%1%1%1% Rangeabilidade4:1100:120:120:1

Limitações do Reynolds>10000Sem EfeitoSem Efeitode 2000 a 8000 Tubulação2 a 24”<1/2 a 12”2 - 12”4 a 24”

Trecho Reto20Nenhum5 a 205 a 20

Perda de CargaAltaAltaMediaBaixa InstalaçãoCríticaNão CríticaImportanteImportante ManutençãoAltaBaixaAltaBaixa Partes MóveisNãoVibraçãoSimNão BidirecionalEm algumas situaçõesSimEm algumas situaçõesSim

O Papel do Gás Natural no processo de Transição Energética

Alberto Machado Neto

Diretor Executivo de Petróleo, Gás Natural, Bioenergia, Hidrogênio e Petroquímica da ABIMAQ

A cada catástrofe, como a que ora está ocorrendo no Estado do Rio Grande do Sul, fica mais evidente a necessidade de adotarmos medidas para devolver o equilíbrio climático ao nosso planeta.

Apesar de, em Eras passadas, tais episódios já terem ocorrido, com consequências até piores e mais amplas, o momento atual difere dos anteriores, pois, desta vez, a espécie humana é um dos reponsáveis pela geração excessiva de gases de efeito estufa.

Nessas situações, a primeira providência é procurar os “culpados”, em seguida passar por um período de caça às bruxas, e concluir com a adoção de medidas para exorcizá-las.

Quando olhamos para uma chaminé de uma fábrica, ou de uma usina termelétrica, ou para o cano de descarga de um veículo, situações próximas a nós, fica fácil identificarmos, como primeiros suspeitos, os combustíveis fósseis.

Suspeitos identificados, para resolver o problema, basta cortar o mal pela raiz, basta não produzir mais combustíveis provenientes de fósseis, e tudo está solucionado.

outras variáveis que, dependendo da abordagem adotada, podem ter efeitos igualmente catastróficos, senão piores.

Precisamos de energia no nosso dia-a-dia, logo temos de “reparar o avião em pleno voo”. Não podemos manter o mundo funcionando, aquecer as pessoas no inverno rigoroso, transportá-las, iluminar os ambientes, enfim, manter todo o processo produtivo operando, sem a garantia do suprimento energético com segurança e continuidade.

É óbvio que os combustíveis fósseis têm importante pegada de carbono, mas, na verdade, a causa raiz não está no combustível, mas no seu mal uso, no desperdício, em tecnologias inadequadas, enfim, na falta de cuidados adequados ao utilizá-lo. Por outro lado, a solução não é tão simples como parece.

No mundo atual, é necessário que o problema seja analisado levando-se em consideração

Há que ser observado também o aspecto econômico, que anda de mãos dadas com o social: se pararmos de produzir carvão mineral já a partir de amanhã, o que vamos fazer com as milhares de comunidades que vivem de sua produção? Vamos deixá-las à mingua sem sua fonte de sustento?

Por outro lado, se passarmos a focar nos combustíveis provenientes de biomassa de forma não devidamente estruturada, podemos deslocar a produção de alimentos para produzir energia, faltando o suprimento adequado de comida (felizmente, esse não é o caso do Brasil, que tem encontrado soluções para que as duas possibilidades, mais que simplesmente coexistirem, serem sinérgicas).

Em um primeiro momento, o sinal de alerta veio do meio ambiente, e o movimento que passou a ser designado como Transição Energética teve como primeira solução o ataque aos combustíveis fósseis, leia-se carvão e petróleo e, como saem do mesmo poço, o gás natural.

Apesar de trágicos, dois episódios recentes: a Pandemia de Covid 19 e a invasão da Ucrânia acabaram por facilitar o entendimento de que Transição Energética é um processo, que deve levar a humanidade, de um estágio A, onde há excessiva emissão de gases de efeito estufa, para um estágio B, de baixo carbono sendo lançado à atmosfera, mantendo o mundo funcionando.

No ambiente das citadas crises, o Gás Natural, antes considerado como um dos vilões do aquecimento global, passou a ser visto como um elemento de ligação, para viabilizar, de forma menos traumática, a passagem do estágio A para o estágio B, garantindo a segurança energética.

Na mesma ocasião, outro paradigma foi quebrado, reabilitando a até então temida energia nuclear. Com a tecnologia atual, a solução via produção de energia por reatores nucleares está se apresentando como fonte segura de energia limpa. Com a vantagem ainda de, apesar de o Urânio ser uma fonte finita, há minério para um longo período, até que outra fonte “entre na moda”.

O gás natural, que, na verdade, é uma mistura de hidrocarbonetos que existem em estado gasoso na temperatura ambiente, é um combustível de queima mais “limpa” que os derivados líquidos do petróleo e, mais ainda do que o carvão. De uma hora para outra, passou de problema a solução.

carbônico a ser considerada, permitindo uma sobrevida ao uso paralelo dos derivados de petróleo.

Finalizando, é importante lembrar o uso dos componentes do Gás Natural (Metano, Etano, Propano e Butano) como matérias primas para a indústria petroquímica e de fertilizantes. No caso do Brasil e de outros muitos países, a maior parte do gás é associado à produção de petróleo, logo, se não tem petróleo, não tem gás. Adicionalmente, para certas aplicações, o petróleo ainda não tem substituto, e sua exploração e comercialização é uma das principais fontes de recursos que os novos investimentos em fontes renováveis demandarão.

Entretanto, existem ainda outros fatores a serem considerados. Por exemplo, no mundo, hoje, existe cerca de um bilhão e quatrocentos milhões de motores a explosão que, por sua vez, carregam uma extensa cadeia de valor para sua venda, manutenção, fornecimento de peças de reposição e descarte, envolvendo milhões de pessoas. Queimar gás natural, no caso Metano, é “menos pior” do que queimar diesel ou gasolina. Nós contamos também com o Etanol, que é uma importante solução de emissão negativa de gás

Talvez seja a hora de mudarmos o entendimento do termo Transição Energética para racionalização da composição e utilização da Matriz Energética, destinando cada energético para o seu melhor uso, garantindo um período de reformulação da matriz com segurança ambiental, segurança energética, segurança econômica, segurança social, segurança alimentar e segurança geopolítica, sendo que essa última acaba sendo consequência das cinco primeiras.

O Hidrogênio, ao que tudo indica, deve ser o combustível do futuro, mas enquanto ele não se torna economicamente viável, cabe ao Gás Natural exercer importante papel nesse processo de adequação da Matriz Energética Mundial.

OTC e o futuro da evolução OTC e o futuro da evolução energética global global

A55ª Conferência Anual de Tecnologia Offshore (OTC) apresentou inovações revolucionárias na indústria, e um programa técnico multidisciplinar, que explora as tecnologias necessárias para atender as crescentes demandas energéticas do mundo, à medida que as populações e as economias continuam a se modernizar e a avançar.

A agenda deste ano incluiu uma programação diversificada de 51 sessões – apresentando 30 diálogos executivos e apresentações principais, 13 painéis, 7 eventos de networking, e 9 países destacados na Around the World Series. Mais de 30.000 participantes de 107 países compareceram, reforçando o status da OTC como a principal conferência global sobre energia e inovação, em meio à crescente demanda energética. Na área de exposição, 14 pavilhões internacionais e quase 1.300 empresas apresentaram tecnologias inovadoras, em 24 mil m2, realidade virtual e configurações interativas, tudo isso realçado pela presença de 205 meios de comunicação.

Alex Martinez, Presidente do Conselho da OTC, refletiu sobre o sucesso da OTC 2024, afirmando: “ Foi inspirador ver a comunidade global de energia se unir para discutir e fazer parceria em soluções, que moldarão um futuro sustentável. À medida que a população mundial exige mais energia, não há outro evento que proporcione aos participantes conversas mais diversificadas, focadas nos mais recentes desenvolvimentos necessários para acelerar o mix energético global ”. concluiu Martínez.

o setor energético offshore:

Rebecca Caldwell, PhD, Geóloga de Exploração, Chevron, AAPG;

Yan Wang, PhD, Engenheiro de Desenvolvimento de Tecnologia Avançada, ExxonMobil Technology and Engineering Company, AIChE;

Jinbo Chen, PhD, Professor Associado, Escola de Arquitetura Naval, Engenharia Oceânica e Civil, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai, China, Ex-engenheiro de perfuração da Shell USA, ASCE;

Mejdi Kammoun, PhD, Engenheiro Principal, American Bureau of Shipping, ASME

Jian (Jason) Shi, PhD, Professor Assistente, Universidade de Houston, IEEE-OES

Pankaj Goel, PhD, Consultor de Projetos, ExxonMobil, ISA;

Luz Zarate, engenheira de pesquisa de tecnologia marítima, Shell International Exploration and Production, MTS;

@Divulgação

A OTC 2025 acontecerá de 5 a 8 de maio, no NRG Center, Houston, Texas, EUA.

Os 11 Líderes Emergentes da Turma 2024, reconhecidos por suas carreiras e contribuições extraordinárias para

Shahrzad Roshankhah, PhD, PE, Professor Assistente, Universidade de Utah, SEG

Michael Renning, Engenheiro II, American Bureau of Shipping, SNAME

Mathilde Luycx, PhD, Petrofísica, ExxonMobil Technology and Engineering Company, SPE;

Dillon Hoffmann, gerente de projetos/engenharia offshore, Couvillion Group LLC, TMS

@Divulgação

“AI Data Analytics: Insights to Performance of Safety Critical Systems”, sobre os regimes de manutenção e eficácia dos sistemas, com Ian Crehan, Gestor de Negócios Offshore do UKI na Lloyd’s Register

@Divulgação

“Brasil como destaque mundial da matriz energética limpa e descarbonizada”

@Divulgação

Jean Paul Prates conversou sobre o plano estratégico para produção de óleo com baixo carbono e integração de energia renovável da Petrobras

@Divulgação

Jean Paul Prates recebeu o Prêmio OTC Destaque de Conquistas para Empresas, Organizações e Instituições, pelo pioneirismo em novas tecnologias na revitalização do Campo Marlim e da Bacia dos Campos.

@Divulgação

A EnerGeo Alliance ganhou uma Citação Especial OTC, por defender a eficiência e a sustentabilidade ambiental na coleta de dados sísmicos offshore.

@Divulgação

Kerry J. Campbell recebeu o Prêmio OTC Distinguished Achievement, para indivíduos por suas contribuições inovadoras para práticas modernas de caracterização de locais de águas profundas

Mais de R$ 1 trilhão em investimentos

@Divulgação

Com uma das maiores delegações internacionais da OTC, o Brasil foi mais uma vez um dos destaques do evento. Nesta edição, a Firjan reforçou o papel estratégico do estado do Rio de Janeiro, como Hub de Oportunidades e de Tecnologia, com um espaço institucional dedicado à federação e à divulgação internacional das competências da Firjan SENAI SESI nas áreas de tecnologia e de capacitação. “É o nono ano em que participamos na OTC Houston, e a parceria com a APEX é muito importante. O Rio se distingue do restante do país, não apenas por ser o principal estado produtor, como também pelo trabalho fantástico no mapeamento de oportunidades, dando suporte ao desenvolvimento tecnológico, por meio dos Institutos de Tecnologia e Inovação da Firjan SENAI e SESI”, disse Luiz Césio Caetano, vice-presidente da Firjan, durante a cerimônia de abertura do Pavilhão Brasil.

Ao longo dos quatro dias de feira, a Firjan esteve presente no Pavilhão Brasil, organizado pela APEX Brasil, expondo internacionalmente os serviços de capacitação e desenvolvimento tecnológico oferecidos pela Firjan SENAI SESI. No Pavilhão Brasil, a APEX Brasil promoveu o painel “Apresentação de oportunidade de investimentos no Brasil”. Durante a apresentação, o vice-presidente da Firjan anunciou a atualização do Painel de Projetos de Energia no Rio de Janeiro.

“Levantamos aproximadamente R$ 1 trilhão em projetos em execução, confirmados e potenciais, em óleo, gás, eólicas offshore, hidrogênio e naval. Não é um Rio de oportunidades, é um oceano inteiro” comemorou Caetano.

Na ocasião, foi realizado ainda o pré-lançamento de uma publicação inédita da Firjan SENAI SESI, voltada para as temáticas de descarbonização, cuja versão completa será publicada durante a Macaé Energy 2024, que acontece em junho.

“Conforme o posicionamento da Firjan sobre integração energética, a publicação chamada ‘Transição e Integração Energética no Rio’ conta com a contribuição técnica de importantes agentes do mercado, como ANP, EPE, Abeeolica, ABH2, governo do Rio e Porto do Açu, que está apoiando aqui o Pavilhão Brasil, por meio da Prumo”, complementou Caetano.

IBP, Petrobras e APEX Brasil fomentam novos negócios

@Divulgação

O IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – e a Petrobras, em parceria com a APEX Brasil, promoveram, em Houston (Texas, Estados Unidos), um encontro entre fornecedores brasileiros e investidores internacionais, para fomentar novos negócios no setor naval. O evento aconteceu

em paralelo à OTC – Offshore Technology Conference. O “Maritime Industries Connections – Brazil Offshore Energy Sector Roundtable Business Meeting – Brazilian Shipyards Map” reuniu 36 empresas do Brasil, e 18 de outros países, para discutir parcerias estratégicas, que visam a revitalizar e modernizar a indústria naval e marítima brasileira. Participaram do encontro, o presidente do IBP, Roberto Ardenghy, o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos José Travassos, e o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates.

“Desejamos apoiar sempre a indústria nacional, para ampliar sua competitividade e oportunidades de negócios. Esta iniciativa é uma oportunidade para empresas brasileiras reforçarem seu compromisso com entregas de qualidade e excelência, dentro de um mercado segmentado, aquecido e com demanda cada vez mais direcionada para soluções de baixo carbono”, comentou Ardenghy.

“Pela primeira vez, estamos promovendo um encontro entre os principais fornecedores brasileiros e estrangeiros da indústria offshore. Juntos na mesma mesa, os estaleiros nacionais terão a oportunidade de apresentar aos seus pares internacionais sua capacidade de construção, e de atuar em parceria com empresas estrangeiras”, disse Jean Paul Prates.

“Conhecemos o potencial dos estaleiros nacionais para atender as demandas da Petrobras, e vemos oportunidade para crescimento desse segmento. Com essa iniciativa, estamos aproximando players, que podem atuar juntos para garantir o atendimento aos requisitos de conteúdo local previstos nos contratos”, declarou Carlos Travassos.

Prêmio do Cenpes à Firjan

Senai é destaque

A OTC Houston é uma feira internacionalmente reconhecida, não apenas pela oportunidades de negócios e novos relacionamentos, mas também para apresentar soluções tecnológicas e de inovação, aplicadas aos mercados de petróleo, gás e energias offshore. Durante a feira, a Firjan Senai destacou o recente reconhecimento recebido pelo Cenpes como um dos premiados no “Prêmio Inventor Petrobras”. O projeto premiado foi de tratamento de águas de produção de óleo e gás.

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“Mais uma vez, somos reconhecidos pela capacidade

técnica e empenho da Firjan SENAI, e seus institutos de tecnologia e inovação, no desenvolvimento de soluções para aumentar a competitividade da indústria brasileira”

ressaltou Alexandre dos Reis, Diretor Executivo Firjan SENAI SESI.

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Através de modelos matemáticos, o projeto avaliou o equilíbrio de partição de ácidos orgânicos, prevendo equilíbrios e potencializando a operação, com redução de custos. A água de produção, com composição variável, contém compostos solúveis e insolúveis, sendo influenciada por sais, pressão e reações nas interfaces entre as fases aquosa e orgânica.

“O estudo desses equilíbrios auxiliará no tratamento da água de produção e na minimização do impacto ambiental. Este projeto custou pouco mais de 1 milhão de reais, e gerou patente para a Firjan SENAI” ressaltou Carla Giordano, Gerente Regional de Pesquisa e Serviços Tecnológicos da Firjan SENAI SESI.

Firjan SENAI SESI assina

protocolo de intenções com a EPE

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As iniciativas previstas no protocolo também serão utilizadas como insumo para o planejamento estratégico e desenvolvimento das ações dos Institutos SENAI e SESI de Tecnologia e Inovação. A proximidade com a EPE, organização responsável por suportar o planejamento energético do país, é uma parceria chave para alinhar os projetos e portfólio da Firjan SENAI SESI, dentro do cenário de descarbonização e da transição, integração e eficiência energética.

“O protocolo é ponto partida para uma agenda positiva para nossos institutos de pesquisa e tecnologia, como os de Química Verde e de Sistemas Virtuais de Produção”, ressaltou Alexandre dos Reis, diretor executivo da Firjan SENAI SESI.

Para Heloisa Borges, diretora de Petróleo, Gás é Biocombustíveis da EPE, essa parceria é fundamental para desenvolvimento das soluções necessárias para o Brasil alcançar as metas de descarbonização e desenvolvimento industrial.

A OTC 2024 marcou o fortalecimento da parceria entre a Firjan – Federação das Indústrias do Rio de Janeiro – e a EPE – Empresa de Pesquisa Energética. O protocolo formaliza uma parceria de longa data, entre as instituições no desenvolvimento dos mercados de energia do Brasil e Rio de Janeiro, e tem como objetivo o desenvolvimento de iniciativas favoráveis à atração de investimentos para o desenvolvimento das cadeias produtivas, e para projetos de infraestrutura dos setores de energia elétrica e renováveis, petróleo, gás natural e seus derivados e biocombustíveis. As iniciativas do protocolo compreendem: promoção, em parceria, de eventos no Brasil e/ou no exterior, participação em seminários, elaboração de conteúdo técnico, e articulação com stakeholders estratégicos para execução dessas iniciativas. “A assinatura do protocolo de intenções mostra o quão importante as instituições são para o país e estado do Rio de Janeiro no desenvolvimento da indústria”, destacou Luiz Césio Caetano, vice-presidente da Firjan. Para o presidente da EPE, Thiago Prado, a iniciativa é estratégica para levar informações e dados para todo o mercado, justamente para trazer investimentos, gerar emprego para toda a indústria nacional, e mostrar todo o potencial do Brasil no segmento energético.

O Diretor-Geral da ANP, Rodolfo Saboia, e o Diretor Daniel Maia Vieira participaram da OTC 2024, e também se reuniram com representantes de empresas e de instituições do setor de energia.

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O Diretor-Geral foi o palestrante principal do evento paralelo à OTC “Brazil beyond Pre-Salt- navigating the business opportunities”, promovido pela Brazil-Texas Chamber of Commerce (Bratecc). Em sua apresentação, destacou o crescimento dos operadores independentes de petróleo e gás natural no Brasil, e os resultados positivos alcançados por essas empresas, tanto em termos de aquisição de ativos, quanto no que se refere aos investimentos e ao crescimento da produção.

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Rodolfo Saboia apresentou o painel “Around the World: Brazil as the World High Spot of Clean and Decarbonized Energy Matrix”, destacando as características que permitem que o Brasil possa vir a ser uma potência mundial em energia.

Em 7/5, o Diretor Daniel Maia Vieira participou, na OTC, de reunião com a International Association of Drilling Contractors (IADC). Na pauta, estiveram desafios relacionados a atividades de exploração e produção, como novas plataformas e a segurança operacional nessas atividades.

Rodolfo Saboia foi um dos integrantes do painel “Shaping the Energy Evolution through Regulation and Innovation”, durante o Brazil Energy Breakfast, evento paralelo à OTC, realizado pela Bratecc em 8/5. Ele abordou a atenção dada pela Agência aos investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), gerados por cláusula existente nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.

O Diretor-Geral informou que os investimentos obrigatórios das empresas em PD&I gerados pela cláusula alcançam cerca de US$ 800 milhões por ano. Em 2020, desse total, 2,5% foram investidos em projetos de transição energética. No ano passado, esse número atingiu 16%, e continua crescendo.

Saboia mencionou ainda o Programa Empreendedorismo, lançado recentemente pela ANP, que será financiado com recursos de PD&I, e consistirá na execução de projetos de inovação por startups, para solucionar desafios tecnológicos do setor de energia, propostos pelas empresas e pela ANP.

O Diretor Daniel Maia Vieira visitou a sede da ExxonMobil em Houston, EUA. Ele participou de reuniões com representantes das áreas relacionadas às atividades de pesquisa e desenvolvimento da companhia, e conheceu o Centro de Tecnologia da Exxon, onde são desenvolvidas pesquisas do setor de energia. Durante a visita, Daniel apresentou a regulação brasileira relacionada a pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), e falou sobre a utilização dos recursos da cláusula de PD&I, no Brasil.

Ele citou, como exemplos da aplicação desses recursos em benefício da sociedade, o Programa Empreendedorismo e o Programa de Formação de Recursos Humanos (PRH-ANP), que completa 25 anos em 2024, e recebe, desde 2019, recursos da cláusula de PD&I.

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A ApexBrasil levou para OTC mais de 50 empresas brasileiras, de diferentes segmentos, entre eles: máquinas e equipamentos, automação industrial, equipamentos de segurança, fundição, forjaria, softwares, entre outros. Também para fortalecer a delegação brasileira, estiveram presentes autoridades representando instituições, como: Ministério de Minas e Energia, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Governos Estaduais, Congressistas, Presidentes das Federações de Indústria, CEOs e líderes das principais petroleiras e EPCistas atuantes no Brasil. O pavilhão do Brasil contou com o patrocínio da Confederação Nacional da Indústria (CNI) e do Porto do Açu.

Durante os cinco dias do evento, empresas nacionais do

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setor de Óleo e Gás participaram ativamente da programação oficial, e em eventos paralelos, liderando rodadas de negócios, encontros de relacionamento e discussões voltadas à busca por tecnologias e inovações, para garantir a segurança energética do mundo no contexto de transição para um futuro mais sustentável e de baixo carbono. O Diretor de Gestão Corporativa da ApexBrasil, Floriano Pesaro, esteve à frente da delegação da Agência, e reforça a importância da presença na feira. “A participação brasileira reforça o posicionamento do Brasil como parceiro global de negócios para o setor, focado em soluções baseadas numa cadeia de baixa emissão de carbono. A missão dada pelo presidente Jorge Viana é de divulgarmos as oportunidades comerciais e de investimentos no país, além de expandir a inserção das empresas brasileiras fornecedoras de soluções de bens e serviços de suprimentos de petróleo e gás nas cadeias globais de valor”, explica.

Entre os objetivos da feira, estava a busca por tecnologias e inovações para garantir a segurança energética do mundo, alinhada ao contexto de transição para um futuro mais sustentável e de baixo carbono. Nesse sentido, muitas das empresas que representaram o Brasil são premiadas internacionalmente por suas soluções inovadoras, tecnológicas e alinhadas com os requisitos internacionais de ESG (ambientais, sociais e de governança), reforçando o posicionamento do país como um player global em energia, com empresas aptas para atender o setor, tanto nacional como internacionalmente.

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A Smar não poderia deixar de estar na maior Conferência de Tecnologia Offshore global, OTC 2024, e participou mostrando o seu mais novo lançamento em controle de processos industriais de sua família de controladores. Baseado na indústria 4.0, com a tecnologia O-PAS embarcada, os mais novos controladores DF126 e DF127,

totalmente desenvolvido para atuar em conjunto com a inteligência artificial (IA), e realizar a orquestração do controle descentralizado.

A nova tecnologia O-PAS está indo na contramão dos sistemas proprietários. A tecnologia oferece um sistema aberto, interoperável e seguro. O padrão da tecnologia definido pelo O-PAF (Open Process Automation Forum) permite o desenvolvimento de produtos que, independentemente do fabricante, são integrados facilmente, por meio de uma arquitetura modular, caracterizada por interfaces com padrão aberto, e assegurada por 23 atributos de qualidade.

A Altus também divulgou tecnologia brasileira no Pavilhão brasileiro da OTC 2024

pessoal

A ouronova, deep tech brasileira que atua na área de energia, levou para a OTC uma solução digital para gestão da integridade de poços de petróleo e gás, que utiliza recursos de inteligência artificial e machine learning.

Trata-se de uma plataforma computacional que agrega ‘inteligência’ à interpretação de dados de perfilagem, assegurando maior confiabilidade nas avaliações da qualidade e integridade da camada de cimento, em poços com múltiplos revestimentos.

A solução disruptiva pode ser usada em campos maduros, no Pré-Sal e em novas fronteiras, tanto em poços em produção como em novos poços – inclusive o mais profundo do Brasil, de 7.700 metros, o Monai, perfurado pela Petrobras no Pré-Sal da bacia do Espírito Santo, em águas de 2.366 metros de profundidade.

“A ferramenta pode ser usada a qualquer momento em que seja necessário inspecionar a camada de cimento, desde a construção até o abandono, incluindo as diversas operações de workover ao longo da vida do poço”, destaca Eduardo Costa, CEO da ouronova.

Ele explica que o desenvolvimento dessa solução, protegida por patentes, é resultado de projetos da ouronova realizados com recursos da cláusula de pesquisa, desenvolvimento e inovação tecnológica (PD&I) dos contratos de concessão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

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(ANP), em parceria com a Repsol Sinopec e a Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio).

O CEO da ouronova ressalta que o uso de inteligência artificial funciona como um assistente para a interpretação desses dados, gerando eficiência, e aumentando a confiabilidade da interpretação. “Iremos expandir esse conceito, para aumentar a eficiência na interpretação de outros parâmetros de integridade de poços”, conclui Eduardo Costa.

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A Vidya Technology, outra deeptech brasileira, apresentou o Digital Fabric Maintenance e o Naval Digital Tracking , aplicações de software da plataforma Vidya. O Digital Fabric Maintenance identifica de forma autônoma corrosão e outras anomalias estruturais em ativos. A ferramenta integra inteligência artificial, ambientes 3D e Captura de Realidade (Reality Capture), para transformar imagens de campo em resultados de integridade estrutural, incluindo matriz de risco e priorização.

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“Foi extremamente importante participar dessa edição. De fato, neste ano, o tema principal foi relacionado à transição energética, e percebemos muitas possibilidades para a indústria brasileira. É uma oportunidade para o nosso setor conhecer as novidades, olhar e direcionar um pouco mais as tecnologias, fechar novos negócios e, principalmente, desenvolver o mercado nacional”, afirma Pedro Ghiatã, CEO da Infotec Brasil, empresa especializada em Terceirização de Serviços, Processos (BPO) e Pessoas, que enviou uma comitiva de lideranças para Houston.

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“O sistema também fornece dados de integridade rastreáveis, auditáveis e contextualizados em um ambiente 3D com mapas de calor, e ainda analisa, marca e identifica anomalias e corrosão, seguindo rigorosamente as normas de inspeção da empresa”, pontua Otávio Correa, CEO da Vidya Technology. O Naval Digital Tracking contextualiza dados históricos de integridade (como pontos de medição de espessura, histórico de reparos temporários e medições em áreas críticas), em um ambiente 3D. Desta forma, a solução permite a otimização e automatização de inspeções de integridade e planos de manutenção, apoiando os engenheiros na interação com a Sociedade Classificadora da unidade.

A delegação da Radix foi liderada por seu CEO Global, João Chachamovitz, CEO da América do Norte, Alexander Clausbruch e Chefe Global de Energia e Sustentabilidade, Natalia Klafke.

A Radix demonstrou como impulsiona a jornada líquida zero dos clientes de petróleo e gás, usando tecnologias avançadas e Inteligência Artificial para oferecer um conjunto de soluções inovadoras e sustentáveis. Ao apresentar o Quadro de Descarbonização, eles mostram como a estrutura de um inventário inteligente de emissões, que rastreia e consolida informações, relatórios e mapeamento pode melhorar a previsibilidade e reduzir os custos de emissões.

“A Radix sempre se esforçou para criar valor e acelerar o crescimento para nossos clientes, a fim de fornecer resultados sustentáveis”, acrescenta Natalia Klafke, Diretora Global de Energia e Sustentabilidade. “Ao combinar tecnologia, dados e conhecimentos de engenharia, podemos ajudar as empresas a atingir os seus objetivos de emissões de uma forma mais eficaz, com feedback em tempo real, em cada etapa.”

Mercado de válvulas precisa de ambiente favorável para inovar

Válvulas são indispensáveis nos processo produtivos, pois regulam, isolam, interrompem e alteram a direção do que passa por elas. Djalma Bordignon, diretor da Support Solution e presidente da CSVI – Câmara setorial de válvulas industriais da Abimaq – Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos – conta que o tamanho do setor de válvulas industriais é significativo, com um consumo estimado em torno de R$ 6 bilhões, no Brasil.

As válvulas desempenham um papel crucial em uma variedade de indústrias, incluindo petróleo e gás, química, farmacêutica, água e saneamento. Elas controlam o fluxo de líquidos, gases e vapores em sistemas industriais, garantindo a segurança, eficiência e precisão dos processos. Em muitos casos, o desempenho das válvulas pode afetar diretamente a produtividade e a rentabilidade das operações industriais. Assim, o setor de válvulas industriais desempenha um papel vital na economia e no funcionamento suave de várias indústrias.

“Cerca de 43% do mercado de válvulas industriais no Brasil é suprido por empresas locais, enquanto o restante é preenchido por produtos importados. No entanto, essa distribuição varia, dependendo do tipo de válvula. Por exemplo, as válvulas tipo globo têm mais de 90% de produção local, enquanto as válvulas para retenção, cerca de 17%. E, para aumentar a produção local, é crucial ganhar competitividade. Isso não apenas reduz a dependência de produtos importados, mas também fortalece a economia nacional, gerando empregos e estimulando o crescimento do setor. Investimentos em tecnologia, inovação e eficiência operacional são essenciais para melhorar a competitividade das empresas locais, e aumentar sua participação no mercado, além da eliminação dos componentes que compõem o custo Brasil, como redução da burocracia, alta carga tributária, infraestrutura deficiente, e elevado custo de insumos”.

Djalma acredita que é importante reconhecer que a indústria enfrenta desafios significativos, devido às ineficiências inerentes do país. “Sem soluções abrangentes, torna-se muito mais difícil competir em um mercado globalizado. Mas,

apesar desses obstáculos, os empresários podem concentrar seus esforços naquilo que está ao seu alcance. Isso inclui melhorias na gestão, otimização dos recursos humanos, investimentos em inovação, e ganhos de produtividade. A busca por eficiência operacional e a adoção de práticas modernas de gestão são essenciais para enfrentar os desafios, e impulsionar o crescimento, mesmo em meio a um ambiente adverso. “Pensar o setor de válvulas industriais pede que se observe que o setor enfrenta desafios significativos, e a falta de inovação e crescimento pode ser um reflexo dos problemas mais amplos que afetam a economia. Um dos principais obstáculos para os investimentos é o ambiente econômico desfavorável, incluindo taxas de juros incompatíveis com o desenvolvimento industrial. Além disso, investir em inovação traz consigo certos riscos, como a incerteza sobre o retorno do investimento e a competição no mercado. Para promover investimentos em inovação, é necessário um ambiente favorável, que inclua políticas governamentais de apoio, como incentivos fiscais e programas de financiamento. Além disso, as empresas precisam estar dispostas a assumir riscos calculados, e investir em pesquisa, desenvolvimento e implementação de novas tecnologias. A colaboração, entre o setor privado, o governo e as instituições de pesquisa, também é fundamental, para impulsionar a inovação e o crescimento no setor de válvulas industriais, e em toda a indústria nacional”, enfatiza o presidente da CSVI.

@Bahiagás

UNIPAR comemora 55 anos realizando mais um Programa Fábrica Aberta

Através do programa Fábrica Aberta, a UNIPAR realizou um encontro com a imprensa para comemorar seus 55 anos ( data de constituição da empresa, 28 de maio de 1969)!

Na ocasião, o grupo foi recebido por Rodrigo Cannaval – CEO; Pedro Rohl – Diretor da Fábrica; Antônio Tacidelli

– Gerente Industrial; Adriano Perdigão – Coordenador de Produção CQM; e diversos membros da fábrica, que apresentaram seu dia-a-dia na planta. Assim, os visitantes puderam conhecer fabricação, laboratórios e centros de controle, dentro do complexo de Santo André/SP.

Rodrigo Cannaval, CEO da UNIPAR apresentando a companhia

Pedro Rohl, Diretor da Planta

Antonio Tacidelli, recebendo os visitantes

Adriano Perdigão, apresentando todo o ciclo CQM

Equipe na Sala de Controle, em Santo André/SP

Controle da Produção – Santo André/SP

Equipe UNIPAR realizando testes em laboratório

A Unipar, empresa de origem brasileira, líder na produção de cloro e soda, produz também hipoclorito de sódio, ácido clorídrico, além do dicloroetano e o monocloreto de vinila, e é a segunda maior produtora de PVC (policloreto de vinila) da América Latina. A Companhia fornece insumos básicos para a maior parte das indústrias e segmentos, com destaque em saneamento e construção civil. Possui 3 unidades produtivas localizadas em Cubatão (SP/Brasil), Santo André (SP/Brasil) e Bahía Blanca (Argentina), que atendem demandas nacionais ou internacionais, e já participa da geração de energia renovável com seus Complexos Eólicos (RN e BA) e Solar (MG), firmando assim sua eficiência energética e seu compromisso com o NET ZERO.

Com atuação em setores de capital intensivo, a Unipar, desde sua fundação, contribui com o desenvolvimento industrial do Brasil, tendo o mercado de capitais e bancário como fontes de recursos financeiros e busca continuamente geração de valor aos seus acionistas e demais stakeholders.

As ações da Unipar estão listadas na B3 S.A. – Brasil, Bolsa e Balcão, sob os tickers: UNIP3, UNIP5 e UNIP6. As ações ordinárias (UNIP3) possuem 80% de tag along.

A Companhia busca assegurar transparência e equidade na divulgação de suas informações, e está comprometida com a sociedade, “...sempre no intuito de transformar simples habitantes em cidadãos conscientes”, como afirma Rodrigo Cannaval.

A empresa conta com cerca de 1.400 colaboradores, e possui as certificações internacionais ISO 9001, ISO 14001, ISO 45001 e o Atuação Responsável.

Para os próximos anos, A UNIPAR assume o compromisso de dobrar seu tamanho, com sua produção e futuras aquisições.

Empregos verdes e descarbonização marítima

A transição do setor marítimo para os combustíveis pode apoiar até quatro milhões de novos empregos verdes até 2050, o dobro do número de marítimos que servem globalmente hoje, segundo novo estudo.

A nova análise foi encomendada pelo Fórum Marítimo Global (GMF), e conduzida pela consultoria de engenharia e desenvolvimento sustentável Arup.

A indústria naval é atualmente responsável por 3% das emissões globais de CO2 Como espinha dorsal da economia global, responsável por 80% do comércio global, a indústria tem enfrentado enorme pressão, para se descarbonizar rapidamente.

Em 2023, os estados-membros da Organização Marítima Internacional (OMI) concordaram com uma data final para o consumo de combustíveis fósseis “até ou por volta de” 2050. Atingir essa meta exigirá grandes volumes de combustíveis escaláveis com emissão zero, uma parte significativa dos quais serão combustíveis eletrônicos, baseados em hidrogênio, de acordo com a GMF.

As projeções mostram que a demanda do transporte marítimo por combustíveis eletrônicos pode escalar rapidamente para mais de 500 milhões de toneladas, até 2040, aumentando para 600 milhões de toneladas até 2050. Atender a essa demanda pode exigir 2TW adicionais de capacidade de geração de energia renovável, e 1TW de capacidade de produção de hidrogênio até 2050, sugere o relatório.

Nesse cenário, até £ 3,2 trilhões (US$ 4 trilhões) de investimento são necessários para apoiar o desenvolvimento de infraestrutura renovável, produção de hidrogênio e instalações de produção de combustível para e-amônia para transporte.

“Esta pesquisa marca um primeiro passo crítico para explorar o papel fundamental que a descarbonização marítima desempenhará, na criação de empregos verdes no setor de energia. A análise demonstra a enorme dimensão do potencial de criação de um grande número de empregos verdes altamente qualificados, neste caso, impulsionados por um único combustível. Muitos desses empregos também serão transferíveis para outros setores – apoiando mais descarbonização, além do transporte marítimo”, dis-

se Jesse Fahnestock, diretor de descarbonização do Fórum Marítimo Global.

De acordo com o relatório, o novo investimento de capital terá um impacto dramático, na criação de empregos verdes, em toda a cadeia de abastecimento. Também tem o potencial de criar benefícios para a economia em geral, promovendo a ação climática, ao mesmo tempo que apoia o desenvolvimento de projetos de energia renovável, e a adoção de hidrogênio verde em outros setores. A criação de empregos deve acontecer nas três principais fases da cadeia de suprimentos: geração de energia renovável, produção de hidrogênio e produção de e-fuel.

O relatório informa que o número de empregos provavelmente será menor na década de 2020 e, em última análise, se reduzirá na década de 2040, à medida que o investimento de capital diminui. No entanto, uma grande parte destes postos de trabalho será transferível para outros setores e, em última análise, apoiará o desenvolvimento de uma maior capacida-

de de energias renováveis; auxiliando os esforços de descarbonização em outros setores.

“A criação de novos empregos verdes pode ajudar a enfrentar as desigualdades econômicas entre o Norte Global e o Sul Global. No entanto, empregos verdes também devem ser bons empregos, com condições de trabalho decentes, direitos trabalhistas, e uma voz forte para os trabalhadores”, disse Jeremy Anderson, diretor de Transição Justa e Transporte Sustentável, da Federação Internacional dos Trabalhadores em Transportes (ITF).

À medida que trilhões de investimentos de capital são canalizados para combustíveis verdes para o setor marítimo, estimular a criação de empregos verdes pode ajudar os países a se afastarem dos combustíveis fósseis, ao mesmo tempo que fornece uma contribuição direta e quantificável para a economia de um país.

Os investimentos no Sul Global, em particular, onde o clima oferece as maiores condições para a produção de e-fuel, demonstraram contribuir significativamente para uma maior criação de empregos, em relação a um investimento equivalente em um país do Norte Global. Isto sugere um maior potencial para os países em desenvolvimento alavancarem os investimentos no sentido de uma criação de emprego verde mais ampla.

Unidades da Tereos recebem Selo Energia Verde da Unica

As unidades Andrade, Cruz Alta, Tanabi e Vertente da Tereos, uma das líderes na produção de açúcar, etanol e bioenergia, a partir da biomassa da cana-de-açúcar no país, receberam o Selo Energia Verde, concedido pela Unica-União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia.

O certificado é emitido pelo Programa de Certificação da Bioeletricidade da Unica, em parceria com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), e o apoio da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel).

“Os enormes níveis de investimento impactarão todos os cantos do mundo, ajudando muitos países ao redor do mundo a oferecer oportunidades aos trabalhadores afetados negativamente pela transição, para longe de indústrias mais intensivas em carbono. É vital que exploremos ainda mais as diferentes implicações geográficas, particularmente no Sul Global, para garantir que possamos desbloquear o enorme potencial de crescimento econômico em todas as nações”, disse Connor Bingham, gerente de projetos do Fórum Marítimo Global, e autor do relatório.

Um estudo recente encomendado pela Força-Tarefa de Transição Justa Marítima descobriu que até 800.000 marítimos podem precisar de treinamento adicional para lidar com combustíveis e tecnologias alternativas, até meados da década de 2030.

Ao todo, 47 usinas conseguiram o selo neste ano, segundo a entidade. A previsão é de que as certificadas produzam quase 9 mil GWh, equivalentes a 30% da geração da Usina Belo Monte em 2023, ou atender mais de 4 milhões de unidades consumidoras residenciais no ano. Além disso, essa geração deve evitar a emissão estimada de 1,8 milhão de tCO 2, marca que somente seria atingida com o cultivo de 13 milhões de árvores nativas, ao longo de 20 anos.

As unidades da Tereos também foram homenageadas pelas ações ambientais implementadas ao longo da safra 23/24.

Criado em 2015, o Selo Energia Verde foi o primeiro projeto do mundo focado na produção de energia elétrica estritamente a partir da biomassa da cana-de-açúcar (bagaço, palha e biogás). O certificado é concedido anualmente a usinas produtoras de bioeletricidade associadas à Unica, que cumprem requisitos de geração renovável e de eficiência energética.

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Operadores do Mar do Norte reservam € 3bi para projetos sustentáveis

Os operadores de petróleo e gás do Mar do Norte poderiam investir até £ 3 bilhões, em 14 grandes projetos, capazes de cortar até 32 milhões de toneladas de emissões de CO2, e ao longo da vida de suas atividades de produção, uma quantidade maior do que as emissões anuais estimadas de Londres, em 2021.

Os projetos – destacados na revisão anual de desempenho da Autoridade de Transição do Mar do Norte (NSTA) dos 20 principais operadores do Reino Unido – envolvem o uso de energia de baixo carbono em plataformas, a instalação de tecnologias projetadas para eliminar queima e ventilação de rotina e hidrogênio. Eles poderiam entrar em operação entre 2024 e 2030, em projetos novos e existentes, contribuindo significativamente para atingir as metas de redução de emissões do setor.

para 402, em 2023. O regulador está trabalhando em estreita colaboração com as principais operadoras, para fazer com que as intervenções voltem na direção certa.

No entanto, as decisões finais de investimento foram asseguradas para menos de metade destes projetos, até a data, destacando que ainda há trabalho a fazer. O NSTA, o regulador do setor, espera que as operadoras avancem com todas elas, e criem mais esquemas de redução de emissões nos próximos anos.

Em sua reunião anual, a NSTA usa dados de classe mundial e insights de benchmarking, para mostrar aos operadores como eles se comparam uns com os outros, para mostrar boas práticas e impulsionar melhorias. É também uma plataforma para o regulador definir as suas prioridades no curto prazo, que este ano incluem a produção de energia, a redução de emissões e o desmantelamento de poços.

O petróleo e o gás satisfazem cerca de três quartos das necessidades energéticas do Reino Unido e, mesmo com a diminuição da procura, espera-se que o Reino Unido continue a ser um importador líquido, até 2050. A produção do UKCS caiu 11% no ano passado, um declínio exacerbado por interrupções não planejadas, enquanto a eficiência da produção, uma métrica-chave que indica o quão bem as empresas estão usando seus ativos, foi de 77%, uma queda de um ponto percentual. Os operadores foram lembrados da meta de 80% de longa data, e instados a redobrar os esforços para combater as causas profundas da falta de confiabilidade de alguns ativos.

A NSTA também promoveu boas intervenções, como uma maneira econômica de aumentar a produção, mas, decepcionantemente, a contagem de intervenções caiu, de 450

Desde o início de 2023, a NSTA concordou com oito empreendimentos de petróleo e gás, visando a 430 milhões de barris, e exigindo £ 4,4 bilhões de investimento, para melhorar a posição energética do Reino Unido, gerar receitas fiscais, e criar empregos na cadeia de suprimentos. Além disso, as operadoras estão trabalhando em propostas para 14 projetos de petróleo e gás, capazes de render mais de 750 milhões de barris. Todas as propostas devem passar por uma avaliação efetiva do net zero, para garantir que sejam compatíveis com as metas do net zero.

De forma encorajadora, a indústria reduziu suas emissões de produção em 23%, entre 2018 e 2022, e dados preliminares sugerem uma nova queda em 2023. No entanto, existe o risco de o setor não cumprir os seus compromissos de reduzir as emissões em 50%, até 2030, e em 90%, até 2040, a caminho de zero líquido até 2050, sem novas medidas de redução.

A NSTA publicou o Plano OGA, focado na redução de emissões, em março de 2024, para construir essas metas, e colocar a indústria no caminho para o net zero. Deixa claro que, para que a produção continue, ela deve ficar progressivamente mais limpa, e pede uma ação concertada, inclusive sobre a geração de energia, e o fim da ventilação e queima rotineiras até 2030.

Os chefes da NSTA também usaram o Net Zero para pedir que os licenciados cumpram seus compromissos sobre o descomissionamento de poços. À medida que a bacia continua a amadurecer, mais poços deixarão de produzir permanentemente, e exigirão entupimento e abandono. As empresas devem limpar-se depois de si mesmas, para manter

o apoio às suas operações.

Apesar de fornecer orientações claras sobre o descomissionamento de poços, a conformidade tem sido mista nos últimos anos, com os licenciados continuando a solicitar adiamentos. O NSTA escreveu aos licenciados, em novembro de 2023, para avisar que aqueles que as descumprirem serão responsabilizados. A NSTA também está liderando um projeto para identificar quais poços do UKCS estarão prontos para descomissionamento, entre 2026 e 2030, e avaliar a capacidade da cadeia de suprimentos necessária para realizar o trabalho, de maneira oportuna e econômica. Esses insights guiarão nossos compromissos com a indústria, para promover a colaboração e, quando apropriado, facilitar campanhas de descomissionamento de poços envolvendo vários operadores e campos – uma abordagem que pode economizar tempo e dinheiro, ao mesmo tempo que reduz as emissões. A NSTA espera que o setor ofereça todo o seu apoio.

Stuart Payne, presidente-executivo da NSTA, disse: “Embora o argumento para a continuidade da produção nacional seja forte, ele só se sustenta se as operações continuarem mais limpas. Hoje, vimos novamente o leque de oportunidades que a indústria tem, para reduzir as emissões e garantir a produção. Sabemos que o Reino Unido tem uma força de trabalho de classe mundial, capaz de inovar, adaptar e fornecer soluções técnicas complexas. Os operadores devem buscar rotineiramente oportunidades, para entregar cortes significativos de emissões, não deixando pedra sobre pedra. Isso é vital para preservar o apoio generalizado ao setor, permitindo-lhe ir atrás de barris futuros. A indústria também precisa estar à altura de suas responsabilidades de descomissionamento de poços – outra ameaça à sua credibilidade, que está na balança. As empresas que ficarem aquém serão responsabilizadas pela NSTA. Não vamos recuar nessa prioridade.”

EDF e Google fazem parceria para mapear emissões globais de metano do espaço

O Google anunciou uma parceria com o Fundo de Defesa Ambiental (EDF), que combina ciência e tecnologia para reduzir as emissões de metano.

O metano de fontes humanas é responsável por cerca de 30% do aquecimento global hoje, e um grande contribuinte do metano na atmosfera vem da extração de combustíveis fósseis, como petróleo e gás, da Terra.

Ao alimentar algoritmos de detecção de metano com computação em nuvem, e aplicar IA a imagens de satélite para identificar infraestruturas de petróleo e gás em todo o mundo, o objetivo é ajudar a EDF a quantificar e rastrear as emissões de metano em sua fonte. Com essas informações, empresas de energia, pesquisadores e o setor público podem tomar medidas para reduzir as emissões da infraestrutura de petróleo e gás, de forma mais rápida e eficaz.

O satélite da EDF, MethaneSAT, mapeará, medirá e rastreará o metano com precisão sem precedentes, oferecendo uma visão abrangente das emissões de metano. Lançado no início de março em um foguete Falcon 9 da SpaceX, o MethaneSAT orbitará a Terra 15 vezes por dia, a uma altitude de mais de 350 milhas. Ele medirá os níveis de metano nas principais regiões de petróleo e gás do mundo, para análises regulares.

O MethaneSAT é altamente sofisticado; ele tem uma capacidade única de monitorar fontes de metano de alta emissão e pequenas fontes, espalhadas por uma ampla área.

Para calcular a quantidade de metano emitida em lugares específicos e rastrear essas emissões ao longo do tempo, a EDF desenvolveu algoritmos alimentados pelo Google Cloud, em colaboração com cientistas da Escola de Engenharia e Ciência Aplicada da Universidade de Harvard, e seu Centro de Astrofísica, e cientistas do Observatório Astrofísico Smithsonian.

Para ajudar pesquisadores e organizações, esses insights estarão disponíveis ainda este ano, no site da MethaneSAT, e acessíveis por meio do Google Earth Engine, plataforma de monitoramento ambiental em escala planetária. Ao disponibilizar conjuntos de dados MethaneSAT no Earth Engine, que tem mais de 100.000 usuários ativos mensais, é mais fácil para os usuários detectarem tendências e entenderem as correlações entre as atividades humanas e o impacto ambiental. Por exemplo, os usuários do Earth Engine podem combinar dados de metano com outros conjuntos de dados – como cobertura da terra, florestas, água, ecossistemas, fronteiras regionais, e muito mais – para fazer coisas, como rastrear as emissões de metano em uma determinada área ao longo do tempo.

@Divulgação

Indústria de SP não pode ser discriminada a pagar gás natural mais caro

Carlos Cavalcanti

Quem quer um gás natural mais caro para a indústria de São Paulo?

A pergunta é pertinente, diante de uma das muitas teses absurdas no debate travado sobre o Subida da Serra, como vem sendo chamado o gasoduto de distribuição de gás natural do estado de São Paulo, construído pela concessionária Comgás para reforçar a infraestrutura de gás canalizado entre a Baixada Santista e o Planalto Paulista.

Uma dessas narrativas criativas é a do suposto malefício que essa infraestrutura causaria para um modelo integrado da malha de transporte de gás. A teoria, defendida recentemente por um instituto voltado para o setor elétrico, tem sido usada como instrumento de pressão para que o gasoduto de distribuição da Comgás seja classificado como aquilo que definitivamente não é: um “gasoduto de transporte”.

Na prática, o que não se fala é que o Brasil já vive uma efetiva desintegração do sistema de transporte de gás natural. E isso não tem qualquer relação com o projeto do gasoduto paulista – é fruto da falta de investimentos das transportadoras.

Duas perguntas se fazem obrigatórias:

• Que “sistema integrado de transporte de gás” é esse que não atende às necessidades básicas do mercado?

• A quem interessa sustentar uma narrativa de um “sistema integrado de transporte” para um sistema claramente limitado em alcance e disponibilidade de infraestrutura?

Este mesmo instituto, em recente artigo, afirmou que um suposto by pass (térmicas ligadas diretamente a fontes de suprimento, sem passar pelo sistema de transporte de gás) seria promovido pelo Subida da Serra, aumentando as tarifas pagas pelo transporte de gás em outros estados.

Ora, tais representantes do setor elétrico que se dizem “defensores” dos consumidores de gás poderiam ter a honestidade intelectual de lembrar dos quase 40 milhões

de metros cúbicos de gás natural/dia destinados a usinas termelétricas (UTEs) em outros estados, que não passam pelo sistema de transporte, não pagam tarifa de transporte, nem qualquer “taxa” de transporte.

Não estariam então estes casos de by pass, no sistema de transporte, onerando os demais consumidores de gás natural que pagam a tarifa de transporte?

Para dar uma luz no assunto, vamos relembrar todos esses projetos

1) UTE Porto de Sergipe I (Barra dos Coqueiros, Sergipe), em operação: com consumo estimado em 6 milhões de metros cúbicos diários de gás natural, a maior das usinas termelétricas movidas a gás em operação no país, hoje pertencente à Eneva, está conectada diretamente ao terminal de gás natural liquefeito (GNL) da própria empresa, sem pagar um centavo de tarifa de transporte;

2) UTE GNA I e UTE GNA II (Porto de Açu, Rio de Janeiro), em operação e em construção, respectivamente: a UTE GNA I é ligada a um terminal de GNL, que abastece

@ Everton Amaro aquilo que será um complexo termelétrico com mais uma usina em construção, a GNA II, resultado de uma joint venture da Prumo Logística com a BP, Siemens e SPIC Brasil. Somadas, ambas usinas têm capacidade de consumir 11,5 milhões de m³ diários. Nenhuma delas paga tarifa de transporte de gás para a transportadora do Sudeste;

3) Complexo Parnaíba (Santo Antônio dos Lopes, Maranhão), em operação: são cinco usinas termelétricas, todas da Eneva, que consomem um volume de até 8,4 milhões de m³ diários – todas conectadas diretamente à produção onshore, sem pagar qualquer tarifa de transporte;

4) UTE Azulão II (Silves, Amazonas), em construção: o investimento da Eneva tem consumo estimado de 4,5 milhões de metros cúbicos diários. É outro

Carlos Cavalcanti - vice-presidente da Fiesp e ex-diretor titular do Departamento de Infraestrutura da Fiesp (2008-2021)

exemplo de termelétrica concebido sem qualquer pagamento de tarifa de transporte;

5) UTE Novo Tempo Barcarena (Barcarena, Pará), em construção: usina da New Fortress Energy, decorrente do terminal de GNL recém-inaugurado na região, com potencial de consumo de até 3 milhões de m³ diários, e sem previsão de pagar tarifa de transporte;

6) UTE Marlim Azul (Macaé, Rio de Janeiro), em construção: consumo de até 4,5 milhões de m³ diários, o investimento da Shell e do Grupo Pátria não está conectado a um duto de transporte, e não paga tarifa de transporte, nem taxa de transporte para a transportadora do Sudeste. Outros dois casos emblemáticos são os contratos de suprimento de gás natural onshore, firmados por duas distribuidoras de gás canalizado no Nordeste: o da Bahiagás, na Bahia, com a Alvopetro; e o da Algás, em Alagoas, com a Origem Energia.

Nas duas situações, o gás é entregue pelos supridores no city-gate da distribuidora, sem passar pelo sistema de transporte e, nesses casos, sem pagar qualquer taxa de transporte.

Reparem que ambos os projetos estão no Nordeste, e fazem parte do contexto aclamado por muitos como um exemplo bem-sucedido da abertura do mercado brasileiro de gás, inclusive em falas públicas elogiosas de representantes da própria Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Ainda no segmento da distribuição, o já citado terminal de GNL de Barcarena também terá conexão direta com a Gás do Pará, conforme fica claro no site da concessionária.

Em resumo: todos os projetos enumerados são ativos e projetos que não passam pela malha de transporte e, portanto, não devem pagar taxa de transporte. Todos aprovados pela ANP.

Comgás, pelo regulador competente, a Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp).

Este processo incluiu consulta pública e audiência pública, sem nenhum questionamento à época, e inclusive com a anuência da indústria paulista, que via no investimento uma possibilidade de ter acesso a um gás mais competitivo.

Sob o aspecto legal, o gasoduto de distribuição do estado de São Paulo, construído pela concessionária local, está inteiramente contido nos seus limites regulatórios, integrando a rede que se inicia após o city-gate da Comgás, em Cubatão. As características técnicas do gasoduto são similares às de muitos outros projetos estruturantes existentes na rede de distribuição paulista, e em outras concessionárias.

Ainda mais esdrúxula é a tese de que esse gasoduto supostamente poderia materializar uma “ilha do gás” em São Paulo. Como assim? Noventa por cento do consumo da Comgás provém de um contrato com a Petrobras, que segue dominan-

do algo próximo de 80% da oferta nacional de gás natural no Brasil. E esse contrato, firmado em 2023, tem vigência de 11 anos! Que “ilha do gás” é essa?

Nenhum deles teve questionamento de by-pass pelos transportadores, nem sofreu qualquer limitação de volumes ou cobrança de taxa de transporte pela ANP. Todas essas conexões foram aprovadas e construídas de forma lícita, importante que se diga, exatamente porque a ANP não considera que gasodutos de transporte se constituam como elo essencial ou obrigatório da cadeia do gás.

Cobrança indevida

Portanto, parece uma tese pouco inteligente defender a imposição de uma cobrança de tarifa de transporte sobre uma molécula que não seja movimentada por dutos de transporte. Isso só iria onerar o consumidor. Logo, a pergunta que não quer calar: por que cobrar taxa de transporte em São Paulo enquanto não se cobra em outros estados do país?

Dito isso, vale recordar que o investimento do Subida da Serra já vem sendo pago pelo consumidor paulista, e foi aprovado em 2019 em processo legítimo de revisão tarifária da

Todas essas informações precisam ser cabalmente consideradas no processo em curso na ANP, que avalia a proposta de harmonização de entendimento com a Arsesp, em relação ao gasoduto paulista Subida da Serra. Os termos propostos passaram por consulta e audiência públicas, com diversas contribuições.

Seja qual for o resultado, é obrigatório afirmar que, diante de todos os exemplos aqui enumerados, seria inaceitável que São Paulo venha a ser tratado de forma discriminatória em relação a outros estados.

Se projetos no Rio de Janeiro, Sergipe, Amazonas, Bahia, Maranhão, Pernambuco, Alagoas e Pará não precisam pagar taxa de transporte de gás, por que o estado de São Paulo seria tratado de forma diferente? Por que estabelecer uma discriminação em relação ao consumidor paulista, que é quem paga essa conta?

O que interessa a todos é gás competitivo, reduzindo privilégios que são absolutamente desnecessários e injustificá-

veis para todo o Brasil.

A cobrança de uma eventual taxa de transporte sobre esse ativo do estado de São Paulo, além de discricionária, iria ao arrepio do que prevê a Lei 14.134, a Nova Lei do Gás.

Lembremos ainda que, em seu artigo 7, a Nova Lei do Gás, claramente preserva a classificação de gasodutos que estejam em implantação ou em operação na data de sua publicação, ou seja, um dia depois da data de sanção (em 8 de abril de 2021). É o caso óbvio do Subida da Serra.

Tamanho retrocesso teria como resultado a instauração de um ambiente de grande insegurança jurídica – seria como voltar aos tempos das trevas, o que parece irônico, considerando que a tese parte de vozes que dizem querer um ambiente mais claro e transparente para o Brasil.

Felizmente, o ministro Alexandre Silveira (PSD), do Ministério de Minas e Energia, parece estar em sintonia com essa visão. Em seu discurso no evento gas week 2024, o ministro reforçou a importância do respeito a contratos, mantendo a segurança regulatória e jurídica do setor.

E mais: que o acesso à infraestrutura não será mais barreira para entrada de novos agentes ofertantes de gás natural, destacando que o governo federal vai promover um verdadeiro choque de oferta do gás, com acesso à infraestrutura de escoamento e processamento, reduzindo custos.

Infraestrutura e choque oferta

Essas palavras são animadoras, porque é exatamente isso que o setor produtivo mais deseja: uma expansão de infraestrutura e um choque de oferta, que faculte uma molécula de gás para a reindustrialização do país, a reativação da indústria de fertilizantes, e abra caminho para a transição energética.

E São Paulo, sobretudo, como unidade da federação mais industrializada, precisa de energia em condições competitivas.

O estado, e sua população, não podem pagar pela falta de iniciativa de empresas transportadoras de gás natural que, já privatizadas, deveriam ter investido na infraestrutura de ativos hoje depreciados, e que, em vez disso, parecem comprometidas apenas em fazer caixa, e distribuir dividendos para acionistas estrangeiros, que não têm qualquer interesse em desenvolver o mercado de gás brasileiro.

Sabem qual é a margem Ebitda da transportadora que atende a região Sudeste do Brasil? 92%, ou seja, mais de 90% da receita da transportadora (paga pelo consumidor de gás natural) vira lucro para os acionistas desta empresa. Um belíssimo negócio.

Aliás, todo o investimento da transportadora do Sudeste somado, desde que foi privatizada, em 2017, não chega ao investimento da concessionária de distribuição de gás paulista, somente no ano de 2023. E agora, essa mesma transportadora, que não investe, quer tomar o gasoduto da distribuidora e taxar a indústria de São Paulo arbitrariamente.

A indústria paulista não pode ser discriminada com medidas que só servem para roubar sua competitividade, e encarecer o custo dos produtos que chegam aos consumidores finais.

Reconhecer o Subida da Serra como gasoduto de distribuição, sem limitações de acesso a fontes de suprimento para a distribuidora, conforme praticado em outros estados e permitido pela lei, sem cobranças de taxas indevidas, representa mais do que uma medida de bom senso e respeito às regras estabelecidas. É impreterível, para que tenhamos um mercado de gás mais aberto e competitivo, em benefício da indústria brasileira.

Cabe revisitar a pergunta inicial deste artigo: quem quer um gás natural mais caro para a indústria de São Paulo?

Este artigo expressa exclusivamente a posição do autor, e não necessariamente da instituição para a qual trabalha ou está vinculado

Qual o panorama do mercado de energia da América Latina?

A América Latina exerce um papel importante no mercado de energia global. A região contempla países, como Brasil, Colômbia, Guiana e Venezuela, reconhecidos internacionalmente pela sua relevância neste setor.

Em meio a questões como a ascensão de energias renováveis, conflitos geopolíticos e novas regulamentações socioambientais, torna-se essencial compreender o cenário do mercado de energia latino-americano. Afinal, ele sofre influência de todos esses fatores, responsáveis por desencadear mudanças significativas.

Quem são os maiores produtores e im-

Daniel Osório, Head of Desk - Energy US / LATAM*

portadores de commodities energéticas da região?

Com abundância de recursos, a América Latina ocupa uma posição estratégica no mercado de commodities energéticas. Nesse sentido, alguns países assumem protagonismo na produção.

Entre eles, o Brasil é líder na região, e está no 8° lugar de maior produtor de petróleo bruto e condensado, segundo a Agência Internacional de Energia (AIE, sigla em português). Além disso, figuram como importantes competidores a Guiana, a Colômbia, a Venezuela e o México.

Em alguns desses países, as companhias nacionais de petróleo são as maiores, como a Petrobras no Brasil, influenciando consideravelmente as receitas. Em outras palavras, o desenvolvimento social dessas nações é impactado pela venda de hidrocarbonetos.

A Argentina e o Equador, por sua vez, têm uma produção menor no mercado de energia latino-americano. No caso das importações de commodities energéticas, Chile e Paraguai são fortemente dependentes.

Como funciona a dinâmica comercial de energia na América Latina?

A América Latina produz, majoritariamente, energia bruta. Portanto, exporta a maior parte dessa produção. O Brasil exporta para a Europa, os Estados Unidos e demais países latino-americanos, por exemplo. A Colômbia, a Guiana e o México exportam para os Estados Unidos.

Porém, destaco que a maioria das refinarias de petróleo do mundo estão nos Estados Unidos, principalmente no Texas. Por isso, após o refinamento, o petróleo volta dos Estados Unidos para a América Latina, em forma de gasolina ou diesel.

Na América Latina, apesar de existirem refinarias, a capacidade não costuma ser suficiente. Em alguns casos, elas não produzem combustíveis de qualidade, e não seguem todos os regulamentos ambientais necessários. Portanto, precisam importar: no caso da Colômbia, gasolina e diesel norte-americano. Já o Brasil compra mais diesel do mercado externo.

Em relação a investimentos estrangeiros, estão estáveis na região, com destaque para a China, que investe bastante, desde os últimos 10 anos. O país investe por meio da criação de usinas de energia e empreendimentos imobiliários na América Latina.

Eles apostam no desenvolvimento de matérias-primas do setor de energia nesta região, já que a população chinesa é um grande consumidor de energia. Brasil, Venezuela e Peru são alguns países que recebem capital chinês para essa finalidade.

Como a volatilidade de preços do mercado de energia atual afeta a América Latina?

As commodities energéticas estão sujeitas à volatilidade. Ou seja: os acontecimentos globais afetam esse mercado e repercutem nos preços. Atualmente, o conflito no Oriente Médio, bem como entre Rússia e Ucrânia, traz riscos de afetar os

players da América Latina.

Os conflitos atuais seguem elevando os preços. A tendência é de que a situação permaneça, o que poderá beneficiar as empresas de petróleo da América Latina. Sendo assim, a economia desses países ganha como um todo.

Quais as perspectivas para o mercado de energia LATAM nos próximos anos?

Segundo a AIE, a produção mundial de petróleo aumentará em 5,8 milhões de barris, por dia, até 2028. Cerca de 1/4 dessa oferta adicional virá da América Latina. Brasil e Guiana serão os protagonistas desse movimento.

A Guiana começou a realizar descobertas de petróleo em alto-mar e águas abertas. Nos últimos 3 anos, fortaleceu a produção de petróleo bruto, ganhando relevância no mercado. O Brasil permanecerá com a produção estável de petróleo, pois

o governo brasileiro sabe que ela é fundamental econômica e socialmente.

Por isso, a maior parte da produção virá desses dois países. No caso de Argentina, Peru, Equador e Colômbia, a produção de energia será realizada por empresas independentes e menores. A América Latina precisará viver uma transição. Os países precisam usar todos os recursos provenientes de matérias-primas, como petróleo bruto, para investir em fontes de energia mais limpa e em infraestrutura.

Mas, reforço que os combustíveis fósseis ainda permanecerão importantes na matriz energética. Isso ocorre em um contexto de crescimento da população, aumento da demanda e geração de riqueza para o desenvolvimento das nações.

A verdadeira questão é como vamos produzir e consumir essas commodities. Devemos aumentar nossos padrões de segurança, a fim de garantir que não estamos afetando o planeta mais do que o necessário.

Cromatografia iônica

A Thermo Fisher Scientific lançou o sistema de cromatografia iônica (IC) Thermo Scientific Dionex Inuvion, trazendo uma solução que simplifica e torna mais intuitiva a análise iônica, para laboratórios de todos os tamanhos. Esse novo instrumento analítico foi projetado para oferecer facilidade de reconfiguração, proporcionando aos usuários a capacidade de determinar compostos iônicos e pequenos polares em um único local, com análises iônicas consistentes e confiáveis.

O novo instrumento foi desenvolvido com base no feedback dos clientes, transformando suas necessidades em uma realidade tangível. Essa abordagem está alinhada com a missão da empresa, que é promover um mundo mais saudável, limpo e seguro. À medida que as preocupações com a segurança ambiental, especialmente relacionadas ao abastecimento de alimentos e água, aumentam, os cientistas necessitam de instrumentos versáteis e sensíveis, para realizar testes e análises adequadas.

O sistema Dionex Inuvion IC equipa laboratórios ambientais, industriais, empresas envolvendo tratamento de água e de alimentos e bebidas, com o equipamento necessário para determinar contaminantes iônicos na água. Além disso, essa tecnologia auxilia na identificação de contaminantes corrosivos em petróleo e gás, e também oferece garantia de qualidade e controle de qualidade para pequenos compostos iônicos, presentes em alimentos, bebidas e produtos farmacêuticos.

Entre os pontos fortes, está o fato dele ser facilmente reconfigurável, fornecendo análises iônicas consistentes e confiáveis a laboratórios ambientais, industriais, de saneamento e de alimentos e bebidas, com o instrumento necessário para determinar contaminantes iônicos na água. Com a tecnologia embarcada no Inuvion, será possível identificar contaminantes corrosivos em petróleo e gás, além de fornecer garantia de qualidade e controle de qualidade de compostos iônicos pequenos, em alimentos, bebidas e produtos farmacêuticos.

Simulador de reguladores

TSEA energia lançou, recentemente, um produto exclusivo, que inova a forma de teste e simulação para configuração de operação dos reguladores de tensão. O SIM-Volt é um equipamento que emula tensões, correntes e funcionalidades de um regulador de tensão, permitindo que os operadores testem o controlador eletrônico do regulador, antes mesmo de instalá-lo nas linhas de distribuição. Uma das principais vantagens do SIM-Volt é a capacidade de treinar os operadores, por meio de uma simulação do que aconteceria em campo, caso houvesse uma variação da tensão da rede elétrica, causada por alterações de parâmetros da linha, e variações e inversões do fluxo de potência.

Além disso, o SIM-Volt também pode ser utilizado para identificar possíveis falhas nos controladores já instalados. O equipamento permite que as distribuidoras de energia simulem o comportamento dos reguladores de tensão em diferentes condições de operação, permitindo uma manutenção mais eficiente e segura.

Outra importante vantagem do SIM-Volt é a sua versatilidade. O equipamento é compatível com os controladores TSEA (TVC e TB-R1000), e pode ser facilmente adaptado para atender às necessidades específicas de cada cliente. Além disso, seu custo é relativamente baixo, se comparado a outras soluções disponíveis no mercado para teste de relés eletrônicos, o que o torna em uma opção acessível para as distribuidoras de energia de todo o país.

Calibração móvel

A Presys Instrumentos e Sistemas Ltda lançou uma VAN Show Room Móvel, que carrega uma abordagem inovadora para levar conhecimento até o usuário. Ela carrega calibradores de pressão automáticos, banhos térmicos avançados, multicalibradores portáteis, e uma estação de calibração completa, além de bancada de ensaio para válvulas de segurança, tudo integrado aos tablets e laptops Presys, com ou sem Isoplan 5S.

O foco é exposição de funcionalidades técnicas das soluções metrológicas da Presys Instrumentos aliada aos fundamentos e conceitos de calibração, o que possibilita a oferta de atividades hands on, além de material didático.

Compressor portátil elétrico VSD

A Atlas Copco apresenta o E-AIR H 450 VSD, o primeiro compressor elétrico portátil com VSD (Variable Speed Drive) a ser lançado no Brasil. Esta inovação pioneira redefine os padrões de desempenho, eficiência energética e versatilidade na indústria de compressores.

O E-AIR H 450 VSD se destaca por sua performance excepcional, eficiência energética superior, e notável versatilidade. A estrutura compacta e portátil torna o equipamento em ideal para uma variedade de aplicações, especialmente em segmentos de construção e mineração, enquanto sua operação silenciosa garante uma presença discreta em ambientes urbanos sensíveis ao ruído.

Por se tratar de um equipamento livre de emissões poluentes, o novo compressor da Atlas Copco representa um marco significativo na busca por práticas industriais mais sustentáveis. Equipado com motor elétrico de ímã permanente, patenteado pela fabricante e com o inversor de frequência selado e refrigerado a água, o conjunto fica protegido contra água e poeira, o que viabiliza aplicações em condições ambientais adversas.

O inversor de frequência do E-AIR H 450 VSD ajusta o consumo de energia do motor VSD, de acordo com a demanda de ar, resultando em economia significativa de energia e custos operacionais até 50% menores, em comparação com compressores de tamanho similar, equipados com motores a diesel. O E-AIR H 450 VSD é uma solução plug-and-play, fácil de instalar e operar, garantindo uma experiência sem complicações para os usuários. Com sua operação silenciosa e design compacto, este compressor é a escolha ideal para qualquer aplicação que exija alta performance, e baixo impacto ambiental.

Linha Pressão

A Vivace Process Instruments possui uma ampla linha de transmissores de pressão, para melhor atender sua aplicação nas medições de pressão, nível, vazão e densidade. São equipamentos de alta exatidão, confiabilidade, robustos, e que ajudam a aumentar a produtividade e eficiência de seus processos, com segurança, melhoria da qualidade e redução de custos. São transmissores de alta performance, desenvolvidos com microprocessadores de última geração, baixo consumo (low power), com alto MTBF (Mean Time Between Failure), de calibração simples, flexível, e que possui compensação automática de pressão e temperatura, garantindo uma alta performance (High End).

A linha de transmissores Vivace combina a tecnologia do sensor de pressão mais utilizado nas medições que exigem alta performance e robustez, o sensor capacitivo, com a eletrônica de última geração.

Toda linha de transmissores utiliza as mesmas partes eletrônicas e mecânicas, de forma modular, simplificando enormemente a instalação, operação, manutenção e a necessidade de reposição de peças. É inovadora, traz sensor capacitivo inteligente (microprocessado) e de alta performance; faz compensação Onboard de pressão e temperatura; garante a minimização da variabilidade dos processos; faz diagnósticos avançados; tem alta rangeabilidade; estabilidade incomparável (Long-Term Stability); HART/4-20mA (HART 7) e Profibus-PA; LCD de 5 dígitos, rotativo, multifuncional e com bargraph; ajuste local intuitivo, configurável e com função de edição rápida; modelos: diferencial, manométrico, absoluto, in-line, nível flangeado e selo remoto; conexão elétrica sem polaridade; para medições de gás, líquido e vapor. Indicado para monitoramento de baixa pressão a vácuo absoluto, nível de resistência de sobrecarga e medição de sobrepressão, monitoramento de pressão e vazão em dutos, proteção de bombas, e medição de nível e vazão em geral.

Tubo de centrifugação com fabricação própria

A FirstLab lançou um tubo de centrifugação de 15ml, não estéril. O item é fabricado pela própria empresa, o que significa agilidade na entrega e controle de qualidade durante a produção, já que não é necessário fazer importação. Os Tubos de Centrifugação modelo FL8-0015 são utilizados para centrifugar ou armazenar amostras e soluções em laboratórios de análise clínica ou indústria. Eles são no formato cônicos (Falcon), o que facilita a centrifugação e o armazenamento de amostras ou soluções, e são fabricados em polipropileno de alta qualidade. A FirstLab indica armazená-los e transportá-los em temperatura ambiente.

A empresa atua há 25 anos no mercado da saúde, e busca promover segurança, inovação e tecnologia nas rotinas laboratoriais, sempre pensando na sustentabilidade, com uma atuação responsável em relação ao meio ambiente, e sendo sinônimo de parceiro, quando se fala em soluções integradas para laboratórios. A linha de produtos prioriza o desenvolvimento ecológico, desde a matéria-prima, passando pela utilização de menor quantidade de plástico na produção, até a utilização de quase 100% das perdas de plástico na fabricação de novos itens, mas sem diminuir a resistência e a qualidade.

Ministro Alexandre Silveira defende ampliação da oferta de gás natural em reunião com presidente Lula e Abiquim

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, defendeu a ampliação da oferta de gás natural no Brasil, para aumentar a concorrência do setor químico, que inclui a produção de fertilizantes, em reunião com a Abiquim Associação Brasileira da Indústria Química, no Palácio do Planalto, em encontro liderado pelo presidente Lula, que contou, ainda, com a participação do vice-presidente e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, e dos ministros Rui Costa (Casa Civil) e Fernando Haddad (Ministério da Fazenda).

@/Ricardo Stuckert

Chamados fertilizantes nitrogenados, amônia e ureia são dois dos principais fertilizantes agrícolas que utilizam o gás natural em seus processos produtivos. O Brasil é o maior importador mundial líquido, com uma dependência externa em torno de 85%.

“É essencial que tenhamos a regulação adequada do valor do acesso ao escoamento, ao processamento e da tarifa de transporte de gás natural, dando amplo acesso a estas infraestruturas, para tornarmos este insumo energético tão importante mais barato e competitivo para toda a indústria”, detalhou Silveira.

O Ministério de Minas e Energia (MME), por meio do programa Gás para Empregar, se debruçou sobre o assunto, para aumentar a disponibilidade e ampliar o acesso ao mercado, visando a ampliar a concorrência no setor de gás natural. As medidas visam a trazer mais previsibilidade para os investidores no setor de gás natural, ampliação e concorrência na venda do gás natural e derivados, cujos efeitos trazem resultados positivos para os setores produtivos, que dependem do combustível/insumo. Essas iniciativas também contribuem com a descarbonização de diversos setores – fortalecendo a transição energética –, além de gerar emprego e renda para a população brasileira.

Spirit Energia impulsiona avanço do mercado livre de gás natural em Santa Catarina

De acordo com o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, o Brasil estabeleceu um novo recorde na produção de gás em 2023, chegando a 150 milhões de m³/dia, 9% a mais, em relação a 2022. O aumento da fabricação interna nos últimos dois anos resultou na diminuição de 20% da importação do insumo.

Um exemplo a ser citado é a UTE Trombudo, localizada em Trombudo Central, Santa Catarina, que atua como uma central termoelétrica para a região sul do Brasil, sendo a primeira usina termelétrica a gás natural a ser construída no estado, e pioneira no mercado livre de gás natural no sul do Brasil.

A empresa contratou o fornecimento de gás natural junto à Blueshift Gás & Energia, para participação no leilão de reserva de capacidade, realizado em dezembro de 2021, tendo na sequência contratado o uso do gasoduto de transporte, junto à SCGÁS, na modalidade termelétrico livre. A Spirit Energia, organização que trabalha na consultoria e assessoria no mercado de energia, deu suporte para a instituição no processo de cadastramento, participação e lances no leilão. Uberto Sprung Neto, CEO da Spirit, explica que, na área de gestão, a Spirit já realiza serviços para a UTE Trombudo, enquanto, no ramo de energia, efetua tarefas para a Blueshift, empresa que faz projetos de geração, abastecimento e fornecimento de gás natural, cujo grupo empresarial desenvolveu e implanta a Usina Termelétrica em Trombudo Central.

distribuição, feita pela SCGás, está prevista para operar a partir de 2026. A fornecedora vai construir um gasoduto de 1,5 km, até a UTE Trombudo, que pagará uma tarifa de uso do sistema de distribuição, criada para o setor termelétrico. A mesma forma de tarifa para o mercado livre industrial já se encontra aprovada pela agência reguladora (ARESC)”.

@Divulgação

O modelo de mercado livre de gás natural em Santa Catarina está regulamentado desde 2019. Esse sistema possibilita que os consumidores contratem o suprimento de gás e de transporte diretamente com os fornecedores de seu interesse e com os transportadores. “Ao oferecer aos nossos clientes a liberdade de escolha de fornecedor, a customização de contratos e orientação especializada na busca por eficiência energética, estamos, não apenas reduzindo seus custos operacionais, mas também impulsionando sua competitividade e sustentabilidade. Estamos moldando o futuro energético do Brasil, promovendo uma transformação que beneficia, não apenas nossos clientes, mas também o meio ambiente que compartilhamos”, assegura Sprung Neto.

De acordo com a SCGÁS, essa medida é inspirada no mercado livre de energia, e promove um mercado dinâmico e competitivo, gerando condições para redução do seu preço, e contribuindo para o desenvolvimento econômico no Brasil.

Sprung Neto ainda relata os detalhes de como a SCGás vai trabalhar em conjunto com a UTE Trombudo. “A operação de

A resolução nº 136 da ARESC – Agência de Regulamentação de Serviços Públicos de SC – estipula que apenas as corporações que consomem mais de 10 mil m³/dia estão aptas a fazer a migração para este mercado.

Fusão da Enauta e 3R Petroleum cria empresa que pode ultrapassar produção de 100 mil boe/d

A 3R Petroleum e a Enauta assinaram acordo definitivo para a fusão das duas companhias, o que será efetivado em duas etapas. A fusão cria uma petroleira independente, a segunda maior do Brasil, atrás apenas da Petrobras, com capacidade de produção imediata de 100 mil barris por dia, que pode chegar a 120 mil barris em 2025, com Ebitda de R$ 10 bilhões. Os executivos das duas empresas calculam que os ganhos de operação para o negócio estejam na casa de US$ 1 bilhão.

A fusão prevê a incorporação da totalidade das ações da Enauta pela 3R, com os acionistas da Enauta recebendo ações da 3R, mas, na nova empresa, os atuais acionistas da 3R ficam com 53%, enquanto os da Enauta terão 47% de participação.

Num segundo momento, a Enauta passa a ser uma subsidiária da 3R. Décio Oddone, diretor-presidente da Enauta, será o diretor presidente da nova empresa, enquanto Rodrigo Pizarro, diretor financeiro da 3R, terá o mesmo cargo na companhia combinada; Matheus Dias, atual diretor-presidente da 3R, deve ocupar um assento no seu conselho de administração.

O acordo ainda precisa ser submetido a assembleias de acionistas de ambas as empresas, o que abre espaço para uma conclusão da fusão ainda em junho. A fusão também precisa do aval do Cade – Conselho Administrativo de Defesa Econômica.

A empresa que surge dessa fusão terá capacidade de produção de 100 mil barris/dia, e geração de caixa de R$ 10 bilhões. De acordo a 3R, a integração das atividades das duas companhias “ reforçará significativamente o modelo de negócio das sociedades combinadas, viabilizando a complementariedade dos ativos e da realização de investimentos mais robustos para a manutenção e desenvolvimento de tais ativos; e o aproveitamento de potenciais sinergias de natureza operacional, comercial, financeira e de governança, e de ganhos de eficiência, em especial na otimização de custos, despesas e fortalecimento dos investimentos nas diferentes possibilidades de crescimento, que resultará em uma substancial criação de valor para a 3R e para a Enauta, bem como para seus respectivos acionistas, clientes, cadeia de fornecedores e colaboradores ”.

As empresas não vislumbram riscos significativos decorrentes da consumação da Incorporação de Ações Enauta, sendo que seu sucesso dependerá, principalmente, da habilidade da nova administração da 3R, após a conclusão da Incorporação de Ações Enauta, de implementar as operações necessárias para viabilizar as sinergias identificadas e economias de custo, resultantes da combinação dos negócios. Além disso, existem os riscos naturais de variação de preço das ações de

emissão da 3R, após a consumação da Incorporação de Ações Enauta, o qual é inerente ao mercado de capitais, e incorrido por todos os acionistas da 3R.

Conforme previsto no Protocolo e Justificação Enauta, as empresas acordaram em indicar para compor o Conselho de Administração da nova companhia Harley Lorentz Scardoelli, Carlos Alberto Pereira de Oliveira, Rogério Paulo Calderón Peres, André Marcelo da Silva Prado, Ricardo de Queiroz Galvão, Mateus Tessler Rocha e Matheus Dias de Siqueira. As empresas já informaram sobre a intenção de nomear para a Diretoria Estatutária da Companhia, após a Operação:

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Fabrício Oddone da Costa, para o cargo de Diretor Presidente

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Pedro Rodrigues Galvão de Medeiros, para o cargo de Diretor de Relações com Investidores

Carlos Ferraz Mastrangelo, para o cargo de Diretor sem designação específica.

As empresas manterão o mercado informado. O Banco Itaú BBA S.A. e Banco BTG Pactual S.A. atuaram como assessores financeiros da 3R e XP Finanças Assessoria Financeira, e o Citigroup Global Markets Brasil CCTVM, da Enauta. Os escritórios Mattos Filho Advogados e Spinelli Advogados atuaram como assessores legais da 3R, o Pinheiro Neto Advogados atuou como assessor legal da Enauta, e o Campos Mello Advogados atuou como assessor legal da Maha Holding e afiliadas.

Décio

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Rodrigo Pizarro Lavalle da Silva, para o cargo de Diretor Financeiro

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Terminal de Contêineres de Paranaguá quebra recordes

Em 28 de abril de 2024, a TCP, empresa que administra o Terminal de Contêineres de Paranaguá, atingiu a marca de 500.000 TEUs (medida equivalente a 20 pés de comprimento de contêiner), movimentados com 42 dias de antecedência, em comparação ao registrado em 2023 – quando o feito ocorreu em 9 de junho.

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Além de ultrapassar o meio milhão, outros três recordes de produtividade foram quebrados no mesmo mês. Um deles foi a segunda máxima consecutiva na movimentação mensal de contêineres, que chegou a 135.678 TEUs, superando os 133.083 de março.

No acumulado do primeiro quadrimestre deste ano, a TCP movimentou 509.230 TEUs, crescimento de 38% em relação aos 368.720 de 2023.

Segundo o gerente comercial, de logística e de atendimento da TCP, Giovanni Guidolim, “a aquisição de equipamentos, ampliando o parque de máquinas para 40 RTGs (guindastes pórticos sobre pneus) e 69 TTs (caminhões de transporte), assim como a conclusão das obras de reforma dos gates (vias de acesso rodoviário ao terminal), demonstram que os mais recentes investimentos realizados para melhorar a capacidade operacional do Terminal já geram resultados, tanto no aumento do volume movimentado, quanto na conversão de novos clientes, que vêm de diversos estados do país”.

Entre os segmentos comerciais que mais cresceram nos primeiros quatro meses do ano, estão a exportação de carnes

e congelados, e de commodities do agronegócio, como madeira, papel e celulose. Nas importações, o destaque vai para mercadorias do setor automotivo, de eletrônicos e de produtos químicos.

A entrada e saída de cargas, por meio dos gates, registrou dois novos recordes de produtividade em abril. O primeiro foi no número de transações mensais, que chegou a 54.984 contêineres, 11% superior aos 49.517 movimentados em novembro de 2023.

A segunda marca atingida foi o de transações diárias: o Terminal alcançou três novas máximas históricas na movimentação de contêineres pelos portões de acesso ao pátio de operações, foram 2.461, 2.440, e 2.379 nos dias 17, 23 e 24 de abril, respectivamente. De acordo com o gerente de planejamento de operações da TCP, Felipe de França, “a conclusão da reforma de nossos gates em abril traz maior eficiência, agilidade, segurança e automação para nossos clientes, principalmente para os caminhoneiros”. A nova estrutura melhora o fluxo de acesso dos veículos em 200%, subindo, de 50 para 150, a capacidade de agendamentos de entrada, por hora.

“Assim como batemos a marca de meio milhão com mais de um mês de antecedência, nossa expectativa é de que o desempenho siga neste ritmo, ao longo de 2024, fazendo com que alcancemos a marca de 1 milhão de TEUs movimentados mais cedo este ano”, afirma Guidolim.

Bolívia passa a usar preço Argus de petróleo como referência de mercado

A empresa estatal boliviana de petróleo YPFB – Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – adotou a agência global de relatórios de preços de energia e commodities Argus, como base para a formação de preços de suprimentos importados de petróleo bruto e produtos petrolíferos.

A YPFB é responsável por todas as importações de combustíveis motorizados da Bolívia, que chegam a cerca de 40.000 b/dia. A Bolívia é altamente dependente de importações, que atendem cerca de dois terços da demanda local.

A YPFB emitirá licitações para comprar petróleo bruto, diesel, gasolina e nafta, usando os preços da costa do Golfo dos EUA da Argus, como referência contratual. A maioria das importações de petróleo para a Bolívia vem da costa do Golfo dos EUA, então, a formação de preços com base nesta região reflete com precisão os fundamentos reais de oferta e demanda.

“Estamos encantados que a YPFB tenha escolhido confiar

nos preços da Argus. Ao longo da última década, melhoramos muito a representação da Argus, e a cobertura dos mercados na América do Sul, que são crescentes, dinâmicos e cada vez mais importantes em termos mundiais”, disse o presidente e CEO da Argus Media, Adrian Binks

Vale lembrar que a YPFB/Bolivia exporta para o Brasil cerca de um terço de todo o gás usado no país, por meio do gasoduto TBG ou Gasbol, como é mais conhecido. O Gasoduto começa na localidade boliviana de Rio Grande, 40 quilômetros ao sul de Santa Cruz de la Sierra, um povoado com apenas 400 habitantes de origem indígena, e se estende por 557 km até Porto Suarez, na fronteira com o Brasil. Ao cruzar a fronteira, o Gasoduto entra em solo brasileiro por Corumbá/MS, e atravessa cerca de cinco mil propriedades, em 136 municípios, distribuídos pelos estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.

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Wilson Sons passa a operar na nuvem

A Wilson Sons passa por um movimento de modernização, e finalizou o processo de migração de dados dos ambientes SAP para a Amazon Web Services (AWS), uma das maiores plataformas de nuvem do mundo.

A transferência, que envolveu aproximadamente 38 terabytes de dados, foi conduzida e concluída em dois meses pela TIVIT, multinacional brasileira que acelera negócios por meio da tecnologia. O volume de dados transferidos equivale à capacidade de armazenamento de mais de 2,3 mil tablets dos modelos mais básicos.

a performance da empresa e reduzir gastos fixos. Além disso, a capacidade agora é instalada na nuvem, pronta para acomodar os desafios de picos e crescimento que o negócio da Wilson Sons irá gerar.

A otimização de custos e escalabilidade em linha com o crescimento da Wilson Sons são os principais benefícios da migração feita pela TIVIT, já que o sistema SAP, quando hospedado em nuvem, pode ser acessado remotamente, sem depender da localização física nos ambientes onpremise da empresa. Os ambientes de desenvolvimento, homologação e produção também foram migrados para o serviço da Amazon. Além do SAP, a TIVIT foi também responsável pela atualização do banco de dados e transferência da plataforma Oracle para a AWS.

Por reunir as competências necessárias e ter profundo conhecimento tanto da AWS quanto da SAP, a TIVIT foi indicada para a modernização da área de TI da operadora de logística pela própria AWS. O trabalho permitiu incrementar todo o ambiente tecnológico da Wilson Sons, melhorar

“A nuvem é uma solução segura, estável, escalável e modular, que pode ser usada conforme as necessidades de cada cliente. A TIVIT, por meio da One Cloud, oferece aos clientes com operações em nuvem uma plataforma completa de acompanhamento e previsibilidade de custos, observabilidade de disponibilidade de sistemas, gestão de incidentes, segurança de dados e automação de processos. É um privilégio poder participar dessa migração na empresa, que é o maior operador de logística portuária e marítima do Brasil”, explica Paulo Freitas, CEO da TIVIT.

Com mais de 180 anos de experiência no mercado brasileiro de logística portuária e marítima, a Wilson Sons reafirma seu compromisso com seus mais de 5 mil clientes.

“Um dos segredos para alcançar abrangência nacional e longevidade é acompanhar de perto as evoluções tecnológicas. Desde a fundação da companhia, investimos constantemente em inovação. A parceria com a TIVIT nos mostra a importância de contar com empresas que, assim como nós, atuam no presente e caminham para o futuro”, afirma Daniel Irmes, Coordenador de Infraestrutura da Wilson Sons.

Ciser inaugura ramal de gás natural em Araquari

A Ciser celebrou com autoridades de Araquari/SC e da SCGás a inauguração do ramal de abastecimento de gás natural (GN) em sua unidade fabril localizada na divisa de Araquari com Joinville. A obra é um marco significativo no fortalecimento da competitividade e da sustentabilidade da indústria.

O Gás Natural substituirá o Gás Natural Liquefeito (GNL), utilizado no maior forno da área de Tratamento Térmico da Ciser, sendo que essa transição representa mais eficiência operacional, e um compromisso com práticas mais sustentáveis e ambientalmente responsáveis.

importância estratégica do investimento: “A entrada em operação do ramal da SCGás acelera a competitividade da Ciser, e alavanca o desenvolvimento da região. Reduz nosso custo operacional, garante a perenidade da operação e abre oportunidades de crescimento, atraindo outras indústrias para a região”.

Rafael König, gerente da unidade Araquari, enfatizou a

A SCGás é reconhecida como uma das três distribuidoras mais competitivas do Brasil para o segmento industrial, oferecendo tarifas que a colocam em posição de destaque nacional e regional. A implantação deste ramal na Ciser faz parte de uma expansão estratégica da rede de GN, conectando importantes polos industriais, e ampliando o acesso a uma energia mais limpa e eficiente.

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OPEP se orgulha de suas raízes africanas

O secretário-geral da OPEP, Haitham Al-Ghais, (no centro da foto) destacou o papel fundamental de África na definição do futuro da indústria petrolífera, em um artigo de opinião escrito recentemente, onde ressalta a importância da África nos futuros esforços da Opep, enfatizando o potencial do continente para contribuições construtivas para o setor petrolífero. Ele reafirma o compromisso da Opep em oferecer apoio à África, na realização de seu imenso potencial energético.

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Com metade dos países membros da OPEP localizados na África, incluindo Nigéria, Argélia, Congo, Guiné Equatorial, Gabão –cujo ministro do Petróleo é o atual presidente rotativo da Opep – e Líbia, a organização tem imenso orgulho de suas duradouras conexões africanas. A África tem desempenhado um papel crucial na história da OPEP, acolhendo reuniões e conferências significativas, em várias cidades africanas.

Pelo secretário-geral da OPEP, Haitham Al-Ghais:

“Desde que assumi o cargo de Secretário-Geral da OPEP, há quase dois anos, tive o privilégio de visitar todos os países africanos membros da OPEP, bem como vários outros países africanos. Cada visita reafirmou a minha convicção de que o futuro é brilhante para África, e que a indústria petrolífera pode desempenhar um papel construtivo nesse futuro. A nossa Organização está pronta a oferecer todo o apoio que puder, para ajudar este grande continente a concretizar o seu incrível potencial.

A OPEP se orgulha das suas ligações, herança e identidade africanas fortes e duradouras. Metade dos nossos países membros são africanos, e isto inclui o país mais populoso do continente, a Nigéria, e o maior geograficamente em área, a Argélia. Temos também o privilégio de contar com o Congo, a Guiné Equatorial, o Gabão e a Líbia como países membros. Além disso, dois países africanos fazem parte da histórica ‘Declaração de Cooperação’ entre os países produtores da OPEP e não-OPEP, nomeadamente o Sudão e o Sudão do Sul.

O passado da nossa Organização está imbuído de caráter africano. Olhando ao longo dos nossos 63 anos de história, muitas reuniões significativas tiveram lugar em cidades africanas. Desde a Nona Reunião da Conferência da OPEP, em Trípoli, em 1965, foram realizadas reuniões e conferências críticas em Argel (incluindo a nossa primeira Cúpula), Oran, Lagos, Abuja, Luanda e Libreville.

Na verdade, a ideia da nossa Organização foi concebida na África, especificamente no Egito. Foi no Cairo Yacht Club, em 1959, que foi forjado o Acordo de Cavalheiros que

abriu o caminho para o estabelecimento da OPEP em Bagdad, em setembro de 1960.

Tendo desempenhado um papel fundamental na formação do nosso passado, não temos dúvidas de que África será fundamental para o futuro da Organização e para o futuro da indústria petrolífera. Este é um tema dominante no World Oil Outlook 2045 (WOO) da OPEP.

A África tem uma população jovem e vibrante. Até 2045, prevê-se que o Oriente Médio e a África sejam as regiões líderes em termos de população total, acrescentando 723 milhões de pessoas no período 2022-2045.

Prevemos um futuro brilhante para a indústria petrolífera de África, com oportunidades substanciais de crescimento. O continente alberga cinco dos 30 principais países produtores de petróleo, e as suas reservas comprovadas de petróleo ascendiam a cerca de 120 mil milhões de barris, no final de 2022. Isto será crucial para satisfazer a crescente procura global de petróleo, que deverá aumentar para 116 milhões de barris por dia (mb/d) até 2045.

Estes recursos serão cruciais para permitir que os países africanos contribuam para os seus povos. Para muitas nações em desenvolvimento produtoras de petróleo, a produção de petróleo é uma forma de gerar fluxos de receitas, que ajudam a responder a necessidades urgentes e legítimas, como o desenvolvimento, o emprego, a educação, a redução da pobreza e o investimento em serviços públicos.

Um dos grandes desafios que os governos enfrentam aqui e, na verdade, em muitas outras partes do mundo, é a pobreza energética. Existem 675 milhões de pessoas em todo o mundo que não têm acesso à eletricidade, quatro em cada cinco das quais vivem na África Subsariana. Além disso, 2,3 bilhões de pessoas não dispõem de combustíveis e tecnologias limpas para cozinhar, o que pode levar a uma série de problemas de saúde e ambientais relacionados.

É claro que a OPEP apoia esforços que conduzam a uma redução das emissões de gases com efeito de estufa, mas esperamos que isso seja alcançado de uma forma que estabeleça um equilíbrio delicado entre a segurança energética e o desenvolvimento sustentável; garantindo que ninguém fique para trás. Somos também fortes defensores do princípio das responsabilidades comuns, mas diferenciadas.

O continente africano abriga 17% da população mundial, mas é responsável por menos de 4% das emissões globais de CO2, e muitos países africanos não contribuem praticamente com nada para as emissões globais.

Quando consideramos as emissões cumulativas históri-

cas de CO2, o G7 contribuiu com mais de 43% do total desde 1850, enquanto os países membros da OPEP representam apenas 4%.

Estas estatísticas refletem o fato de não existir uma solução única para fazer face às alterações climáticas, e as circunstâncias nacionais devem ser levadas em conta. Precisamos de uma abordagem que inclua todos os povos, todas as tecnologias e todas as energias. A inovação tecnológica é um foco fundamental da nossa Organização.

É por isso que os nossos países membros estão investindo fortemente em projetos de hidrogênio, em instalações de cap-

tura e utilização de carbono e de captura direta de ar, e na economia circular do carbono.

Olhando para os desenvolvimentos recentes no cenário energético na África, vemos oportunidades para a indústria petrolífera em locais, como a Namíbia, o Senegal, Moçambique e a Mauritânia, para citar apenas alguns. A OPEP está atenta a estes desenvolvimentos, e está pronta a apoiar todos os países do continente africano no próximo capítulo do desenvolvimento das suas indústrias. A este respeito, esperamos uma cooperação reforçada com a Câmara Africana de Energia nos próximos anos e décadas.”

Modec conquista AiP para turbina eólica offshore flutuante tipo TLP

ClassNK

A Modec e a Toyo Construction Co. obtiveram conjuntamente a aprovação em princípio (“AiP”) da NIPPON KAIJI KYOKAI (“ClassNK”) para “estrutura flutuante & sistema de amarração e fundação de estacas de amarração para o tipo TLP – turbina eólica offshore flutuante”.

A conquista da AiP foi uma das tarefas da NEDO – New Energy and Industrial Technology Development Organization –, a agência nacional japonesa de pesquisa e desenvolvimento Projeto Fase 1 do Fundo de Inovação Verde, realizado pela Modec, Toyo Construction, Furukawa Electric Co., Ltd. e JERA Co., Ltd.

A AiP foi obtida com base nos desenhos e documentos relacionados da estrutura flutuante e do sistema de amarração, fornecidos pela Modec, e da fundação da estaca de amarração, fornecida pela Toyo Construction.

Em 2020, a MODEC obteve AiP para as turbinas eólicas offshore flutuantes da DNV. Desta vez, para o projeto de demonstração no Japão, ambas as empresas obtiveram outro AiP da ClassNK, com o objetivo de antecipar alguns dos itens de avaliação para Pesquisas de Certificação e Classificação de Parques Eólicos que serão exigidos durante o projeto de demonstração.

Espera-se que os sistemas TLP reduzam o custo de geração de energia, porque a alta estabilidade da amarração de tensão a uma fundação do fundo do mar permite a instalação de grandes turbinas eólicas de 15 MW, que têm o potencial de se tornarem mainstream no futuro, em plataformas flutuantes compactas. Além disso, espera-se que as linhas de amarração da TLP sejam socialmente mais aceitáveis do que outros sistemas de amarração, porque podem reduzir a quantidade de espaço ocupado sob o mar em aproximadamente 1/1.000 (por exemplo, em

100 metros de profundidade) e ter menos impacto nos negócios existentes, como a indústria pesqueira e as operações de navios.

Ao conquistar este AiP, ambas as empresas também realizaram um estudo sobre as condições ambientais únicas do Japão, como terremotos e tsunamis, e receberam opiniões valiosas da ClassNK, incluindo as opiniões de especialistas, que serão refletidas no design e no desenvolvimento durante o projeto de demonstração esperado.

A Modec tem fornecido soluções flutuantes competitivas para a indústria offshore de petróleo e gás, e reconhecida como uma especialista líder em sistemas flutuantes de produção de petróleo e gás, como navios FPSO e TLPs. Quanto aos TLPs, a Modec tem o melhor histórico de construção do mundo, e sua experiência e tecnologia permitem que o TLP compacto, com a turbina eólica de grande capacidade seja realizado, e alta aceitabilidade social e eficiência econômica também. Em direção à realização antecipada de equipamentos de turbinas eólicas offshore flutuantes usando TLP de próxima geração, a Modec continuará a trabalhar nele.

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ANP assina acordo de cooperação com agência reguladora de Sergipe

A ANP assinou acordo de cooperação técnico-operacional com a Agrese –Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Sergipe. A assinatura, realizada pelo Diretor-Geral da ANP, Rodolfo Saboia, e pelo presidente da Agrese, Luiz Hamilton Santana de Oliveira, ocorreu no Escritório Central da ANP, no Rio de Janeiro. Também estiveram presentes as Diretoras da ANP Symone Araújo e Patricia Baran.

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O acordo segue o estabelecido na Nova Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021), que determinou, em seu art. 45, que a União, por intermédio do Ministério de Minas e Energia e da ANP, deverá articular-se com os estados e o Distrito Federal, para a harmonização e o aperfeiçoamento das normas relativas à indústria de gás natural, inclusive em relação à regulação do

consumidor livre.

Assim, o acordo tem como principal finalidade o alcance de um modelo de regulação harmônica, entre as esferas federal e estadual, a partir da interação entre as duas agências reguladoras na discussão e alinhamento de entendimentos sobre as normas referentes à indústria de gás natural. Para atingir esses objetivos, o acordo prevê: elaboração conjunta de programas de atividades; treinamentos; intercâmbio de informações; cooperação de ambas as partes em estudos sobre os aspectos gerais da regulamentação dos elos da cadeia do gás natural; estudos para o aperfeiçoamento de instrumentos regulatórios; elaboração de propostas para o aprimoramento de parâmetros de qualidade de fornecimento de gás natural; e estudos relacionados ao biogás e ao biometano.

Participação Especial: valores do primeiro trimestre de 2024

Foram concluídas as etapas da operacionalização da distribuição da participação especial pela ANP, relativas à produção do primeiro trimestre de 2024. O montante total de participação especial da produção do primeiro trimestre de 2024 destinado aos municípios, estados e União foi de R$ 8,30 bilhões.

O valor repassado diretamente aos estados foi de R$ 3,32 bilhões, enquanto os municípios receberam R$ 830 milhões. Em termos de número de beneficiários, os repasses foram feitos a 23 municípios e quatro estados.

Os valores detalhados de participação especial por beneficiário, incluindo os dados históricos, estarão disponíveis na página Participação Especial.

A participação especial é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção, de petróleo ou gás natural, para campos de grande volume de produção.

A ANP é responsável por apurar e distribuir a participação especial aos entes beneficiários – União, Estados e Municípios. Para apuração da participação especial sobre a produção de petróleo e de gás natural, são aplicadas alíquotas progressivas sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, que variam de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume de produção trimestral fiscalizada, consideradas as deduções previstas (royalties, investimentos na exploração, custos operacionais, depreciação e tributos).

A destinação dos recursos da participação especial é realizada em função de quatro tipos de distribuições existentes na legislação:

(1) Para recursos provenientes de campos terrestres, 50% são repassados à União, 40% aos estados produtores e 10% aos municípios produtores, conforme determinado pelo art. 50 da Lei 9.478/97;

(2) Para recursos provenientes de campos com declaração de comercialidade anterior a 3 de dezembro de 2012, com produção realizada no Pré-sal e localizados na área definida pelo inciso IV do Art. 2º da Lei 12.351/10 (DARF 3037), 50% destes recursos são destinados ao Fundo Social previsto na mesma lei, 40% aos estados confrontantes com a plataforma continental onde ocorrer a produção e 10% aos municípios confrontantes;

(3) Para recursos provenientes de campos marítimos, exceto Pré-Sal e cujas declarações de comercialidade tenha ocorrido antes de 3 de dezembro de 2012, 50% são repassados à União, 40% aos estados confrontantes com a plataforma continental onde ocorrer a produção, e 10% aos municípios confrontantes, conforme determinado no art. 50 da Lei 9.478/97; e

(4) Para recursos provenientes de campos marítimos com declaração de comercialidade posterior a 3 de dezembro de 2012 (DARF 3990), 50% são repassados à União, 40% aos estados confrontantes com a plataforma continental onde ocorrer a produção, e 10% aos municípios confrontantes, conforme determinado pela Lei 12.858/13.

Os valores, datas e beneficiários dos depósitos podem ser consultados no site do Banco do Brasil.

@Helmut Otto/Agência Petrobras

ANP assina acordo de cooperação com entidade internacional para aprimoramentos

no RenovaBio

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e Qualidade de Produtos na ANP

A ANP assinou acordo de cooperação técnica – que terá duração de 36 meses – com a Bonsucro, organização global sem fins lucrativos, que tem como objetivo promover a cana-de-açúcar sustentável.

A Bonsucro é responsável por certificações internacionais de produtos da cana-de-açúcar, como o açúcar e o etanol. O objetivo do acordo é construir um procedimento integrado, para que os produtores de etanol de cana-deaçúcar no Brasil obtenham, de maneira voluntária, tanto certificação da Bonsucro, quanto do RenovaBio. Tal procedimento integrado será composto por diferentes capítulos, que irão descrever critérios específicos componentes de um esquema de certificação.

A medida também tem como finalidade trocar experiências e conhecimentos sobre certificação, somar esforços para a melhoria dos dois processos, promover a análise integrada dos dados de ambas as certificações, e integrar os processos de supervisão dos organismos de certificação e de treinamento para certificadoras e produtores. O acordo de cooperação não tem como objetivo alterar as disposições dos documentos oficiais do RenovaBio.

Após a conclusão do acordo e implementação dos resultados, os produtores que buscarem as duas certificações poderão submeter-se a um procedimento integrado de certificação, o que deve otimizar esforços de auditoria e reduzir custos.

A partir da assinatura do acordo, ANP e Bonsucro formarão uma equipe de especialistas para desenvolver o procedimento integrado de certificação, que incluirá elaboração de materiais de comunicação e de treinamento, além de auditorias-piloto.

ANP realiza workshop para o mercado de lubrificantes

AANP realizou o Workshop de Lubrificantes 2024, destinado aos agentes regulados do setor de lubrificantes (produtores, coletores, rerrefinadores e agentes de comércio exterior, que movimentem óleos lubrificantes), além de quaisquer interessados no tema.

O Diretor da ANP Daniel Maia Vieira destacou que se trata de mais uma oportunidade de interação direta, entre a Agência e os agentes regulados. “O tema que discutiremos hoje diz respeito aos aprimoramentos que a ANP vem buscando fazer nos setores regulados. A busca de melhorias nos lubrificantes já é notória na Agência, incluindo as especificações de produtos, as análises de qualidade e o Programa de Monitoramento dos Lubrificantes, que já teve mais de 20 mil amostras analisadas pela ANP. O índice de conformidade dos lubrificantes, de mais de 96% no país, mostra a seriedade das empresas que atuam nesse segmento”, complementou.

Ao longo do workshop, foram apresentados aspectos da regulação do setor de lubrificantes, com foco no Sistema de Informações de Movimentações de Produtos (SIMP), ferramenta pela qual os agentes regulados do mercado de abastecimento informam suas movimentações mensais à ANP.

No caso dos lubrificantes, a Agência está alterando a tabela com os códigos de produtos a serem utilizados pelos agentes, ao informarem essas movimentações, a partir de sugestões recebidas do próprio mercado. A alteração busca reduzir o número total de códigos, simplificando o processo aos agentes, e aprimorar as análises da ANP.

Assim, foram apresentados, no evento, a nova tabela de códigos, os procedimentos para cadastrá-los no SIMP, as providências que deverão ser tomadas pelos agentes regulados, o cronograma de implementação da tabela, e os prazos para adequação pelo mercado.

Também foram esclarecidos aspectos relacionados à autorização e fiscalização da produção de lubrificantes em terceiros. Ela ocorre quando o produtor é autorizado pela Agência sem possuir uma planta de produção, fazendo um contrato para que um terceiro (que tenha a planta) produza para ele. Trata-se de prática regular, mas que depende de autorização da Agência, e deve seguir as normas estabelecidas.

Da esquerda para direita: Fernando Moura Alves, Diretor da ANP; Livia Ignácio, Head da Bonsucro para América do Sul; Fabio da Silva Vinhado, Superintendente Adjunto de Biocombustíveis

ANP

aprova processo de oferta e contratação de capacidade transporte de gás da NTS para período 2024-2028

AANP aprovou o início do Processo de Oferta e Contratação de Capacidade de Transporte de gás natural para o período de 2024 a 2028, que será conduzido de maneira indireta pela NTS – Nova Transportadora do Sudeste –, sob supervisão da Agência.

O objeto desse processo é a oferta de toda a capacidade de transporte firme (com garantia de movimentação até o volume contratado) disponível, de entrada e saída da rede de gasodutos de transporte da NTS, para os anos de 2024 a 2028.

Também foi aprovada minuta do contrato master da NTS. A sua assinatura pelos agentes interessados é condição precedente para participação no processo.

O contrato master tem como anexos o Regulamento do Processo de Oferta e Contratação de Capacidade de Transporte e as minutas dos contratos de transporte de entrada e de saída que serão assinados ao final do processo.

O Processo de Oferta e Contratação de Capacidade de Transporte utilizará a proposta tarifária aprovada pela Diretoria Colegiada da ANP em 25/4.

Gás natural: ANP aprova Relatório de Análise de Impacto Regulatório sobre regulamentação

do acesso a infraestruturas essenciais

A Diretoria da ANP aprovou o Relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR), relativo ao acesso às infraestruturas essenciais de gás natural, etapa do processo de regulamentação do acesso de terceiros aos gasodutos de escoamento da produção, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural, e aos terminais de gás natural liquefeito (GNL).

O relatório foi produzido pelo Grupo de Trabalho (GT) instituído pela Portaria ANP nº 116, de 19 de abril de 2022, composto por diferentes áreas técnicas da Agência. O objetivo do GT é propor a regulamentação do acesso a essas infraestruturas, prevista no artigo 28 da Lei n° 14.134/2021, a “Nova Lei do Gás”.

A AIR identificou, como problema regulatório, assegurar o acesso negociado e não discriminatório de terceiros interessados às chamadas infraestruturas essenciais de gás natural. Observando essa questão, o estudo levou em consideração, principalmente, as contribuições recebidas em processos de participação social Workshop, realizado em 9 e 10/3/2023, o teor da Nota Técnica Conjunta n° 25/2022/ANP, a experiência internacional e os debates conduzidos no âmbito do GT.

Como resultado, foi proposta uma série de alternativas regulatórias, que representam a estrutura considerada mais adequada para a futura regulamentação. Foram adotados como base critérios distintos para sete temas considerados fundamentais na regulamentação: desverticalização; preferência do proprietário; negociação; resolução de conflitos; diretrizes dos códigos de conduta e prática de acesso; disponibilização de informações; e mecanismos de gerenciamento de congestionamento e de prevenção à retenção de capacidade.

Os critérios a serem inseridos na futura norma são:

dos volumes aos quais o proprietário possui preferência para movimentação de seus próprios produtos, sendo que, a cada ciclo de revisão, tais volumes poderão permanecer iguais ou decrescer;

3. Negociação: ocorrer com prazos e procedimentos estabelecidos e supervisionados pela ANP;

4. Resolução de conflitos: previsão de que a ANP atuará dando preferência à mediação ou à conciliação;

5. Diretrizes dos códigos de conduta e prática de acesso: aprovação prévia, pela ANP, dos códigos elaborados pelos operadores, usuários e terceiros interessados, devendo o órgão regulador ser consultado ainda durante o processo de elaboração do documento para evitar retrabalhos;

6. Disponibilização de informações: definição, pela ANP, de quais informações mínimas devem ser prestadas, e o prazo necessário para disponibilizá-las;

7. Mecanismos de gerenciamento de congestionamento e de prevenção à retenção de capacidade: obrigatoriedade da oferta de serviços interruptíveis na capacidade ociosa pelo operador, além da adoção de mecanismos voluntários de gestão de congestionamento, e de prevenção da retenção de capacidade.

1. Desverticalização: separação contábil das atividades de escoamento, processamento e operação de terminais das demais atividades exercidas pelo agente regulado. Além disso, devem ser previstas exigências adicionais para agentes verticalizados;

2. Preferência do proprietário: previsão de revisão periódica

A Diretoria aprovou também dois documentos complementares à AIR: a Nota Técnica Conjunta nº 3/2024/ANP, referente ao tema “desverticalização”, e a Nota Técnica Conjunta n° 7/2024/ANP, que tratou dos conceitos atinentes aos sistemas de acesso regulado e negociado. Ambas podem ser consultadas na página Análise de Impacto Regulatório.

Por fim, a Diretoria da ANP aprovou a extensão do prazo para conclusão das atividades do GT em seis meses, para que possa realizar as etapas seguintes do processo de regulamentação. No próximo passo, o grupo se dedicará à elaboração de minuta de regulamentação, a qual, após aprovação, passará por consulta e audiência públicas, antes da publicação final.

@NTS

@Petrobras

Petrobras reduz preços do gás natural

A Petrobras aprovou (10/05), novas modalidades comerciais, nas vendas de gás natural para distribuidoras estaduais, e para os consumidores livres. Para as distribuidoras, a Petrobras ofertará mecanismo de redução de preço nos contratos de venda de gás natural atualmente vigentes, de acordo com sua performance. Com este novo mecanismo, a depender dos contratos e volumes movimentados, as distribuidoras terão uma redução adicional de até 10% nos preços da molécula de gás, ampliando a queda já acumulada na ordem de 25% do preço médio da molécula desde o início 2023, com potencial de atingir uma redução de até 35%.

A queda de preços também refletiu a redução no preço do petróleo Brent, e a apreciação do dólar, conforme indicadores de referência previstos nos contratos.

Assim, desde o início de 2023, o preço médio da molécula vendido às distribuidoras acumula uma redução da ordem de 25%, refletindo, não apenas as atualizações previstas em contrato, mas também o efeito dos novos produtos/contratos de venda de gás natural mais competitivos, que tiveram início em janeiro de 2024.

Já para os consumidores livres, a Petrobras ofertará uma nova carteira de produtos de venda, em condições mais customizadas e competitivas. Desta forma, a Petrobras intensifica sua atuação no processo de abertura de mercado, contribuindo para expansão e fortalecimento de um mercado livre mais líquido, competitivo e diversificado.

Em 01/05/24, os preços do gás natural já haviam sido ajustados, com redução de, em média, 1,5% em reais por metro cúbico (R$/m³) da molécula vendida às distribuidoras, em relação ao início do trimestre fevereiro-março-abril de 2024.

O preço final do gás natural ao consumidor não é determinado apenas pelo preço de venda da molécula pela Petrobras, mas também pelo custo do transporte até a distribuidora, pelo portfólio de suprimento de cada distribuidora, assim como por suas margens, e pelos tributos federais e estaduais. No caso do GNV (gás natural veicular), a margem dos postos de revenda também compõe o preço final. Além disso, as tarifas ao consumidor são aprovadas pelas agências reguladoras estaduais, conforme legislação e regulação específicas.

A Petrobras ressalta que essa atualização de preço não se refere ao preço do GLP (gás de cozinha), envasado em botijões ou vendido a granel.

Transição Energética será forte geradora de empregos no Brasil

A Petrobras participou da audiência pública “Formação e capacitação de mão-de-obra para transição energética”, na Câmara dos Deputados. O gerente geral da Universidade Petrobras (UP), Antônio Felipe Flutt, falou sobre a necessidade de habilitar profissionais que possam ocupar as vagas que a transição energética irá criar.

“A qualificação de mão-de-obra é fundamental para gerar os empregos que as empresas e a indústria necessitarão para a transição energética. São necessários estudos específicos, mas penso que isso pode gerar milhares de vagas para mão-de-obra qualificada”, disse Flutt.

exige a mobilização de todos os setores da sociedade. Somente através do diálogo e da colaboração, será possível construir um ecossistema de capacitação robusto e inclusivo, que promova uma transição energética justa, com equidade e sustentabilidade”, finalizou.

Participaram do debate, representantes da Federação dos Petroleiros (FUP); do Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (SENAI); do Ministério de Minas e Energia (MME); do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP); entre outros.

O gerente geral da UP explicou que a capacitação será em todos os níveis: básico, técnico e superior, para atuação em projetos, construção e montagem, manutenção, operação e planejamento estratégico. Flutt ressaltou que a Petrobras, como empresa líder nesse setor, está comprometida em desempenhar um papel de liderança, capacitando profissionais, e contribuindo para a construção de um futuro mais sustentável.

“A transição energética é um desafio complexo, e que

A Universidade Petrobras (UP) é um centro de excelência, onde o conhecimento é cultivado e compartilhado para impulsionar a inovação e o progresso. A Universidade está sendo reestruturada, fortalecida e regionalizada. Ela possui três grandes escolas, divididas em 13 Centros de Ciências e Tecnologias, que cuidam de mais de 80 grandes áreas de conhecimento, com desdobramento em mais de 500 conhecimentos relacionados. Além disso, possui os cursos de formação obrigatórios para os novos empregados, admitidos em concurso, para capacitá-los em suas atividades na Petrobras.

@Divulgação

@Divulgação

Petrobras implanta tecnologia de separação de gás rico em CO2 no leito marinho

Da esquerda para direita: diretor Carlos Travassos (Engenharia, Tecnologia e Inovação), Jean Paul Prates, e diretor Joelson Mendes (Exploração e Produção)

A Petrobras anunciou o início do contrato de desenvolvimento e implantação do HISEP, tecnologia inédita patenteada pela empresa, que será utilizada para aumentar a eficiência produtiva, reduzir custos e a intensidade de emissões em sistemas de produção de petróleo e gás do Pré-Sal. No Centro de Pesquisas, Desenvolvimento e Inovação da Petrobras (Cenpes), no Rio de Janeiro, Jean Paul Prates, e os diretores de Exploração & Produção, Joelson Mendes, e de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos, celebraram o início da fase de implantação do projeto piloto do HISEP, em escala comercial. O projeto Mero 3, localizado no Pré-Sal brasileiro, será pioneiro no uso dessa tecnologia.

O HISEP (Separador de Alta Pressão) é uma tecnologia de ponta, que revoluciona o processo de produção, ao viabilizar a separação submarina entre o petróleo extraído e o gás associado produzido, rico em CO₂, o qual é reinjetado diretamente no reservatório, a partir do leito marinho. Dessa forma, grande parte do processo de separação deixa de ser feito na planta de processamento do FPSO (unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo), e passa a ser realizado no fundo do mar, oferecendo maior eficiência energética, reduzindo o impacto ambiental e a intensidade de emissões. Essa inovação faz parte do portfólio de PD&I da Petrobras, e conta com o apoio dos parceiros da empresa no Consórcio Libra.

“O HISEP é uma inovação da Petrobras, tem DNA brasileiro e, em breve, irá contribuir para um desenvolvimento sustentável da indústria de óleo de gás. Além dos ganhos para o negócio, trata-se de uma tecnologia dos tempos atuais: uma das suas vantagens é atuar também como uma tecnologia de captura de carbono e, por isso, configura mais uma ferramenta que auxiliará a Petrobras a atingir suas metas de redução da intensidade de emissões”, declarou Jean Paul Prates.

“O HISEP tem potencial de agregar valor aos campos com alta RGO (Razão Óleo e Gás) e teor de CO₂, dando uma nova perspectiva de produção para eles. A escolha do Campo de Mero para a aplicação piloto do HISEP é estratégica, uma vez que o Pré-Sal da Bacia de Santos é uma das áreas mais promissoras e desafiadoras do setor. Com essa tecnologia revolucionária, esperamos otimizar a produção, reduzir custos, e promover a eficiência operacional”, destacou o diretor de Exploração e Produção, Joelson Mendes.

“ A implantação do HISEP representa um reflexo significativo da nossa busca contínua por soluções tecnológicas inovadoras. Este processo é resultado de anos de pesquisa e desenvolvimento no Cenpes. Estamos confiantes de que

@Divulgação/Rafael Pereira

o HISEP se tornará em uma referência de inovação, com ganho de eficiência e geração de valor na indústria de petróleo e gás, contribuindo para consolidar a posição de liderança da Petrobras no mercado mundial ”, concluiu o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos.

Para esta fase de implantação do HISEP, a Petrobras firmou, em janeiro/2024, um contrato com a empresa FMC Technologies do Brasil, subsidiária da empresa TechnipFMC. Esse contrato abrange o projeto, construção e instalação da unidade piloto do HISEP e sua infraestrutura, incluindo a interligação com os poços produtores, injetores e a planta de processamento do FPSO Marechal Duque de Caxias (Mero 3). Além disso, será realizado um programa de testes, com o objetivo de alcançar a maturidade comercial e tecnológica do HISEP.

A unidade piloto de separação submarina HISEP será interligada ao FPSO Marechal Duque de Caxias, pertencente ao projeto Mero 3, na área do Pré-Sal. Esse será o quarto FPSO instalado no campo de Mero, e terá capacidade de processamento de 180 mil barris de óleo e 12 milhões de m³ de gás por dia. Os contratos de afretamento e de serviços terão duração de 22 anos e meio, contados a partir da aceitação final da unidade, prevista para o segundo semestre de 2024.

O projeto prevê a interligação de 15 poços ao FPSO, sendo 8 produtores de óleo, e 7 injetores de água e gás, através de uma infraestrutura submarina composta por dutos rígidos de produção e injeção, dutos flexíveis de serviços e umbilicais de controle.

O campo unitizado de Mero é o terceiro maior do Pré-Sal, e está localizado no Bloco de Libra, pertencente ao Consórcio de Libra, operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda. (19,3%), TotalEnergies EP Brasil Ltda. (19,3%), CNPC (9,65%), CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (9,65%) e Pré-Sal Petróleo S.A. – PPSA (3,5%), que exerce papel de gestora do Contrato de Partilha de Produção e representante da União na área não contratada.

Petrobras informa sobre Cessação do gás no CADE

A Petrobras, em continuidade ao Fato Relevante divulgado em 20/05/2024, informou que o Tribunal do Conselho Administrativo de Defesa Econômica decidiu favoravelmente à renegociação do Termo de Compromisso de Cessação (TCC) do Refino, celebrado em 29/05/2019, matéria que também foi aprovada hoje pelo Conselho de Administração da Companhia.

Em 29/05/2019, foi celebrado o Termo de Compromisso de Cessação de Prática para o Mercado de Refino (“TCC Refino”), entre Petrobras e CADE, o qual previa, dentre outros compromissos, a obrigatoriedade de alienação de 8 refinarias (REPAR, RNEST, REGAP, REFAP, RLAM, REMAN, LUBNOR e SIX). Esses compromissos estavam alinhados aos direcionadores de gestão de portfólio, à época, e à Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (“CNPE”) 09/2019, então vigente, que estabelecia diretrizes para a promoção da livre concorrência na atividade de refino no Brasil.

A Petrobras vinha cumprindo os compromissos pactuados no TCC Refino, incluindo a alienação integral de 3 ativos (SIX, RLAM e REMAN), tendo enfrentado obstáculos ao longo da execução dos processos de desinvestimentos, que impediram a conclusão da alienação das demais refinarias que constavam do objeto original do TCC.

Conforme Fato Relevante publicado em 29/03/2023, ante o recebimento dos Ofícios 166/2023/GM-MME, 257/2023/GM-MME e 261/2023/GM-MME do Ministério de Minas e Energia, o Conselho de Administração da Petrobras entendeu ser necessário avaliar a solicitação do MME sobre a conveniência de dar continuidade ou não às vendas de ativos, frente ao novo Plano Estratégico, que seria proposto pela Diretoria Executiva então recém-eleita.

Posteriormente, houve a publicação da Resolução CNPE 05/2023, que consolidou o fim das diretrizes relacionadas ao desinvestimento dos ativos, e a divulgação do PE 2024-2028+, que traz como um dos objetivos atuar de forma competitiva e segura, maximizando a captura de valor, pela adequação e aprimoramento do parque de refino e desenvolvimento de novos produtos. em direção a um mercado de baixo carbono. Assim, fez-se necessário revisitar os termos do TCC, a fim de adequá-lo à nova realidade do mercado e do ambiente regulatório.

1. novas obrigações, de natureza comportamental, desenhadas de forma a proporcionar ao CADE mecanismos de acompanhamento, em ambiente controlado, de dados relacionados à atuação comercial da Petrobras no mercado de derivados e de petróleo (óleo cru), em território nacional, que permitam a verificação do caráter não discriminatório dos preços praticados pela Petrobras;

2. divulgação pela Petrobras de diretrizes gerais comerciais não discriminatórias para entregas de petróleo por via marítima a qualquer refinaria independente, em território brasileiro;

3. oferta de Contratos Frame a qualquer refinaria independente, em território brasileiro, para entregas via marítima. Esse modelo de contrato estabelece as condições básicas para a negociação, carga a carga, de um volume de petróleo, sendo certo que a obrigação de compra e venda somente será assumida na hipótese de ambas as partes chegarem a um acordo de preço, garantindo o seu alinhamento às condições de mercado vigentes à época da conclusão de cada negócio. Esses contratos deverão prever, durante um período de 3 (três) dias úteis (“Período de Negociação”), a garantia de oferta de volume mínimo de petróleo mensal para entrega por via marítima por parte da Petrobras.

O aditivo é fruto de amplo debate entre as áreas técnicas da Petrobras e do CADE, e culminou no encerramento da obrigação de alienação dos ativos remanescentes, no âmbito do TCC, e no estabelecimento de novos compromissos:

O prazo de vigência das obrigações pactuadas no Aditivo ao TCC Refino é de três anos, podendo ser prorrogáveis por igual período, a critério do CADE. As novas obrigações pactuadas contemplam também as investigações instauradas após a celebração do TCC, e preservam o objetivo de manutenção da competitividade no mercado de refino e expansão de agentes independentes, em um momento de transição na configuração do sistema de refino brasileiro.

Isto posto, a Diretoria Executiva da Petrobras retirou da sua carteira de desinvestimentos os seguintes ativos: REPAR, RNEST, REGAP, REFAP, LUBNOR.

@André Motta de Souza / Agência Petrobras

Petrobras aposta em cadeia de fornecedores para colocar

plataformas em produção

@Divulgação/Gustavo

Galbatto

Petrobras investirá R$ 20 milhões em pesquisas sobre hidrogênio

natural

A Petrobras vai precisar de uma cadeia de fornecedores ampla e qualificada, para atender à demanda por novos sistemas de produção para os próximos anos. De 2024 a 2028, a companhia vai colocar em operação 14 plataformas flutuantes de produção de petróleo, o que representa um terço das encomendas de FPSOs em todo o mundo, nesse período. Há também grande demanda por sistemas submarinos que serão ligados a essas unidades.

“Com o tamanho do nosso portfólio, precisamos capturar todo o mercado. Vamos precisar de mais pessoas, mais materiais, mais recursos”, disse Carlos Travassos, diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, na Offshore Technology Conference (OTC), em Houston.

Para atender a essa demanda, os fornecedores terão de estar aptos para oferecer e implantar soluções relacionadas às metas de descarbonização da Petrobras. “Não há espaço para projetos que não prevejam redução de emissões”, garantiu Travassos. Segundo ele, a Petrobras já reduziu em 53% a intensidade de emissões das atividades de exploração e produção de 2009 a 2023.

Das 14 novas unidades mencionadas pelo diretor, dez já estão contratadas. Estão em processo de contratação, os FPSOs para Albacora e Barracuda, ambas na Bacia de Campos; e duas unidades para o projeto Sergipe-Alagoas (SEAP).

Travassos lembrou, ainda, que a tarefa de colocar 14 unidades em produção em cinco anos não é novidade para a Petrobras. “Já fizemos isso antes”, disse, ao lembrar que, de 2019 a 2023, a Petrobras colocou em produção 12 FPSOs, aumentando a capacidade instalada de produção em 1 milhão e 700 mil barris de óleo por dia. O incremento representou 50% de toda a capacidade de produção acrescentada no mundo no período.

Travassos também apresentou as iniciativas da Petrobras em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I), durante evento promovido pela Câmara de Comércio Brasil-Texas (BRATECC), paralelamente à OTC. O diretor mencionou investimentos de US$ 3,6 bilhões de PD&I, até 2028, conforme previsto no Plano Estratégico da companhia para o período.

Segundo Travassos, a Petrobras foi a terceira empresa de óleo e gás do mundo que mais investiu em pesquisa e inovação em 2023, com US$ 726 milhões investidos. Para 2024, a previsão é de mais de US$ 1 bilhão em recursos.

A Petrobras investirá R$ 20 milhões em pesquisas sobre os processos de geração e viabilidade de extração do hidrogênio natural no Brasil. Também conhecido como hidrogênio geológico, por ser produzido no interior do planeta por meio de diferentes processos, o hidrogênio natural é considerado um potencial recurso de energia renovável, cuja utilização não gera gases de efeito estufa.

O trabalho de pesquisa ocorre desde outubro de 2023, inicialmente no estado da Bahia, com previsão de ser realizado em outros estados do país, e segue as diretrizes do Plano Estratégico 2024-2028+.

A Petrobras vem capacitando o seu corpo técnico para um melhor entendimento sobre o tema desde 2022, promovendo ações com a comunidade científica, a exemplo do primeiro Workshop de Hidrogênio Natural, realizado em nosso Centro de Pesquisa (Cenpes), em março deste ano, reunindo estudiosos do Brasil e do exterior. A realização das pesquisas e o teste de ferramentas para prospecção do hidrogênio natural envolvem parcerias com instituições e empresas, nacionais e internacionais.

“ O hidrogênio é uma das alternativas mais promissoras para se atingirem as metas de descarbonização. A Petrobras está, conforme previsto em seu Planejamento Estratégico, estudando a cadeia de valor do hidrogênio com estudos de projetos, parcerias estratégicas com foco no mercado de produtos e atividades de pesquisa e desenvolvimento. Os estudos em pesquisas referentes ao hidrogênio natural nos colocam na vanguarda na análise do potencial desta fonte no Brasil ”, declarou o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos José do Nascimento Travassos.

Os investimentos da Petrobras em pesquisa e desenvolvimento, previstos até 2028 para a economia de baixo carbono, devem somar US$ 0,7 bilhão, subindo, de 15% do total de investimentos em P&D da Petrobras em 2024, para 30%, ao final do período.

@André Motta de Souza / Agência Petrobras

Petrobras reduz emissões absolutas operacionais em 41%

A Petrobras reduziu em 41% suas emissões absolutas operacionais de gases de efeito estufa (GEE), entre 2015 e 2023, atingindo emissões absolutas de 46 milhões de toneladas de GEE, em 2023, resultado inferior ao de 2022 (48 milhões de toneladas de GEE). Também houve redução de emissões absolutas de metano no upstream, de cerca de 68%, tendo por base o ano 2015: de 150 mil toneladas de metano (tCH4), para 48 mil tCH4, em 2023.

O desempenho em intensidade de emissões em 2023 ratifica os melhores resultados históricos nas atividades de upstream e downstream. A intensidade de emissão por barril produzido caiu mais do que a metade, desde 2009, atingindo 14,2kgCO2e/boe, ou seja, pouco mais de catorze quilos de gás carbônico para cada barril equivalente. Nas atividades de refino, a Petrobras atingiu 14% de redução na intensidade de emissões, de 2015 a 2023. Esses são alguns dos resultados divulgados no Caderno do Clima da Petrobras, que consolida o empenho da empresa em reduzir as emissões, bem como destaca os novos movimentos do PE 2024-28+ na aceleração dos investimentos em transição energética.

Para sustentar os compromissos e reforçar o posicionamento em baixo carbono, nosso PE 2024-28+ prevê CAPEX de US$ 11,5 bilhões para as ações no tema, mais do que o dobro do investimento previsto no Plano Estratégico anterior. Deste montante, foram destinados US$ 5,5 bilhões para energias de baixo carbono, que não estavam previstas no Plano anterior, como eólica, solar, fotovoltaica, hidrogênio, CCUS e Corporate Venture Capital (CVC). Também foram ampliados os investimentos planejados em descarbonização das operações (Escopos 1 e 2), biorrefino e PD&I para novas competências em baixo carbono.

A Petrobras está comprometida com o investimento em pesquisa, desenvolvimento e inovação em baixo carbono. O desenvolvimento de soluções de baixo carbono conta com alocação de 15% do orçamento total de PD&I em 2024, chegando a 30% em 2028.As principais iniciativas estão relacionadas à eficiência energética, CCUS, separação submarina de CO2, mitigação das emissões de metano, produtos de baixo carbono, hidrogênio de baixo carbono e geração eólica e solar.

“O desafio de atingir a neutralidade das emissões opera-

cionais envolve a necessidade de viabilizar técnica e financeiramente as tecnologias que suportarão este compromisso. Para superar tal desafio, o Programa Carbono Neutro foi estruturado com o objetivo de fortalecer a nossa atuação em baixo carbono, assim como, acelerar e reduzir custos das soluções para descarbonização, trazendo maior competitividade para a Companhia. O Programa é o instrumento transversal que busca a visão corporativa integrada de nossas iniciativas, desenvolvidas por diferentes áreas de negócios”, explica o diretor de Transição Energética e sustentabilidade, Maurício Tolmasquim.

O Programa Carbono Neutro conta com um Fundo de Descarbonização voltado a acelerar a descarbonização das operações (Escopos 1 e 2), visando ao atendimento aos compromissos climáticos e ambição net zero. Em 2022, a Petrobras aprovou a primeira carteira de projetos para uso do Fundo de Descarbonização, com iniciativas nos segmentos de Exploração e Produção (E&P), Refino, Gás e Energia (RGN) e logística. A companhia revisou o orçamento deste Fundo, de US$ 600 milhões, para US$1 bilhão, no período 2024-28.

A empresa avançou nos compromissos relacionados às mudanças climáticas: aumentou a meta de redução das emissões de metano no segmento upstream em 2025, de 0,29 tCH4/mil tHC, para 0,25 tCH4/mil tHC, e ampliou o compromisso até 2030, com a meta de 0,20 tCH4/mil tHC.

Além da manutenção da ambição net zero das operações em 2050, foram apresentadas duas novas ambições: a manutenção dos patamares atuais de emissões absolutas operacionais de 2022 no período do quinquênio do PE 2024-28+, mesmo com o aumento de produção previsto para os próximos anos, com a entrada em operação de catorze plataformas do tipo FPSOs; e atingir o methane near zero, em 2030.

@Patrícia Santos / Agência Petrobras

Petrobras é a primeira entre as grandes do setor a substituir mergulho por operações com robôs

A Petrobras se tornou na primeira entre as majors do setor a substituir, em definitivo, o mergulho em altas profundidades por robôs submarinos. A mudança permitiu reduzir riscos às pessoas, e aumentar a segurança, ao substituir o mergulho saturado, realizado por mergulhadores em profundidades maiores que 50 metros, por operações 100% diverless, que utilizam apenas robôs submarinos.

Para se ter uma ideia, no passado, a Petrobras já chegou a realizar, em média, 2 mil mergulhos saturados por ano. A solução 100% diverless é mais um caso de sucesso no uso de tecnologias para remover os trabalhadores de atividades complexas e de maior exposição ao risco. A nova solução tecnológica também aumentou a confiabilidade no acionamento das válvulas de segurança de plataformas, com a alteração do sistema de conexão para atuação com robôs e sem mergulho.

saturado e, após análises, foi aplicada a solução com uso de robôs submarinos. Em dezembro do ano passado, foram finalizadas as intervenções mais críticas da campanha, cujos cenários operacionais eram inéditos para operações diverless

A plataforma de Mexilhão tem grande relevância na oferta de gás, por ser responsável pelo escoamento de quase 20% do gás produzido no Brasil.

“Na Petrobras, buscamos as soluções e tecnologias mais modernas, para tornar a operação em cada vez mais segura. O uso de robôs, por exemplo, já vem sendo aplicado em situação de combate a incêndio, de manutenção em altura, entre outros. A partir deste compromisso, a empresa se tornou referência internacional em segurança das operações”, destaca o gerente executivo de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da Petrobras, Flaubert Machado.

A oportunidade de implementar o projeto 100% diverless surgiu durante as adequações nos circuitos de válvulas de segurança da plataforma de Mexilhão (PMXL-1), na Bacia de Santos, as chamadas ESDV (Emergency Shutdown Valve), ao longo de 2023. Originalmente, a troca dos umbilicais e as adequações nas conexões do sistema de controle das seis ESDVs da plataforma seriam feitos por meio de mergulho

“Esse foi um desafio superado graças à integração, perseverança e colaboração de pessoas da SUB, de Suprimentos, do CENPES, da UN-BS, e da equipe especializada em segurança em mergulho na Petrobras, que formaram um grande time e fornecedores capacitados. O mergulho diverless é mais um avanço da Petrobras, tanto na área tecnológica e de inovação, quanto no respeito à vida, um valor importante em nosso Plano Estratégico”, destacou o Gerente Executivo de Sistemas Submarinos da Petrobras, Suen Marcet

Somente na operação, foi gerada uma economia de US$ 10 milhões. Nos próximos quatro anos, a ampliação do uso dos robôs deve gerar uma economia de até US$ 400 milhões.

A companhia continuará contando com mergulhadores para as atividades até 50 metros de profundidade, e parte dos profissionais também está sendo migrado para atuação em frentes diverless, e treinados para operação de robôs submarinos.

O novo comando da Petrobras

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou (15/05) o encerramento antecipado do mandato de Jean Paul Prates como Presidente da Petrobras de forma negociada, com efeitos a partir dessa data; JPP apresentou sua renúncia ao cargo de membro do Conselho de Administração da Petrobras.

Em decorrência da vacância na Presidência da Companhia, o Presidente do Conselho de Administração nomeou, como presidente interina da companhia, a Diretora Executiva de Assuntos Corporativos Clarice Coppetti, com base no §4º do art. 27 de seu Estatuto Social, até a eleição e posse da nova Presidente, nos termos do art. 20 do Estatuto Social da Companhia.

Adicionalmente, o Conselho de Administração destituiu do cargo de Diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Sergio Caetano Leite, nessa data, e nomeou para a posição, de forma interina, o atual Gerente Executivo de Finanças, Carlos Alberto Rechelo Neto, até a eleição de novo Diretor pelo Conselho de Administração.

A Petrobras esclarece que a indicação de Magda Maria de Regina Chambriard para os cargos de Presidente da companhia e de membro do Conselho de Administração da Petrobras, dentro do processo de governança da companhia, passa pela análise das áreas de integridade e de recursos humanos da Petrobras para, em seguida, ser submetida à avaliação do Comitê de Pessoas (COPE) do Conselho de Administração, processo que em geral leva até 15 dias, mas que foi adiantado e Magda Chambriard tomou posse em ambos os cargos, no dia 24/05, e passou a integrar o Conselho imediatamente, não sendo necessária a convocação de Assembleia de Acionistas. Magda Chambriard é mestre em Engenharia Química pela COPPE/UFRJ (1989), e Engenheira Civil pela UFRJ (1979), e se especializou em engenharia de reservatórios e avaliação de formações, e posteriormente em produção de petróleo e gás, na hoje denominada Universidade Petrobras. Fez diversos cursos, além dos relativos à produção de óleo e gás, dentre os quais o de Desenvolvimento de Gestão em Engenharia de Produção, Negociação de Contratos de Exploração e Produção, Qualificação em Negociação na Indústria do Petróleo, Gerenciamento de Riscos, Contabilidade, Gestão, Liderança, desenvolvimento para Conselho de Administração. Iniciou sua carreira na Petrobras, em 1980, atuando sempre na área de produção, onde acumulou conhecimentos sobre todas as áreas em produção no Brasil. Foi cedida à ANP, para assumir assessoria da diretoria de Exploração e Produção em 2002, quando atuava como consultora de negócios de E&P, na área de Novos Negócios de E&P da Petrobras. Na ANP, logo após assumir a assessoria, assumiu também as superintendências de exploração e a de definição de blocos, com vistas a rodadas de licitação. Foi responsável pela implantação do Plano

Plurianual de Geologia e Geofísica da ANP, que resultou na coleta de dados essenciais para o sucesso das licitações em bacias sedimentares de novas fronteiras. Assumiu a Diretoria da ANP em 2008 e a Diretoria Geral, em 2012, tendo liderado a criação da Superintendência de Segurança e Meio Ambiente, Superintendência de Tecnologia da Informação, os trabalhos relativos aos estudos e elaboração dos contratos e editais, além dos estudos técnicos que culminaram na primeira licitação do Pré-Sal, além das licitações tradicionais sob regime de concessão. Foi responsável pelas áreas de Auditoria, Corregedoria, Procuradoria, Promoção de Licitações, Abastecimento, Fiscalização da Distribuição e Revenda de Combustíveis, Recursos Humanos, Administrativa-Financeira, Relações Governamentais, além das relativas a Exploração e Produção.

A presidente interina ocupa a cadeira de diretora de Assuntos Corporativos, responsável por áreas, como Recursos Humanos, Segurança, Meio Ambiente e Saúde, Tecnologia da Informação, entre outras. É graduada em Ciências Contábeis e em Ciências Econômicas. Além disso, é pós-graduada em Gestão Estratégica de Tecnologia da Informação, pela Fundação Getúlio Vargas (FGV).

Entre a década de 1990 e o começo dos anos 2000, a presidente interina da Petrobras teve passagem pela secretaria do Planejamento Municipal de Porto Alegre, e pela Companhia de Processamento de Dados do Estado do Rio Grande do Sul (PROCERGS), onde atuou na direção.

Em 2003, Coppetti passou para os quadros da Caixa Econômica Federal, onde ficou até 2011, com cargos de conselheira titular do Comitê de Auditoria, membro titular do Comitê de Risco, e presidente do Comitê de Tecnologia da Informação. Também foi conselheira titular do Conselho de Administração da Caixa Capitalização, e conselheira suplente do Conselho Fiscal do braço de consórcios do banco público.

O nome de Coppetti ganhou destaque em 2006, quando ocupava a vice-presidência de Tecnologia da Caixa; trabalhou na Norte Energia S/A, e na Autoridade Pública Olímpica.