Por conta das mudanças climáticas, o setor de petróleo está, há algum tempo, sob pressão de governos e ativistas, mas essa indústria – incluam-se aí as refinarias – não está de forma alguma condenada, e vem encontrando maneiras de prosperar em um mundo que cobra um preço por cada tonelada de carbono emitida. Essa reinvenção, contudo, requer muito investimento – segundo a IHS Markit/SPGlobal, só a indústria global de refino gastará pelo menos US$ 150 bilhões em esforços de descarbonização até 2030, para atender um mundo que deve continuar consumindo mais de 75 milhões de b/d de produtos refinados em 2050. Pode parecer que essas demandas – ambientais e energéticas – não fecham, mas a refinaria do futuro está sendo moldada hoje, em paralelo às fontes renováveis.
A importância do setor e desse movimento chamou a atenção até do World Economic Forum, que elegeu a refinaria de Yanbu, da Aramco, como um Global Lighthouse para as refinarias do mundo, pela atualização tecnológica que aumentou a eficiência e garantiu a sustentabilidade de um parque de mais de 40 anos. Guiadas ou não por esse Farol, refinarias no mundo inteiro estão incluindo insumos renováveis e tecnologias disruptivas, para garantir o combustível do futuro – inclua-se nessa lista a RefMat, da Acelen, e a Replan, da Petrobras, ambas concorrendo à melhor Refinaria da América Latina pela World Refining Association. Esta edição traz um pouco dos desafios comuns desse caminho.
Se os caminhos tecnológicos são comuns, não o são os que o mercado impõe, e que vêm gerando muitas controvérsias no Brasil: a incapacidade da Petrobras de atender o mercado nacional de combustíveis gerou a abertura do mercado de refino, sem regras claras, causando certa insegurança jurídica/regulatória – nesta edição, colocada pela Refina Brasil. E se a posição dos órgãos públicos hora é uma, hora outra, a nova presidente da Petrobras deixou claro que a companhia está nesse jogo para ganhar.
Muitos eventos movimentaram o setor de petróleo e gás, e a Petro & Química esteve informando o mercado diariamente pelas redes sociais, e semanalmente pela newsletter.
Boa leitura – aqui e lá.
O editor
Próxima Edição: Bacia de Campos
www.editoravalete.com.br
DIRETOR RESPONSÁVEL
Waldir Rodrigues Freire
DIRETORIA editoravalete@editoravalete.com.br
Colaboraram nesta edição, com informações e imagens, as assessorias de imprensa.
46 A Retomada do Refino no Brasil: Desafios e Oportunidades
Retrospectiva
58 Sergipe Oil & Gas
61 World Biogas Summit 2024
62 SP Offshore discutiu o desenvolvimento da Bacia de Santos
64 No Macaé Energy, debate sobre campos maduros e anúncio de exploração de poços do Pré-Sal na Bacia de Campos em 2025
67 HYDROGEN EXPO South America e CARBON CAPTURE EXPO South America movimentam mercado
Especial
69 Os ganhos de eficiência são suficientes para compensar a inflação de preços?
70 Nafta alternativa – tecnologias e mercado, status e perspectivas
72 Os motoristas de veículos elétricos preferem dirigir por mais tempo para evitar experiências ruins de carregamento
50 Por que as válvulas de controle são negligenciadas?
51 'Impacto dos Desafios Climáticos no Complexo Energético
53 Posicionadores de Válvulas e sua importância nos processos em refinarias
56 Desafios e Oportunidades na Jornada de Descarbonização da Produção de Óleo e Gás no Brasil
Jornal
6 Nordeste registra recordes de geração eólica
6 Brasil continua a liderar o mercado de fusões e aquisições latino-americano
8 Carbon Footprint Alliance quer impulsionar o desenvolvimento sustentável na área de energia e produtos químicos
10 Emirates Biotech inicia operações e recebe novo acionista
11 Ministro da Indústria e Recursos Minerais da Arábia Saudita debate oportunidades de investimento com Vale e Petrobras
12 Wilson Sons implementa novo sistema de automação de cais no Tecon Rio Grande
13 Semil reestrutura comissão que previne acidentes com cargas perigosas no transporte rodoviário
16 Comitê Gestor do Programa Nacional de Hidrogênio (Coges-PNH2) elabora propostas para regulamentar Lei do Hidrogênio
17 Geóloga recebe medalha da Sociedade Brasileira de Geologia
Petróleo & Gás
82 EPE publica Nota Técnica Norueguesa sobre Regulação de Gás Natural e sua Aplicação no Brasil
83 PPSA comercializa 37,5 milhões de barris de petróleo a um valor estimado em R$ 17 bilhões
84 “Mapa Estratégico do Hidrogênio para o Rio de Janeiro”
85 Estudo da ANP mostra que preço do gás para consumidor sobe mais do que para distribuição e revenda
86 Parque das Conchas completa 15 anos
87 Transpetro conclui maior construção de duto terrestre da última década no Brasil
88 FUP trabalha para retomada de refinarias
89 ANP lança Painel Dinâmico de Poços na Fase de Produção
90 US$ 500 bilhões (termos de 2023) no desenvolvimento global de ativos de petróleo e gás é suficiente para atender ao pico de demanda na década de 2030
91 PARCER prejudica terceirizados mais uma vez no GASLUB
91 ANP aprova nova resolução sobre gás natural comprimido (GNC) a granel
Seções
06 Jornal
18 Empresas & Negócios
107 Produtos e Serviços
Nordeste registra recordes de geração eólica
Os últimos dias de julho e os primeiros dias de agosto foram marcados por novos recordes na produção de energia eólica no país, de acordo com o ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico – as marcas foram obtidas na geração instantânea, registrada em um determinado momento do dia.
No dia 23 de julho, às 21h09min, a geração eólica instantânea atingiu 19.028 MW, volume correspondente a 152,8% da demanda elétrica do Nordeste, naquele minuto. Nove dias depois, em 1º de agosto, às 5h48, a eletricidade produzida pelos ventos chegou a 19.083 MW, equivalente a 180,4% da demanda nordestina, volume suficiente para abastecer todo o Nordeste e atender à demanda dos estados do Rio de Janeiro e de Goiás.
O último recorde da região foi há quase um ano, em 14 de agosto de 2023, às 22h56min, quando as usinas eólicas da
Brasil continua a
região geraram 18.725 MW, o que correspondeu a 149,9% da demanda do NE naquele momento.
O período entre julho e setembro é conhecido como temporada dos ventos no Nordeste, aumentando as chances de recordes, segundo o ONS.
liderar o mercado de fusões e aquisições latino-americano
A Aon plc divulgou o mais recente relatório, feito em conjunto com a TTR Data, em que o Brasil lidera o ranking de países mais ativos da América Latina, em fusões e aquisições (M&A), durante o primeiro semestre de 2024. No país, foram registradas 747 transações nos primeiros seis meses de 2024, uma queda de 27%, em relação ao mesmo período de 2023. Para as 365 transações que tiveram seu valor revelado, o capital mobilizado foi de aproximadamente US$ 20 bilhões, uma redução de 3%, comparado ao primeiro semestre do ano anterior.
“Apesar das atividades de M&A no Brasil registrarem queda neste semestre, uma análise mais detalhada das cifras revela duas tendências claras: a maioria das transações realizadas foram domésticas, permitindo que empresas menores ou concorrentes se desenvolvam em organizações maiores e aumentem sua rentabilidade, demonstrando uma busca clara por transações com maior qualidade, e riscos bem mapeados, através de investidores corporativos que conhecem o setor onde estão investindo. Por isso, o capital movimentado teve uma queda muito menor que o número de transações. Por outro lado, a maior transação no setor de energia do primeiro semestre ocorreu no Brasil, indicando que empresas estão buscando expandir seus negócios no país”, explicou Pedro Costa, líder de M&A e Transaction Solutions da Aon no Brasil.
região. Em segundo lugar, outra aquisição significativa foi a da AES Brasil Energia pela Auren Energia, avaliada em US$ 1,306 bilhões. Mas, as indústrias mais ativas no Brasil durante o período foram as de Internet, Software & Serviços de TI (159 negociações), Real Estate (73), Software Especializado para Indústrias (65), e Serviços Profissionais (47).
No cenário externo, os EUA registraram 77 negociações, que geraram um valor aproximado de US$ 2,200 bilhões; O Reino Unido segue com 18 transações, avaliadas em US$ 102 milhões; e Singapura, com 12 transações, que representaram US$ 202 milhões. No caminho inverso, o Brasil focou seus investimentos nos EUA e no México.
Com uma operação avaliada em US$ 1,493 bilhões, a empresa de exploração e produção de petróleo e gás Enauta Participações foi adquirida pela 3R Petroleum Óleo e Gás e Maha Energy, tornando-se a maior transação do semestre, na
A América Latina experimentou um declínio geral no mercado de transações, registrando um total de 1.242 fusões e aquisições no primeiro semestre de 2024, tanto anunciadas quanto concluídas, o que representa uma diminuição de 26%, em relação ao primeiro semestre de 2023, e um valor agregado de US$ 33,572 bilhões – queda de 16% na mesma comparação. Atrás do Brasil, no segundo lugar do relatório, ficou o México, com 162 transações realizadas – queda de 14% em relação ao mesmo período de 2023, e uma diminuição de 42% no valor movimentado (US$ 5,849 bilhões); o Chile subiu para o terceiro lugar do ranking, com 138 transações (ainda que com queda de 37%), e uma diminuição de 61% no capital movimentado (US$ 3,784 bilhões), enquanto a Colômbia desceu para a quarta posição, com 124 transações (queda de 8%), e uma diminuição de 10% no capital movimentado (US$ 2,263 bilhões).
@Divulgação MME
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Carbon Footprint Alliance quer impulsionar o desenvolvimento sustentável na área de energia e produtos químicos
A Energy and Chemical Industry Chain Carbon Footprint Alliance, estabelecida em conjunto por oito gigantes companhias de energia da China, incluindo a China National Petroleum Corp, a China National Offshore Oil Corp e a China Petroleum and Chemical Corp, tem como missão estabelecer um sistema inicial de gestão da pegada de carbono e padrões de contabilidade da pegada de carbono até 2027, capacitando os setores e a China a acelerarem o avanço em direção a um futuro com baixo carbono.
A aliança emitiu uma declaração de suas missões, comprometendo-se a criar uma plataforma aberta de qualidade, para compartilhar o conhecimento técnico e a cooperação. Os membros estão prontos para estabelecer um sistema de gestão de pegada de carbono dos produtos, e desenvolver padrões de contabilização de pegada de carbono para 20 produtos essenciais, até 2027, juntamente com uma base de dados localizada de fatores de pegada de carbono de produtos, promovendo um intercâmbio internacional e reconhecimento mútuo de normas, para fortalecer a governança climática global.
de carbono como sua maior prioridade, tendo mapeado um plano para implantar um sistema abrangente, projetado para calcular, avaliar e certificar pegadas de carbono de produtos essenciais, nos próximos anos.
Pegada de carbono é o total de emissões de gases com efeito estufa gerados direta ou indiretamente por um indivíduo, organização, produtos ou estado dentro de um período. Na vanguarda das ações climáticas globais, com sua inovação energética de ponta e sua meta ambiciosa para controlar a emissão de carbono, a China definiu a gestão de pegada
Ao destacar a estratégia sustentável da Sinopec e suas contribuições para as metas globais de desenvolvimento de baixo carbono nos últimos anos, Wan Tao, vice-gerente geral da Sinopec, observou que a empresa promove o desenvolvimento de combustíveis fósseis limpos, enquanto expande a utilização da energia renovável e a redução de carbono em processos de fabricação. Ele acrescentou que hoje, junto aos membros da aliança, a Sinopec visa a aumentar a colaboração, compartilhar informação e consolidar recursos, para estabelecer um sistema de gestão de pegada de carbono, conduzindo o setor em direção ao desenvolvimento sustentável e de baixo carbono. Desde 2015, a Sinopec lidera na contabilização da pegada de carbono de produtos dentro do setor, avaliando cerca de 100 produtos em 40 empresas. A Sinopec elaborou um plano para criar um sistema de gerenciamento de pegada de carbono para os seus produtos, focando em padrões de contabilização de pegada de carbono, criação de banco de dados, e gestão de cadeia de suprimentos. No momento, a empresa completou a construção de módulos de informação de pegada de carbono para seis empresas piloto, e visa a levar os módulos para todas as empresas.
Emirates Biotech inicia operações e recebe novo acionista
SS Royal Kit Emirates Investment e Global Biopolymers Industries uniram forças, para estabelecer um novo empreendimento para transformar a indústria de bioplásticos PLA. A Emirates Biotech vai liderar a produção e o marketing de biopolímeros PLA, no Oriente Médio, África e Índia, oferecendo uma solução sustentável e circular, para substituir os plásticos tradicionais baseados em combustíveis fósseis.
O xeque Suhail Ali Saeed Rashed Al-Maktoum e o Dr. Shadi Jabari, em nome da SS Royal Kit Emirates Investment, e o Sr. Theodorus Everwijn, em nome da Global Biopolymers Industries, assinaram o acordo de parceria. A Emirates Biotech, anteriormente conhecida como Gulf Biopolymers Industries, terá sua sede em Dubai, e está planejando construir uma unidade de produção de PLA nos Emirados Árabes Unidos.
de uma sociedade mais ecologicamente consciente para as gerações futuras, alinhando-nos com a visão dos Emirados Árabes Unidos, delineada na Agenda Verde 2030.”
O Shaikh Suhail Ali Saeed Rashed Al-Maktoum disse que “a participação na Emirates Biotech ressalta o compromisso inabalável em promover a sustentabilidade nos Emirados Árabes Unidos e além. Ao investir em bioplásticos PLA, estamos dando um passo proativo, em direção à construção
“Os biopolímeros PLA são uma das principais inovações para reduzir a pegada de carbono da sociedade, e combater a poluição global por plástico. Ao unir forças com a SS Royal Kit Emirates Investment, seremos capazes de acelerar essa transição, e reforçar a posição dos Emirados Árabes Unidos como um país líder, em direção a uma sociedade mais sustentável”, disse Theodorus Everwijn Marc Verbruggen foi nomeado CEO da Emirates Biotech. Ele tem mais de 10 anos de experiência na indústria de bioplásticos PLA, com expertise em transformar startups em provedores globais de soluções de polímeros de base biológica. “A transição para bioplásticos não é apenas uma escolha. Se alguém quer reduzir o impacto do plástico em aterros sanitários e oceanos, é uma necessidade”, disse o executivo.
A Emirates Biotech iniciará as operações comerciais no início de 2025, e pretende iniciar a construção de sua primeira planta de produção de PLA nos Emirados Árabes Unidos antes de 2026.
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Da esquerda para a direita: Dr. Shadi Jabari, Marc Verbruggen – CEO da Emirates Biotech, Shaikh Suhail Ali Saeed Rashed Al-Maktoum e Hasan Hadi Saad Khalaf na sede da Emirates Biotech em Dubai, Emirados Árabes Unidos.
Shaikh Suhail Ali Saeed Rashed Al-Maktoum e Theodorus Everwijn assinando o acordo de parceria
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Ministro da Indústria e Recursos Minerais da Arábia Saudita debate oportunidades de investimento com Vale e Petrobras
O Ministro da Indústria e Recursos Minerais da Arábia Saudita, Bandar AlKhorayef, se encontrou com Eduardo Bartolomeo, CEO da mineradora brasileira Vale, no Rio de Janeiro, para discutir oportunidades de investimento no setor de mineração saudita em empresas brasileiras, e também os planos de expansão de investidores brasileiros na Arábia Saudita. A reunião contou com a presença do Vice-Ministro da Indústria e Recursos Minerais para Assuntos de Mineração, Khalid AlMudaifer.
A discussão destacou os fortes laços entre os dois países no setor de mineração, incluindo a recente aquisição por parte da Arábia Saudita de uma participação de 10% na área de minerais básicos da Vale, por meio da Manara Metals, joint venture entre o Fundo de Investimento Público (PIF) do país e a Ma’aden, a maior empresa de mineração da Arábia Saudita, A reunião abordou a importância de empregar tecnologias modernas em projetos de mineração, para melhorar a eficiência da produção e a sustentabilidade, com o objetivo de alcançar a neutralidade de carbono nas próximas décadas. Eduardo Bartolomeo elogiou o progresso econômico da Arábia Saudita e os ambiciosos projetos de desenvolvimento do país, destacando o significativo apoio que a Vale recebeu ao investir lá, particularmente no projeto de pelotização de ferro em Ras AlKhair. Ele convidou a delegação saudita a visitar as minas da Vale em Carajás, para testemunhar as melhores práticas em mineração. Os extensos recursos de mineração e a expertise do Brasil fazem do país um parceiro-chave para a Arábia Saudita, dada a longa relação bilateral, que se estende por mais de 50 anos, especialmente nas áreas de energia e minerais. A Arábia Saudita está avançando no seu setor de mineração, com o objetivo de explorar seus recursos minerais, avaliados em aproximadamente 9,4 trilhões de riyais sauditas (a moeda do país), para impulsionar a economia nacional, e fortalecer o setor industrial. O país reconhece a necessidade de cooperação internacional para superar desafios na cadeia de suprimento mineral.
Para atrair investidores, a Arábia Saudita melhorou suas oportunidades de investimento, ao emendar a Lei de Investimento em Mineração, oferecendo incentivos, como co-financiamento de 75% para despesas de capital, isenção fiscal de cinco anos, e 100% de propriedade estrangeira. Em abril de 2024, o Ministério da Indústria e Recursos Minerais introduziu o Programa de Capacitação de Exploração (EEP), alocando US$ 182 milhões para mitigar riscos de investimento, e acelerar a exploração inovadora. Esses desenvolvimentos posicionam a Arábia Saudita como um jogador global de destaque na mineração.
O país fornece dados geológicos abrangentes e atualizados, por meio de uma plataforma digital, para apoiar as decisões dos investidores e garantir transparência. O recémestabelecido Programa Nacional de Minerais visa a melhorar a qualidade e eficiência das cadeias de suprimento mineral, e investir 120 bilhões de riyais sauditas nas indústrias minerais básicas e estratégicas.
A comitiva de autoridades da Arábia Saudita se encontrou também com Magda Chamberyard, CEO da Petrobras, para explorar oportunidades de cooperação nos setores de manufatura e petroquímica.
Essas reuniões fazem parte da visita do ministro de Indústria e Recursos Minerais, que esteve em uma turnê econômica pelo Brasil e Chile, de 22 a 30 de julho, com o objetivo de fortalecer as relações bilaterais, atrair investimentos e explorar oportunidades mútuas nos setores industrial e de mineração.
Da esquerda para direita: Khalid Al-Mudaifer , Bandar AlKhorayef, Eduardo Bartolomeo
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Wilson Sons implementa novo sistema de automação de cais no Tecon Rio Grande
A Wilson Sons, operador de logística portuária e marítima, investe R$ 9 milhões no Tecon Rio Grande, em uma nova tecnologia para operação de navios. Em julho deste ano, o terminal passa a contar com uma solução que utiliza IA (Inteligência Artificial) e tecnologia OCR – Optical Character Recognition (Reconhecimento Óptico de Símbolos) nas operações, semelhante ao já utilizado na operação gate, que foi implementado na operação de navios, no embarque e desembarque de contêineres.
O investimento ratifica a posição do Tecon Rio Grande como o terminal mais automatizado do Brasil, agora contando com os novos benefícios promovidos pela instalação da IA + OCR. Entre os ganhos, estão a identificação e registro automáticos de contêineres e caminhões internos (terminal tractors), deixando de ser necessária a entrada manual de dados, garantindo ainda mais acurácia dos dados, e aumentando a produtividade das operações.
Outra vantagem é o processamento de dados em tempo real, que promove uma maior precisão das informações, contribuindo para um ganho de produtividade na operação navio.
“A solução também captura de forma automática a presença do lacre, labels de carga perigosa, avarias e outras informações relevantes para o processo operacional”, destaca Marília Estima, gerente de sistemas do Tecon Rio Grande.
Para a implementação deste sistema, foi estabelecida uma estratégia de instalação por equipamento de cais (guindaste Super Post Panamax), com operação assistida pela equipe de Operações e Sistemas, atuando em eventuais discrepâncias, e evitando impactos nas operações do terminal. Este processo foi finalizado em 21 de julho, e a automação do cais está em pleno funcionamento.
“Buscamos sempre aperfeiçoar nossa produtividade de forma sustentável e perene. Este é um importante investimento, que proporciona eficiência e agilidade, alinhado com as demandas de nossos clientes”, destaca Giovanni Phonlor, diretor de operações do Tecon Rio Grande.
Paulo Bertinetti, diretor-presidente do Tecon Rio Grande, explica que a adoção de tecnologias como esta é fundamental no processo de consolidação do terminal como um hub operacional do Cone Sul. “No momento em que melhoramos processos e implementamos evo-
luções, avançamos cada vez mais para nos consolidarmos como uma referência na região, sendo a principal e mais qualificada alternativa portuária e logística do Cone Sul para o mundo todo”, observa.
A implantação do novo sistema faz parte de uma série de investimentos em tecnologia no Tecon Rio Grande, que recentemente inaugurou o Centro de Operação do Terminal, ação estratégica que cria uma célula de inteligência operacional para, a partir de análise de dados, promover planejamento operacional mais eficiente. A proposta é aumentar a eficiência e a atualização da área de operações, além de favorecer uma governança unificada de todos os sistemas, e promover maior produtividade, resultando em uma melhor entrega das operações de pátio e navio. Outra é a criação do Centro de Controle de Manutenção, ferramenta de monitoramento em tempo real dos ativos, utilizando tecnologias como Internet das Coisas, e aumentando a visibilidade de dados para a tomada de decisão.
O Tecon Rio Grande é a principal via de acesso do Rio Grande do Sul para o Brasil e o mundo, tornando-se, ao longo de seus 27 anos de operação, fundamental para o desenvolvimento econômico do Estado. Atualmente, conta com mais de 3 mil clientes, entre importadores e exportadores, e recebe as principais linhas que escalam o Brasil, oferecendo serviços semanais para todos os trades, a partir de 13 clientes armadores. Com localização estratégica, o Tecon Rio Grande tem a capacidade de operar 1,4 milhão de TEU, e receber embarcações New Panamax, com seus 900 m de cais, produtividade, uso de tecnologia e automação, posicionando o ativo como a melhor alternativa para transbordo do Cone Sul.
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Semil
reestrutura comissão que previne acidentes com cargas perigosas no transporte rodoviário
A Secretaria de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística (Semil) do Governo do Estado de São Paulo publicou, no Diário Oficial do Estado de SP (DOE), a Resolução 63/2024, que reestrutura a Comissão de Estudos e Prevenção de Acidentes no Transporte Rodoviário de Produtos Perigosos. O órgão tem como objetivo fornecer subsídios para políticas públicas, que visam à melhoria da segurança no transporte rodoviário de cargas consideradas perigosas. A partir da data desta publicação, a Comissão passa a ser coordenada pela Cetesb – Companhia Ambiental do Estado de São Paulo –, vinculada à Semil.
São itens perigosos, quaisquer produtos que tenham potencial para causar danos ou risco à saúde, segurança e meio ambiente. A lista inclui explosivos, gases inflamáveis e tóxicos, materiais radioativos, líquidos e sólidos inflamáveis e substâncias corrosivas.
O órgão ambiental é responsável pelos atendimentos de emergências químicas ocorridas no Estado de São Paulo. A reestruturação se deu após análises de que a Cetesb já executa, na prática, a função de coordenar, regular, orientar e realizar ações de prevenção, relacionadas ao transporte rodoviário de produtos perigosos no Estado de São Paulo.
A Comissão, por ter sua natureza técnico-científica, trabalhará no fornecimento de propostas práticas e objetivas, para formulação das políticas públicas do Estado, almejando a melhoria da segurança no transporte rodoviário de produtos perigosos. Os temas debatidos na Comissão vão, da segurança e operação viária, a questões normativas sobre os veículos e embalagens, simbologias, documentação, fiscalização e controle da atividade.
“Com a reestruturação
da Comissão, a Semil reafirma seu compromisso na redução das causas e consequências provocadas pelos acidentes com produtos perigosos no transporte rodoviário, trazendo mais segurança ao meio ambiente, aos usuários das rodovias e à população”, destaca o subsecretário de Logística e Transportes, Denis Gerage Amorim.
A Comissão contará com representantes dos setores público e privado, que compartilharão conhecimento teórico e experiência prática, para a análise das causas e consequências dos acidentes no transporte rodoviário de produtos perigosos; o mapeamento de trechos críticos e dos respectivos fatores que levaram a acidentes; a promoção e formulação de iniciativas para aumento da segurança, e melhorias na gestão de riscos e resposta aos acidentes.
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Levantamento realizado pela Cetesb mostra que a principal atividade causadora de acidentes é o transporte rodoviário de cargas perigosas. Segundo o Sistema de Informações sobre Emergências Químicas (SIEQ) da companhia, das 12.985 emergências registradas entre janeiro de 1978 a janeiro de 2024, o modal rodoviário desse tipo de transporte corresponde a 6.074 ocorrências, o equivalente a 47% do total.
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Comitê Gestor do Programa Nacional de Hidrogênio (Coges-PNH2) elabora propostas para regulamentar
Lei do Hidrogênio
O Coges-PNH2, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), iniciou as atividades para proposição do decreto regulamentar da Lei 14.948/2024, que cria o marco legal do hidrogênio de baixa emissão de carbono no Brasil – a 14ª Reunião do Coges-PNH2 contou com a participação do deputado federal Arnaldo Jardim, relator do projeto de lei no Congresso Nacional. A previsão é de que as reuniões do Coges-PNH2 aconteçam semanalmente até outubro, quando o MME irá consolidar as contribuições, e fechar o texto da proposta de decreto.
“A sanção do Projeto de Lei do Hidrogênio fortalece o país como protagonista global da transição energética justa e inclusiva. Hoje, temos um projeto histórico, que cria uma nova indústria para o Brasil, acendendo a chama que vai revolucionar a matriz energética do planeta. É desenvolvimento tecnológico e industrial na cadeia produtiva do hidrogênio nacional”, afirmou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, durante a sanção do PL do Hidrogênio.
O Projeto de Lei do Hidrogênio foi sancionado pelo presidente Lula na semana passada, ao lado do ministro Alexandre Silveira, em cerimônia realizada no Complexo do Porto do Pecém, no Ceará. A Lei traz uma série de iniciativas para desenvolver essa indústria no Brasil. Entre elas, está o Regime Especial de Incentivos para Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (Rehidro). Os incentivos terão validade de cinco anos, começando a partir de 1º de janeiro de 2025.
O projeto sancionado conta com contribuições resultantes das discussões realizadas pelo Comitê Gestor do Programa Nacional do Hidrogênio (Coges-PNH2), liderado pelo MME durante o segundo semestre de 2023, com ampla participação da sociedade. A definição do marco legal-regulatório para o hidrogênio era uma das prioridades do Plano Trienal 20232025 do Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2).
Para o secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento do MME, Thiago Barral, o Brasil tem trabalhado nos fundamentos para a regulamentação do Hidrogênio. “Graças a esse trabalho em equipe, com a participação de diferentes instituições, atuando em iniciativas na formação profissional, na tecnologia, em projetos piloto e no marco legal, é que esses fundamentos vão realmente valer. São os
@DivulgaçãoMME/Bruno Leite
@DivulgaçãoMME/ Ricardo Botelho
fundamentos que importam, eu acho que a gente está fazendo um esforço aqui para amadurecer o trabalho”, pontuou.
O deputado Arnaldo Jardim esteve presente na reunião a convite da SNTEP, e destacou que a regulamentação virá de forma coesa e célere. “Existe um grande amadurecimento da matéria”, comentou. Lembrou do Combustível do Futuro, que é outra matéria que tramita no Congresso Nacional. “Estamos tendo a oportunidade de transformar matérias em políticas públicas duradouras, que ajudarão no futuro, e fico feliz em poder contribuir”, acrescentou o parlamentar.
Durante a reunião, também houve apresentações e debate sobre as temáticas propostas pela Aneel – Agência Nacional de Energia Elétrica – sobre o Programa de Desenvolvimento e Inovação (PDI) Estratégico do Hidrogênio sobre o contexto do setor elétrico. E apresentação conjunta entre os Ministério de Ciência, Tecnologia e Inovação e da Fazenda, sobre o projeto Centro de Inovação em Hidrogênio, parceria com o Fraunhofer-Gesellschaft Institute.
Entre os destaques do marco legal, está o Sistema Brasileiro de Certificação de Hidrogênio (SBCH2), que estabelece a estrutura, a governança e as competências, além de certificação voluntária, por intensidade de emissões, com base em análise do ciclo de vida. A Lei também apresenta incentivos à pesquisa, desenvolvimento e inovação para produção de hidrogênio, e às diversas rotas de produção, de forma a estabelecer neutralidade tecnológica.
O marco legal também define a ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – como a reguladora de hidrogênio, e estabelece uma intensidade limite de 7kgCO2eq/KgH2 com teto, mantendo benefício ao uso de fontes de baixa emissão de carbono, como a eólica, a fotovoltaica e o etanol.
Atualmente, já foram anunciados 57 Gigawatts (GW) em projetos no país, considerando todos os níveis de maturidade. Essas iniciativas estão sendo estudadas em todo o Brasil, com destaque para os estados da Bahia, Ceará, Piauí, Pernambuco e Rio Grande do Norte. Os projetos de hidrogênio já protocolados no MME – que estão em estágios mais avançados – somam R$ 212 bilhões em investimentos, em sua maioria nos estados do Ceará e Piauí.
Geóloga recebe medalha da Sociedade Brasileira de Geologia
A pesquisadora em geociências e assessora da Diretoria de Geologia e Recursos Minerais (DGM) do Serviço Geológico do Brasil (SGB), a geóloga Lúcia Travassos da Rosa Costa, vai receber a medalha de ouro Pandiá Calógeras, concedida pela Sociedade Brasileira de Geologia, em reconhecimento à sua trajetória de contribuição para o desenvolvimento das ciências geológicas no país.
“ Recebo o reconhecimento da nossa Sociedade Brasileira de Geologia com grande alegria e com a consciência de que, embora a medalha seja nominal, ela representa uma conquista coletiva. Por isso, eu sinto uma imensa gratidão, e compartilho esta honraria com todos que estiveram comigo durante a minha trajetória profissional, especialmente os colegas do SGB .”
Lúcia Travassos é geóloga, formada pela Universidade Federal do Pará (UFPA), com doutorado em geotectônica e evolução crustal pela mesma instituição, em parceria com a Universidade de Ciências de Montpellier (França). Ingressou no SGB em 1996, onde atuou em diversos projetos geológicos na Amazônia.
Foi gerente de Geologia e Recursos Minerais da Superintendência Regional de Belém (2012-2017), e chefe do Departamento de Geologia (2017-2022), sendo responsável pela coordenação nacional de programas de mapeamento geológico e geologia regional, liderando equipes de pesquisadores de todas as unidades da empresa. Atualmente, é assessora da Diretoria de Geologia e Recursos Minerais. Tem atuado em diversas ações estratégicas do SGB, a exemplo da implantação da Plataforma do Mapeamento Geológico, do Programa de Residência em Ciências da Terra, e do Balanço Social da empresa.
Também presidiu o 45º Congresso Brasileiro de Geologia (2010) e o Núcleo Norte da Sociedade Brasileira de Geologia (2007-2009). Sua produção técnico-científica principal envolve, além de uma série de mapas e relatórios técnicos de projetos do SGB, artigos publicados em periódicos nacionais e internacionais, capítulos de livros, trabalhos publicados em eventos técnico-científicos nacionais e internacionais, e a organização de duas edições do livro “Contribuições à Geologia da Amazônia”.
Participa, como orientadora ou co-orientadora, de trabalhos de conclusão de cursos de graduação em geologia, e pesquisas de mestrado e doutorado no Programa de Pós-Graduação em Geologia e Geoquímica da UFPA. Tem atuado como revisora de artigos científicos submetidos a periódicos nacionais e internacionais, e como membro de bancas examinadoras de pesquisas em níveis de doutorado, mestrado e Trabalho de Conclusão
de Curso (TCC).
Ao longo de sua trajetória profissional, participou de dezenas de eventos técnico-científicos, apresentando trabalhos como convidada (palestrante, coordenadora de sessão temática, integrante de mesas-redondas e reuniões temáticas), incluindo a representação do SGB em eventos internacionais.
Em 2018, foi condecorada Personalidade do Ano pela Revista Brasil Mineral, em reconhecimento aos trabalhos realizados na Reserva Nacional do Cobre e Associados (RENCA).
Desde 1975, a Sociedade Brasileira de Geologia concede bianualmente a Medalha de Ouro Pandiá Calógeras a profissionais que tenham contribuído para o desenvolvimento do setor mineral brasileiro e das ciências geológicas, por meio de ações políticas, sociais ou administrativas.
A entrega da medalha ocorrerá durante a cerimônia de abertura do 51º Congresso Brasileiro de Geologia, que será realizado de 13 a 17 de outubro de 2024, em Belo Horizonte/MG.
Parceria para fornecer biblioteca de aplicativos industriais para a indústria em IA
A Radix, empresa global de soluções de tecnologia, anunciou uma parceria estratégica com a Cognite, globalmente reconhecida em dados e IA para a indústria. Esta parceria quer acelerar o uso de inteligência artificial (IA), para otimizar e contextualizar o gerenciamento de dados e o desempenho de ativos em indústrias de petróleo e gás, energia, petroquímica e manufatura.
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A parceria combina a plataforma líder de DataOps industrial da Cognite, Cognite Data Fusion, com a experiência da Radix em engenharia, tecnologia de dados, e software e operações, para permitir que os clientes analisem e extraiam informações críticas de seus dados de forma inteligente, impulsionando melhorias na eficiência operacional, otimização do tempo de atividade e redução de custos.
A Radix e a Cognite têm colaborado nos últimos anos, aproveitando os pontos fortes uma da outra, para fornecer soluções inovadoras para um dos nossos clientes mais estratégicos. A combinação da tecnologia inovadora da Cognite Data Fusion e da inteligência de engenharia da Radix ajudará a resolver o problema, de longa data do setor, de extrair informações importantes de grandes conjuntos de dados em sistemas não integrados. Ao utilizar a Inteligência Híbrida com IA para classificar dados de forma inteligente e mais refinada, as empresas isolarão rapidamente as áreas problemáticas, e trabalharão em soluções com cronogramas mais precisos e eficazes. Esta será uma tremenda vantagem em aplicativos de negócios, como otimização de energia, balanço de massa para contabilidade de produção e gerenciamento de estoque para materiais críticos. A Inteligência Híbrida também ajuda a acelerar o acesso a dados em vários sistemas independentes, facilitando a coordenação para análise e solução de problemas mais rápidas em operações industriais.
formações de pilhas de dados legadas, e combiná-las em um portal de fabricação integrado, que apresenta as informações de uma maneira muito mais acessível.
A Radix está entusiasmada em revelar um rico conjunto de aplicativos industriais, desenvolvidos com base no Cognite Data Fusion. Com profunda experiência em domínio e inteligência de engenharia, essas soluções de aplicativos industriais selecionadas aumentam a escalabilidade, a usabilidade e o valor geral para usuários e empresas. Algumas soluções serão apresentadas no Cognite Impact 2024, em Houston, Texas, incluindo uma visão operacional sobre insights acionáveis, monitoramento e controle de OEE, Insights preventivos para monitoramento e fluxos de trabalho, para melhorias de processos de campo e eficiência operacional.
“A Cognite foi fundada para resolver o problema de dados industriais e fornecer acesso simples a dados industriais complexos”, disse Laxmi Akkaraju, diretora de clientes da Cognite. “A Cognite Data Fusion libera dados isolados, e permite respostas confiáveis da Generative AI. Ao colocar a experiência da Radix em camadas sobre nossa plataforma, podemos identificar rapidamente as causas raiz dos problemas operacionais, e capacitar nossos clientes a resolver alguns de seus problemas de negócios mais complexos.”
“Nossa parceria com a Cognite mostrou que podemos reunir nossa expertise única para capacitar empresas com as ferramentas inteligentes híbridas de que precisam, para obter os dados que se tornam em informações valiosas e acionáveis”, disse Flavio Guimarães, chefe global de alianças e práticas da Radix. “Com o Cognite Data Fusion, ajudamos as empresas a otimizarem seus dados, permitindo assim impulsionar a tomada de decisões com insights em tempo real, e a avançar em reduções de custos de toda a organização.”
Um exemplo essencial do poder transformador da novidade é o trabalho feito com uma das maiores empresas de fabricação de produtos químicos. Ele destaca como, em parceria com a Radix Hybrid Intelligence, usando IA, se podem alavancar in-
“A Industrial Applications Library cria valor agregado à jornada de transformação digital, ajudando as empresas a atingirem excelência operacional ideal, e economias de custo significativas para nossos clientes”, acrescentou Trudi Hable, chefe de alianças estratégicas da América do Norte na Radix. “A experiência e a inteligência da Radix garantirão que as informações em tempo real sejam retransmitidas para a Cognite Data Fusion, de maneira eficiente, permitindo que os dados certos sejam levados às pessoas certas.”
A forte parceria está pronta para impulsionar a inovação e a sustentabilidade em toda a indústria. A Cognite e a Radix fazem parceria para fornecer as melhores soluções de tecnologia da categoria, que utilizam IA e inteligência genuína para a Cognite Data Fusion, para otimizar o desempenho operacional. A colaboração ajuda a promover a eficiência energética e a melhorar substancialmente os custos de serviços públicos não contabilizados anteriormente. Combinando inteligência híbrida no desempenho de ativos com inteligência industrial profunda, se acelera um futuro sustentável.
Reciclagem de bits reduz Pegada de Carbono
A Sandvik lançou um inovador programa de reciclagem de bits, que visa a reduzir significativamente a pegada de carbono da indústria de mineração. O programa, que se alinha com as metas ambiciosas de sustentabilidade da empresa, promete transformar resíduos em recursos valiosos, promovendo uma economia circular e um futuro mais sustentável. A Sandvik tem como objetivo alcançar emissão zero até 2050, e atingir 90% de circularidade dos resíduos até 2030. A reciclagem de bits de perfuração é um passo crucial nesse processo, já que a fabricação de ferramentas com tungstênio reciclado requer 70% menos energia, e emite 40% menos dióxido de carbono, em comparação com a produção a partir de matérias-primas virgens.
O programa de reciclagem da Sandvik é estratégico, contribuindo significativamente para a meta de circularidade da empresa. Ele apoia os clientes, em seus esforços de sustentabilidade, e garante o uso responsável de tungstênio, um mineral raro. As ferramentas recicladas da Sandvik performam tão bem quanto, ou até melhor, que as ferramentas originais, proporcionando benefícios claros de produtividade, eficiência e segurança.
Ana Simões , engenheira da Sandvik, destaca que o programa não só preserva recursos valiosos, mas também transforma os resíduos dos clientes em oportunidades. “A reciclagem de recursos escassos é uma forma essencial de preservar materiais valiosos. Vemos os resíduos dos nossos clientes como uma oportunidade. Nosso programa transforma esses resíduos em novas ferramentas de alta qualidade, com 70% menos energia necessária para sua fabricação, e pelo menos 40% menos emissões de CO 2 . Estamos comprometidos em fazer a diferença, avançando o mundo através da engenharia ”, diz.
A Sandvik investe significativamente em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), garantindo que suas ferramentas de perfuração de rochas sejam de altíssima qualidade. Marcelo Rese , gerente de Rock Tools para o Brasil, afirma que “este programa é muito estratégico para a Sandvik, e vai ao encontro dos nossos valores e do momento atual, onde ESG (Environmental, Social, and Governance) está em foco. A reciclagem de bits não só apoia nossos clientes em suas iniciativas de sustentabilidade, mas também fortalece nossa posição como parceiros responsáveis e inovadores na indústria. Nosso compromisso é oferecer ferramentas premium que proporcionam alta produtividade e eficiência, com um impacto ambiental significativamente reduzido.” O Programa traz como benefícios um desempenho Superior, a redução da Pegada de Carbono, a circularidade e Sustentabilidade – a meta da Sandvik é reciclar 90% de todas as ferramentas de perfuração até 2025, promovendo uma economia circular, que prioriza insumos mais duráveis, recicláveis e renováveis.
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Siemens Energy conquista contrato para projeto de hidrogênio de larga-escala
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A Siemens Energy foi contemplada pela empresa alemã de serviços públicos EWE, com um contrato para o fornecimento de um sistema de eletrólise de 280 megawatts. A planta, localizada na cidade alemã de Emden, está prevista para entrar em operação em 2027, e fornecerá até 26.000 toneladas de hidrogênio verde por ano, para diversas aplicações industriais na região. Na substituição de combustíveis fósseis, essa produção de hidrogênio verde pode evitar o equivalente a cerca de 800.000 toneladas de CO2 por ano, na indústria siderúrgica, por exemplo.
A planta de eletrólise faz parte de um grande projeto de hidrogênio da EWE, denominado “Clean Hydrogen Coastline” (“Costa do Hidrogênio Limpo”), que consiste em quatro subprojetos. O eletrolisador representa o núcleo da planta de produção de hidrogênio em Emden, que, incluindo outros componentes necessários, como compressores e sistemas de resfriamento, possui um consumo médio de energia de 320 megawatts, ao longo de toda a sua vida útil. Para além do fornecimento do eletrolisador, a EWE e a Siemens Energy firmaram um contrato de serviço de dez anos.
O governo alemão e a Comissão Europeia classificaram o projeto como uma medida de financiamento estratégica, considerada dentro do contexto IPCEI (Projeto Importante de Interesse Comum Europeu). A decisão de financiamento para este projeto foi entregue à EWE no Ministério Federal de Economia e Proteção Climática. Com a assinatura do contrato, a EWE e a Siemens Energy deram início imediato à implementação.
“Este projeto é um elemento importante na construção da indústria de hidrogênio verde na Alemanha”, diz Anne-Laure de Chammard, Membro do Conselho Executivo da Siemens Energy. “Com os compromissos de financiamento há muito esperados, o governo alemão colocou a peça final do quebra-cabeça para viabilizar projetos es-
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trategicamente importantes, como este em larga escala. A conclusão imediata do contrato com a EWE demonstra que a indústria está pronta para implementar esses projetos rapidamente.”
A EWE atua ao longo de toda a cadeia de valor com seus projetos de hidrogênio, desde a produção até o transporte e armazenamento. Nossa escolha de localização, no noroeste da Alemanha, e a decisão de trabalhar com a Siemens Energy significam que estamos focando, tanto na criação de valor regional, quanto nacional”, diz Stefan Dohler, CEO da EWE. Em um processo de seleção que durou doze meses, a EWE examinou minuciosamente dez fabricantes de eletrolisadores, em todo o mundo. “Estou muito satisfeito que também estejamos trabalhando com a Siemens Energy no setor de hidrogênio, pois, a empresa já é uma parceira de longa data da EWE em todos os aspectos de nossa infraestrutura energética”, diz o executivo.
O eletrolisador da Siemens Energy é baseado na tecnologia PEM (“membrana de troca de prótons”, na tradução da sigla para o português), que utiliza eletricidade para dividir a água em seus componentes, hidrogênio e oxigênio, ao longo da membrana de troca de prótons. Esta tecnologia é particularmente adequada para operações com energia renovável, devido aos tempos de aumento de carga muito flexíveis neste tipo de geração. Os módulos – o coração dos eletrolisadores – são fabricados no novo site de produção da Siemens Energy, inaugurado em novembro de 2023, em Berlim.
Eletrolisadores
Membrana ultrafina para eletrolisadores
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Coopergemas realiza fragmentação de rocha sem explosivos
O Rompex e a Cooperativa de Mineração dos Garimpeiros de Monte Santo (Coopergemas) firmaram parceria, para melhorar o processo de extração de esmeraldas, em mina localizada a 97km de Palmas, no Tocantins. Legalizada em 2023, junto à ANM – Agência Nacional de Mineração –, a cooperativa, que já comunicou à entidade sobre o início de algumas de suas atividades, quer investir na profissionalização da operação. Para isso, aposta no Rompex para facilitar, tornar mais seguro e eficiente o desmonte de rochas e a extração das gemas.
Antes da parceria com o Rompex, a mineração das pedras de esmeralda era feita com o uso de dinamites, um processo com mais riscos de acidentes. “Entendemos que, dentre as soluções disponíveis no mercado, o Rompex seria a melhor escolha, devido à facilidade de uso, e por não precisar de licenças complexas, como a nossa opção anterior. Um outro ponto determinante foi a desburocratização da compra, transporte e armazenamento, o que tornou nosso dia-a-dia mais seguro, e nossa operação mais ágil”, afirma Esdras de Jesus Cardozo, prestador de serviços da Coopergemas.
Renato Rodrigues, diretor do Rompex, diz que a implementação do produto foi um sucesso e, com o treinamento oferecido pela empresa, o conhecimento pode ser multiplicado, conforme a Coopergemas for crescendo. “Por ser um sólido químico de baixa velocidade, observamos que o Rompex sanou diversos gargalos da cooperativa, como o alto ruído das fragmentações, facilitando a extração das gemas. Estamos felizes em ver que nosso produto representa um marco na atividade da empresa”, ressaltou.
Conheça as soluções Fluke para a sua Indústria
Uma demanda comum às empresas de mineração, o desmonte de rochas pode ser um problema para comunidades do entorno das operações. De acordo com um estudo publicado pelo Repositório Institucional Unesp, os principais impactos decorrentes da operação com explosivos estão associados à dissipação da fração de energia liberada pelo explosivo na detonação, que não é transformada em trabalho útil. Tal fração de energia dissipa-se, em sua maior parte, através do maciço circundante, sob a forma de vibrações, e na atmosfera, sob a forma de ruído e sobrepressão atmosférica. Além da geração de gases tóxicos, o ultralançamento de fragmentos é o que representa maior perigo direto, face à possibilidade de ocasionar acidentes com vítimas.
“Diferente de uma dinamite, o Rompex promove um processo de desmonte controlado, com baixo ruído e baixa vibração. Além disso, não oferece risco algum ao meio ambiente, pois, os gases liberados pelo acionamento das cápsulas não podem contaminar o solo ou o ar. Suas cápsulas também são feitas de materiais recicláveis e biodegradáveis, reduzindo, ainda mais, os impactos na geração de resíduos”, finaliza Renato Rodrigues.
Saiba mais
Revestimento antitérmico premiado
Ismael Mendes, fundador e CEO da QNQ Neoindustria com sede no Pecém- Ceará, lançou recentemente um produto de tecnologia inovador, trata-se de um revestimento antitérmico para aplicações fotovoltaicas, adequado para usinas solares de pequeno, médio e grande porte. TOPSUN fornece uma superfície antiaderente, repelente à água e Termo Repelente, gerando assim a reflexão de calor, que pode retardar a degradação do painel.
Uma vez aplicado em painéis fotovoltaicos, o TOPSUN pode reduzir as necessidades de água de limpeza em até 90%, pois o produto propõe a redução de temperatura da superfície do módulo em 5°C, em média, e até 8°C na capacidade máxima. Usado como agente de limpeza, TOPSUN deixa uma película protetora, que não apenas reduz o acúmulo de sujeira, mas também bloqueia a luz UVB e IR, permitindo a passagem de UVA, retardando potencialmente a queda de tensão nos módulos fotovoltaicos, protegendo também os componentes plásticos dos painéis contra a deterioração causada pela utilização de produtos de limpeza inadequados.
A tecnologia inovadora compreende 2 produtos: TOPSUN I, agente de limpeza e preparação de Pre-Film, que forma uma superfície adequada para receber TOPSUN II. Essa preparação dura 14 dias. TOPSUN II é aplicado posteriormente para formar uma película protetora, que proporciona efeitos antitérmicos por até 90 dias.
O produto é fabricado com matéria-prima de origem nacional, e sua formulação incorpora insumos provenientes de processos de reciclagem química. Os ingredientes ativos são processados durante a fabricação em nanocristais, nanofios e micro cristais, possuem propriedades químicas inorgânicas inertes e não inflamáveis, sem compostos orgânicos voláteis ou hidrocarbonetos anafiláticos de petróleo, e não oxidante. Pode ser aplicado manualmente, semi-robótica e roboticamente.
Em um artigo apresentado por Gabriel Caminha de Araújo Costa, no XIX CIGRE Ibero-americano Regional Meeting 2023, no Brasil, intitulado “Análise Comparativa de Eficiência em Limpeza Nano tecnológica de Painéis Fotovoltaicos”, o desempenho do revestimento do produto foi examinado e é descrito como um filme antitérmico, que necessita em média de 20 ml de fluido por 2 m² de painel fotovoltaico, para casos de baixa deposição de partículas, e até 50 ml para casos de sujidade intensa. Segundo o artigo, as propriedades antitérmicas do TOPSUN duram 90 dias, com o efeito de redução da temperatura ocorrendo entre 4°C e 5°C em média, enquanto as propriedades antiaderentes duram de 40 a 60 dias, sendo que a adição de outras propriedades hidrofóbicas deve ser considerada pelo fabricante.
A TOPSUN recebeu um prêmio internacional em 2023, em Dubai, por reduzir drasticamente os requisitos de consumo de água nos processos de limpeza de
módulos fotovoltaicos: “O Melhor Produto de Sustentabilidade do Ano 2023 Top Sun - QNQ Neo Industria”.
Os produtos estão disponíveis diretamente na QNQ Neoindustria. A empresa é uma spin-off do Nutec (Centro de Tecnologia e Qualidade Industrial do Ceará), hub de startups localizado no Nordeste do Brasil, no Estado do Ceará, está atualmente tomando providências para obter a certificação da norma europeia EN 61215 para seus produtos no Instituto Fraunhofer. A startup foi incubada em 2017, e graduada em 2019, pelo Instituto de Ciência e Tecnologia do Ceará.
O refino tem futuro, O refino tem futuro, e é sustentável e
Pesquisadores da McKinsey, elaboraram, em junho de 2023, o artigo Conversão de refinarias para combustíveis renováveis para ajudar a pensar sobre a pressão que as refinarias no mundo inteiro vem sofrendo por conta das condições de mercado, regulações ambientais cada vez mais rigorosas, custos mais altos e a necessidade de capital.
O crescimento do setor de combustíveis renováveis vem pressionando a indústria do petróleo a pensar na conversão de suas refinarias existentes para agregar desde já os biocombustíveis, o diesel renovável (RD), o combustível de aviação sustentável (SAF), e mesmo o hidrogênio. Modificar seus processos de hidrotratamento e separação é, frequentemente mais rápido e econômico do que construir instalações greenfield para produzir os renováveis, mas esses projetos são complexos, desafiadores e atraentes para poucas refinarias.
O setor de refino sabe que eliminar gargalos ou aumentar capacidade pode ser mais econômico do que construir novas instalações. Porém, tamanho e escala das refinarias são importantes para determinar o que é viável: refinarias maiores têm vantagem de escala; refinarias pequenas e médias não têm economias de escala e capacidade para atualizar, tornando-as mais caras para operar e menos competitivas. A proximidade da matéria-prima é – como no refino de petróleo – fator importante , a lucratividade da produção
dos combustíveis sustentáveis depende em grande parte da localização da planta em relação à matéria-prima.
Algumas refinarias começam a considerar opções de conversão para produção de combustíveis renováveis – unidade única e completa, coprocessamento e colocation de novas instalações...
O grande impulsionador para conversão acaba sendo não o mercado, mas políticas governamentais. Mudanças
de leis e regulação são fundamentais, porém, sem programas e políticas econômicos, a produção das renováveis provavelmente não seria imediatamente lucrativa.
Podemos tentar fechar o ciclo de carbono, eletrificando os processos de refino, e mudando as matérias-primas que entram nas refinarias. Refinarias completamente livre de fósseis, entregando os produtos necessários após 2050 (menos combustíveis, mais químicos), poderiam ser desenvolvidas e já existem vários estudos sobre o assunto. Um deles, levado a cabo por pesquisadores do Grupo de Química Inorgânica e Catálise, Departamento de Química, Faculdade de Ciências, da Universidade de Utrecht, sugere diferentes insumos: a refinaria prevista para 2050, comparada com a refinaria de 2020, mostra que o fluxo de entrada de carbono muda de petróleo em 2020 para CO2 e resíduos agrícolas e municipais, incluindo biomassa e plásticos, em 2050; a saída muda de, principalmente, combustíveis de transporte com gasolina como principal em 2020, para uma mistura de 50%/50% de combustíveis (limitada a diesel e combustível de aviação) e produtos químicos e outros. Já o tamanho médio dessa refinaria proposta para 2050 é menor do que os das refinarias atuais. Com o hidrogênio incluído no cenário.
Quando se pensa que as refinarias sustentáveis devem ser menores, não podemos deixar de citar que a EPE – Empresas de Pesquisas Energéticas – elaborou, em 2019, uma nota técnica sobre Refinarias de Pequeno Porte, frisando que “houve aumento do déficit de derivados, com exceção ao óleo combustível, resultado na elevação do consumo não ter sido acompanhada de ampliação do parque de refino de mesma intensidade.(...) Os preços de petróleo e seus derivados estão sujeitos a variações, frente aos cenários nacional e internacional, e seguem as premissas definidas nas projeções da EPE. Há ainda a incerteza regulatória, tanto em relação à evolução das especificações de derivados, quanto à estrutura de agentes da cadeia de petróleo, que podem vir a sofrer modificações no horizonte deste estudo. A estrutura de comercialização e a dinâmica de mercado também interferem enormemente no desempenho do empreendimento, na medida que a refinaria de pequeno porte se comporta como
entrante em um mercado já estabelecido e com um agente dominante”. As mesmas preocupações e desafios elencados aqui se impõem à viabilidade econômica de refinarias de pequeno porte nos diversos estados.
“
a próxima década separará os vencedores dos perdedores no negócio de refino. Os vencedores serão aqueles que conseguirem permanecer lucrativos diante dos ventos contrários da indústria ...
Porque o negócio de refino continuará vital por algum tempo. Mas as condições atuais não durarão para sempre. Aceitar essa realidade — e fazer as mudanças necessárias mais cedo ou mais tarde — será a chave para a sobrevivência”.
BCG
Em termos de custo, os pesquisadores holandeses calculam que levar as refinarias de petróleo tradicionais a serem compatíveis com metas Netzero custaria entre € 14 bilhões e € 23 bilhões; e o custo total de conversão da capacidade mundial de refino até 2050 estaria entre € 320 bilhões e € 520 bilhões por ano.
Mas, como as refinarias tradicionais estão lidando com todas essas frentes, já que ainda são – e continuarão sendo por algum tempo – fornecedoras da maior parte da energia
do mundo, e a base de muitos produtos essenciais para a vida cotidiana?
O BCG – Business Consulting Group afirma, “a próxima década separará os vencedores dos perdedores no negócio de refino. Os vencedores serão aqueles que conseguirem permanecer lucrativos diante dos ventos contrários da indústria – incluindo a queda da demanda, os impactos físicos das mudanças climáticas, o custo das políticas de precificação de carbono e a pressão crescente dos reguladores. Vencer, também exigirá que as refinarias aproveitem as oportunidades apresentadas pela transição energética, como a evolução do mix de demanda de produtos, os avanços nas tecnologias digitais e o apoio regulatório e do consumidor à descarbonização. Porque o negócio de refino continuará vital por algum tempo. Mas as condições atuais não durarão para sempre. Aceitar essa realidade — e fazer as mudanças necessárias mais cedo ou mais tarde — será a chave para a sobrevivência”.
De acordo com o Fórum Econômico Mundial (WEF –World Economic Forum), a transformação digital pode capturar cerca de US$1,6 trilhões para o setor de O&G. Para estar pronto para futuras interrupções e resistir a choques, é preciso aumentar o investimento nas tecnologias disruptivas, energia sustentável e outras inovações.
A preparação para a incerteza se tornou em uma norma, e as mudanças geopolíticas mostraram a urgência de flexibilidade através da modernização de todo e qualquer setor. O WEF então elaborou um programa para orientar a adoção de tecnologias denominado Global Lighthouse em que todos os setores da indústria podem se inscrever. Os Global
Lighthouses são avaliados com base no impacto financeiro, operacional e de sustentabilidade que alcançaram, ao implantar tecnologias da Indústria 4.0/disruptivas. Os candidatos se inscrevem, recebem a visita dos avaliadores e especialistas independentes, e preparam um case descritivo. O grupo de especialistas independentes é composto por altos executivos de nível C e SVP de empresas industriais líderes e inovadores e professores das principais universidades técnicas do mundo. Os Lighthouses geralmente elogiam a oportunidade de demonstrar sua liderança na transformação digital e, ao mesmo tempo, aprender com diferentes setores sobre as melhores práticas e potenciais melhorias futuras. O Network que se forma mantém uma extensa jornada de aprendizado, onde podem visitar e interagir com outros Lighthouses, no nível de pares de liderança sênior. A refinaria Yanbu, da Aramco, é o mais recente Lighthouse do setor de refino. A próxima rodada de inscrições para a Global Lighthouse Network será aberta em dezembro de 2024 (https://initiatives.weforum.org/global-lighthouse-network/become-a-lighthouse).
“Certamente, o WEF é uma referência. Podemos citar que, em 2022, para a elaboração do nosso plano diretor de transformação digital, um dos benchmarks que nós buscamos foi justamente o SIRI (Smart Industry Readiness Initiative), que é uma iniciativa do World Economic Forum” conta a Acelen, que concorre a melhor refinaria do Ano pela World Refining Association, e tem um colaborador concorrendo a destaque na indústria downstream, também pela WRA. Destaque-se que a Acelen não é a única brasileira nessa corrida: a Replan brilha nessa lista também.
A jornada de transformação A jornada de digital da Refinaria Yanbu da Refinaria Yanbu
ARefinaria Yanbu, da Aramco, é responsável por fornecer matéria-prima crítica e combustíveis essenciais para atender às necessidades energéticas do Reino Saudita. Comissionada em 1983 e localizada na costa do Mar Vermelho da Arábia Saudita, a Refinaria Yanbu está equipada para converter 230.000 barris de petróleo bruto por dia.
Para manter uma vantagem competitiva como um dos principais fornecedores de combustíveis no Reino Saudita, a refinaria de 40 anos empreendeu uma transformação estratégica, baseada na Quarta Revolução Industrial (4IR), aproveitando tecnologias, como inteligência artificial (IA), análise avançada e robótica. E os esforços na modernização de sistemas legados de décadas, e na transição para operações baseadas em tecnologia digital, valeram a pena: em 2023, a instalação se tornou a segunda refinaria do mundo a receber o status de Global Lighthouse do Fórum Econômico Mundial (WEF) , concedido a um grupo seleto das instalações
mais inovadoras do mundo.
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A Refinaria Yanbu é a quarta instalação da Aramco a ser adicionada à Global Lighthouse Network do WEF que, até julho de 2024, incluía 153 instalações ao redor do mundo. Com a adição de Yanbu, a Aramco se tornou a primeira empresa internacional de energia a ser representada por mais de duas instalações. Para entender melhor o destaque, as empresas que buscam qualificar-se para o reconhecimento Global Lighthouse devem demonstrar liderança na implementação de tecnologias 4IR em escala, ao mesmo tempo em que fazem melhorias financeiras, operacionais e de sustentabilidade. Assim como as unidades anteriores, designadas pela Aramco como Global Lighthouse pelo WEF – a Usina de Gás de Uthmaniyah , a unidade de Processamento de Petróleo e Estabilização de Petróleo Bruto de Abqaiq, e o complexo petrolífero de Khurais –, a jornada da Refinaria de Yanbu para alcançar o status de Global Lighthouse mostra o foco da Aramco na implantação de tec-
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nologias de última geração, o que, por sua vez, contribui para aprimorar as operações da empresa, e promover suas ambições de sustentabilidade.
Complexo de óleo de Khurais
O roteiro para a digitalização
Mas a transformação digital da Refinaria de Yanbu não aconteceu da noite para o dia – foi o resultado de uma visão focada, planejamento meticuloso e execução de um plano estratégico de cinco anos, de 2018 a 2023. Um plano estreitamente alinhado ao Programa de Transformação Digital* da Aramco, o que permitiu implementar os mais recentes avanços em tecnologia, para fornecer a energia do amanhã de forma mais segura, eficiente e sustentável.
“Na Refinaria Yanbu, nós aproveitamos com sucesso os casos de uso do 4IR para melhorar os lucros, aumentar a produção, e expandir a capacidade de processamento, ao mesmo tempo que reduzimos o consumo de energia, a geração de resíduos e as emissões. Tais conquistas reforçam nossa posição de líder em tecnologia em nossa indústria, e destacam os benefícios para ela, ao adotar soluções de ponta”, afirma Ibrahim Al-Bauinain Vice-presidente executivo de fabricação global da Aramco.
“Uma abordagem sustentável é essencial para a forma como operamos, bem como para garantir que a Aramco continue a prosperar no longo prazo, e continue sendo uma das principais empresas integradas de energia e produtos químicos do mundo. Essa abordagem permite que a empresa considere como as questões sociais e ambientais afetam nossos negócios diários, e é um fatorchave de nossa estratégia, à medida que navegamos em uma transição energética global, e na mudança para uma economia de baixo carbono”.
A Aramco reconhece a escala e a urgência do desafio climático, e está alavancando pontos fortes operacionais e seu portfólio de negócios, para desempenhar seu papel na transição energética, sustentada por sua meta de atingir emissões líquidas zero em seus ativos operados integralmente até 2050, e o desenvolvimento de soluções de energia de baixo carbono. Isso se alinha com o objetivo do Reino da Arábia Saudita, de atingir emissões líquidas zero até 2060.
Usina de gás de Uthmaniyah
Instalação de processamento de petróleo e estabilização de petróleo
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*Transformação Digital
A Aramco de dedica à transformação digital no setor de petróleo e gás, e acredita que ela é essencial para o futuro dessa indústria. A digitalização, não só permitirá maior eficiência, mas também estimula a inovação, construindo uma força de trabalho com conhecimento digital, e criando novas oportunidades de emprego. A Aramco acredita que usar a tecnologia digital também ajuda a minimizar a pegada de carbono da indústria.
A chave para a visão da empresa é como ela colabora, fazendo parcerias com as mentes mais brilhantes do mundo, enquanto investe em sua própria força de trabalho. Sua rede global de centros de pesquisa abrange os Estados Unidos, Europa e Ásia, onde a pesquisa científica continua a ultrapassar limites, literalmente 24 horas por dia. Os centros de inovação digital da Aramco fornecem o ambiente ideal para avanços em tecnologias 4IR — apoiando inovadores, pesquisadores e empreendedores, para desenvolver novas soluções digitais.
Em 2017, a Aramco embarcou em um programa de transformação digital para acelerar ainda mais esse processo, e coordenar todos os projetos e iniciativas digitais dentro de programas emblemáticos, maximizando seu impacto. Esse programa abrange as áreas de Conformidade (o programa de Compliance ajuda a garantir que a Aramco cumpra com as políticas externas e com suas próprias diretrizes internas, além de manter a reputação da empresa. Manter a segurança em instalações de petróleo e gás, por exemplo, tem requisitos de conformidade significativos. A empresa estimula a transformação digital, usando tecnologias como realidade virtual (VR) e Veículos Não Tripulados (UVs), para atender a esses requisitos de forma mais eficaz); Sustentabilidade (o programa Sustainability usa tecnologias de transformação digital, como Big Data, algoritmos de IA e análises, para tornar as operações mais produtivas e eficientes – e, portanto, mais sustentáveis. Por exemplo, o uso de drones e tecnologias vestíveis para inspecionar oleodutos e maquinário resultou em benefícios operacionais e ambientais, incluindo um aumento na confiabilidade e redução no desperdício ambiental); Cadeia de suprimentos (o programa Supply Chain fornece ferramentas para automatizar a operação das parcerias de supply chain, tornando-as mais fáceis e eficientes de gerenciar. Contratos inteligentes e blockchain ajudam a otimizar o uso de estoques, e dão suporte à previsão e entrega. O Blockchain também é usado para verificar faturas automaticamente, e como um método seguro de armazenar informações e reconciliar contratos).
Força de Trabalho (a Aramco segue capacitando seus funcionários para aprender habilidades importantes em IA e Big Data:
o programa Digital Workforce ajuda a automatizar tarefas rotineiras e demoradas – que são importantes benefícios da transformação digital na indústria de petróleo e gás – ao mesmo tempo que capacita os funcionários a aprenderem habilidades importantes em IA e Big Data. O programa otimiza a eficiência da força de trabalho e aumenta a felicidade e a satisfação dos funcionários); Área Operacional (o programa operacional usa uma gama de tecnologias 4IR, para melhorar e otimizar muitos aspectos das operações Upstream e Downstream. Sensores sem fio e de diagnóstico, por exemplo, são amplamente usados nos campos de petróleo e gás, para aumentar a eficiência e otimizar o consumo de energia).
Todos os programas mencionados são executados por meio de uma plataforma abrangente, que permite rastrear e priorizar projetos de alto impacto, bem como alocar os fundos necessários para executá-los. Além disso, a estrutura permite que o negócio perceba o máximo valor dessas soluções digitais aplicadas.
A transformação digital está borrando as linhas entre as esferas física, digital e biológica. Da computação em nuvem à Inteligência Artificial (IA) e Big Data, as tecnologias da Quarta Revolução Industrial (4IR) estão moldando todos os aspectos de vida. E na indústria de petróleo e gás, a transformação digital está revolucionando a forma como se fornece energia ao mundo. Então, ao implementar uma gama de tecnologias 4IR, a Aramco pretende atender às necessidades energéticas do mundo, ao mesmo tempo que aumenta a produtividade, reduz emissões de CO2 e cria produtos e materiais de última geração.
Leak detection and repair Program
Algumas das tecnologias utilizadas pela Refinaria são Inteligência artificial , Blockchain, Gêmeo digital, Automação de Processos Robóticos (RPA), Nuvem, IoT e IIoT, Robótica e Drones, Realidade Virtual/Aumentada, Impressão 3D. E a equipe explica: IA é um termo abrangente para descrever o uso de computadores, robôs e outras máquinas, para executar tarefas de forma autônoma que tradicionalmente exigiam inteligência humana. Uma forma comum de
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IA na indústria de petróleo e gás é o uso de algoritmos inteligentes, para analisar dados operacionais, extrair insights e, em seguida, implementar automaticamente melhorias de processo para aumentar a eficiência. A Aramco desenvolveu um produto de segurança interno, alimentado por IA – a ferramenta i4Safety 2.0 Hazard & Incident Prediction – que aproveita dados históricos para prever potenciais incidentes e perigos no local, permitindo aumentar a segurança e a eficiência em nossas operações.
Fica fácil de entender, o Blockchain como um livrorazão digital para registrar informações que dificultam ou impossibilitam hackear ou alterar. Ele pode ser usado para reconciliar contratos inteligentes, que são contratos digitais seguros e autoexecutáveis, que executam automaticamente todo ou parte de um acordo com um fornecedor, uma vez que certas condições tenham sido cumpridas; também fornece um método seguro de armazenar registros e trocar documentos. A Aramco implementou o blockchain em campos de petróleo e refinarias, para melhorar o desempenho e reconciliar contratos inteligentes com fornecedores, e foi reconhecida pela Forbes como uma das primeiras a adotar essa tecnologia.
Um Digital Twin/gêmeo digital é um modelo virtual de soluções digitais integradas, projetadas para fornecer uma representação em tempo real de ativos físicos, como um objeto, sistema ou processo. Os gêmeos digitais permitem transformar muitos processos de negócios, incluindo design de engenharia de projeto, planejamento de execução de construção, cadeia de suprimentos, e manuseio de materiais, e operações e manutenção de instalações. A Aramco já implantou a tecnologia Digital Twin no campo Hasbah, e pretende ampliar essa implementação na engenharia e gerenciamento de projetos.
A Aramco explica a Automação de Processos Robóticos (RPA) como um robô de software, ou bot, desenvolvido para automatizar tarefas e funções humanas, o que proporciona uma série de benefícios, incluindo melhor experiência do cliente, qualidade do serviço, produtividade da equipe, eficiência e redução de custos. E a empresa está pesquisando o potencial da tecnologia RPA para automatizar um número significativo de horas-homem, e liberar a equipe para tarefas mais importantes e envolventes.
Já a Nuvem fornece uma plataforma digital barata, esca-
lável e ágil, para hospedar e executar tecnologias 4IR. Usar serviços de nuvem pode reduzir significativamente os gastos de capital de uma empresa em hardware e equipamentos de computador, ao mesmo tempo que torna suas soluções de armazenamento digital, manutenção e segurança cibernética mais econômicas. A Aramco utiliza a computação em nuvem para criar soluções que otimizam os processos da cadeia de suprimentos, uma solução de plataforma baseada em nuvem, eMarketPlace, para fornecer recursos digitais cruciais em todas as cadeias de suprimentos no Reino.
A equipe da Aramco vê a Internet das Coisas e a Internet Industrial das Coisas (IIoT) como sistemas de dispositivos e máquinas de computação inter-relacionados, que são conectados digitalmente para melhorar a vida cotidiana, ou gerenciar e melhorar processos industriais. E sensores de IoT na indústria de petróleo e gás já são usados para coletar dados em tempo real de um poço de petróleo, que podem ser combinados com ferramentas de análise digital e autodiagnóstico, para monitorar e otimizar automaticamente o desempenho do poço. A Aramco então desenvolveu uma nova tecnologia, que é capaz de detectar gás usando sensores eletroquímicos, chamada de Smart Gas Detector, ferramenta que utiliza a tecnologia IIoT para fornecer autodiagnósticos de alto desempenho, em comparação com detectores convencionais.
A automação robótica e o uso de Veículos Não Tripulados (UVs) permitem inspeções mais seguras e eficientes, e a detecção precoce de vazamentos. Os UVs/drones também podem dar suporte a mapeamento aéreo, soldagem subaquática, monitoramento ambiental e inspeções de ativos, como oleodutos offshore em locais de difícil acesso. O Robô de Inspeção e Monitoramento de Águas Rasas (SWIM-R) da Aramco fornece soluções para muitos desafios enfrentados na indústria, como a inspeção de oleodutos em águas rasas com segurança e eficiência, ao mesmo tempo que reduz o tempo e o custo associados.
Capacetes de realidade virtual e/ou aumentada dão à força de trabalho dados em tempo real e insights de vídeo 3D. VR e AR também podem ser usados para aprimorar a segurança dos funcionários e programas de treinamento. Os capacetes digitais na Aramco utilizam recursos de AR para conectar trabalhadores de campo a outros funcionários, permitindo interação e colaboração, eficazes e em tempo real. A impressão 3D, também conhecida como manufatura aditiva, é uma maneira de criar um objeto tridimensional, camada por camada, usando um design criado por computador. A impressão 3D pode ser usada para simplificar a produção de componentes e protótipos complexos, ao mesmo tempo que permite que substituições sejam fabricadas em locais remotos. O programa iktva da Aramco ajudou a dar suporte ao estabelecimento do primeiro centro de manufatura aditiva do Reino – uma instalação de ponta, que imprime em 3D uma ampla gama de produtos para usos industriais.
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A atualização da refinaria de quatro décadas, utilizando tecnologias avançadas, produziu melhorias substanciais na eficiência operacional da instalação. Por meio de sua transformação digital, a Refinaria Yanbu melhorou sua capacidade de produção em 18%, e aumentou a lucratividade em 35%. Uma dessas atualizações incluiu a integração digital de novas tecnologias com sistemas legados, o que exigiu uma revisão completa dos sistemas de Internet Industrial das Coisas (IIoT) da refinaria. Sensores de IIoT são usados para coletar dados em tempo real de uma instalação, que podem ser combinados com ferramentas de análise digital e autodiagnóstico, para monitorar e aprimorar automaticamente o desempenho dos ativos. A cada dia, a refinaria produz enormes quantidades de dados, que devem ser compilados e analisados, para otimizar a produção. Sensores foram implantados para coletar dados de milhares de equipamentos, que foram então analisados, usando um aplicativo alimentado por IA, para aumentar a eficiência da produção.
A refinaria também implantou um aplicativo avançado baseado em IA projetado, para reduzir o consumo de gás combustível das unidades de processamento da refinaria. Essa tecnologia, não apenas aumentou a eficiência desse processo, mas também ajudou a reduzir as emissões de gases de efeito estufa (GEE) de Escopo 1 e Escopo 2 da instalação em 14%, contribuindo diretamente para o progresso da empresa em direção ao alcance das ambições de redução de emissões de GEE da Aramco.
Mas, transformar sistemas legados envolve mais do que apenas atualizações tecnológicas, requer uma mudança cultural dentro da organização, para adotar novas tecnologias e metodologias, e o treinamento básico desempenhou um papel fundamental no sucesso do projeto, garantindo que os trabalhadores da refinaria fossem bem versados nos conceitos 4IR. O treinamento também abriu caminho para a qualificação e requalificação da equipe atual, permitindo que contribuíssem efetivamente para o roteiro do projeto.
dade de interagir com modelos 3D que simulam cenários e desafios de trabalho reais. Isso não apenas reduziu o tempo de resposta do treinamento, mas ajudou a melhorar as habilidades de segurança e processo dos trabalhadores.
Além do uso de IA e VR, as equipes de transformação da Refinaria Yanbu preencheram a lacuna entre o legado e a inovação, ao aumentar a utilização de drones e robótica. Por exemplo, a instalação começou a usar drones enjaulados, uma classe especial de drones para inspeção de espaços confinados, como tanques e tambores de armazenamento de óleo, eliminando a necessidade de entrada tripulada e
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andaimes. Isso reduziu muito o tempo de inatividade da instalação, e melhorou a segurança no local de trabalho.
Pode-se dizer que a transformação digital está no centro do sucesso da Aramco, e ela continua usando tecnologias de ponta 4IR, para otimizar todas as suas áreas operacionais.
E, para ajudar os trabalhadores da refinaria a adotarem o uso de novas tecnologias, usou-se um centro de treinamento baseado em realidade virtual (RV), que oferece cursos certificados que podem ser acessados remotamente pelos funcionários a qualquer momento. O treinamento em RV provou ser muito útil para os alunos, dando a eles a capaci-
“ A Refinaria Yanbu é nossa primeira unidade Downstream a receber o reconhecimento Global Lighthouse, o que não é apenas um marco notável para nós, mas também ilumina o caminho para outras unidades Downstream no mundo todo, mostrando como a adoção de tecnologia e inovação pode levar a um desempenho excepcional ”.
Acelen no topo das melhores Acelen no topo das melhores refinarias do mundo
AAcelen, com a Refinaria de Mataripe, a segunda maior do país, concorre pelo terceiro ano consecutivo por suas iniciativas de modernização, inovação, descarbonização, segurança e eficiência energética; outra indicação foi para o engenheiro de automação Rafael Ribeiro Sencio.
A Refinaria de Mataripe é segunda maior do Brasil, com capacidade de refino de 302 mil barris de petróleo por dia (Kbpd), e responde por 17% do ICMS, e por 10% do PIB da Bahia.
A Acelen produz muitos itens fundamentais para as necessidades do dia-a-dia das pessoas, em diferentes segmentos de mercado, como: indústria química, farmacêutica e toda a cadeia petroquímica. Essas matérias-primas geram produtos finais, que contribuem para uma melhor qualidade de vida das pessoas e para o desenvolvimento do país. Entre os produtos, se destacam: diesel, gasolina, querosene de aviação (QAV), asfalto solvente, nafta petroquímica, gases petroquímicos (propano, propeno e buta-
no), parafinas e lubrificantes, GLP e óleos combustíveis (industriais, térmicas e bunker). Desde que a Acelen assumiu a gestão da refinaria, há menos de 3 anos, investiu mais de R$ 2 bilhões na revitalização e recuperação do ativo. A gestão, focada na excelência e segurança em suas operações, contribuiu para os resultados de produção do parque industrial, que passou pelo maior programa de modernização da sua história, com foco na segurança, na eficiência, na redução da pegada ambiental das operações, e na sua automação, com a transformação digital. Esse programa de recuperação e modernização da Refinaria de Mataripe revitalizou oito unidades, e outras que não estavam operando voltaram a produzir – os investimentos envolveram mais de 6.000 itens de equipamentos, e cerca de 4.000 trabalhadores. Com isso, recuperou sua capacidade de refino para 302 mil barris de petróleo por dia (Kbpd), e ampliou o seu portifólio com cinco novos produtos (propano especial, butano especial, diesel marítimo, solvente, OCB1), passando a pro-
duzir mais de 30 itens.
Esse programa de transformação digital da Refinaria de Mataripe começou em 2022, com a elaboração de um plano diretor para orientar estrategicamente as iniciativas, e a refinaria tem, hoje, 8 programas transformacionais, e um programa fundacional para embasar a transformação digital dos ativos industriais. O foco inicial foi o aumento da segurança das operações, o aumento de confiabilidade dos ativos, da eficiência da produção, aumentando a produtividade dos ativos, e na eficiência energética, com consequente redução de emissões de CO2. E entre os avanços ambientais que a modernização trouxe, destacam-se, nos últimos dois anos, a economia de 2,7 bilhões de litros de água, o equivalente ao volume usado em uma cidade de 68 mil habitantes, e a redução em 43% no volume de gases enviados ao flare e ao meio ambiente. Também foram significativos os ganhos em eficiência energética, com economia de 12% no consumo de energia sobre o patamar da aquisição da planta, em dezembro de 2021; além da redução em 30% na geração de resíduos em 2023, quando foram produzidos 18.127,15t, contra 25.704,95t em 2022, uma redução de mais de 7 mil toneladas.
Segundo Celso Ferreira, VP de Operações da Refinaria de Mataripe, além da redução de CO2, as iniciativas de transformação digital trouxeram muitos outros benefícios para a empresa. “Tivemos ganhos, em termos de otimização de custos, segurança e confiabilidade, com o programa como um todo.
sobrepor os benefícios alcançados com mudanças na tecnologia do processo, mas a Acelen vem otimizando suas unidades, mesmo com processos mais antigos.
A área industrial foi a que mais recebeu iniciativas tecnológicas, com incrementos na manutenção preditiva, criação de sistemas para gestão de alarmes inibidos, e do conjunto de soluções para gestão em malhas de segurança”, comenta Celso.
O executivo destaca ainda que todas essas iniciativas preparam a empresa para receber soluções mais completas e sofisticadas dentro da Indústria 4.0. “Priorizamos a inovação, excelência e segurança operacional. Estas três frentes já são uma realidade no nosso dia-a-dia. A modernização é vista, sentida e reconhecida por muitos stakeholders”, observa.
Importante ressaltar que, além de inspirar o nome da marca, a excelência é algo que sempre está presente nas metas mais desafiadoras da companhia. “Desde que chegamos à Bahia, há menos de 3 anos, comprovamos a seriedade e eficiência da nossa gestão. Todos os nossos resultados e conquistas são fruto de muita dedicação, comprometimento e trabalho em equipe”, reforça Celso.
E a digitalização que está em curso no processo industrial independe da tecnologia de processo. Há iniciativas de transformação implementadas e planejadas, em diversas unidades da refinaria – naturalmente existem limites para a digitalização que, na maioria das vezes, não consegue
Aí entra a importância de a equipe conhecer bem os processos, porque o plano diretor foi elaborado em 2022, e tem uma visão de 5 anos de implementação, além de uma visão aspiracional, que não tem o objetivo de ser atingido em um tempo determinado. Os primeiros projetos do programa foram iniciados em 2023, mas quem trabalha com tecnologia precisa estar atualizado para usar o que for mais efetivo para o resultado da empresa, em alinhamento com seus objetivos de negócio. A equipe da Acelen sabe que toda tecnologia vai ficar obsoleta em algum momento, que também existe um risco/benefício do protagonismo, que precisa ser calculado, para evitar a adoção massiva de uma tecnologia que esteja passando por um “hype”, e que posteriormente não gere o valor desejado. E não vê a resistência ao tempo como o primeiro ponto de decisão ao escolher uma tecnologia, mas sim que ela seja capaz de entregar o valor esperado, e dar o retorno do seu investimento. Por exemplo, hoje se fala muito em gêmeos digitais – e existem múltiplos usos para este termo. “Não podemos dizer que temos um gêmeo digital completo em nossas unidades industriais, mas temos sim modelos que representam o processo, e otimizadores que usam estes modelos e geram valor. Dentre as soluções de digitalização implementadas, temos um otimizador em tempo real de energia, que nos permite tomar as melhores decisões econômicas no consumo energético. Temos também modelos 3D de diversas unidades, que nos permite a otimização dos nossos projetos de engenharia. Estamos falando antes de tudo de uma transformação de cultura e de processos de trabalho: digitalizar simplifica processos, conecta áreas e torna o fluxo de informações mais ágil para a tomada de decisão. Além do intangível, o programa mede benefícios na redução de emissões de CO2, e benefícios econômicos que crescem exponencialmente a cada ano, com a digitalização.
Na área de manutenção, por exemplo, foram levantados os ativos críticos instrumentados da refinaria, e desenvolvidos modelos para manutenção preditiva nestes ativos piloto. Na sequência, foram desenvolvidos painéis de acompanhamento das janelas operacionais, avaliando se o estado de operação dos ativos está contribuindo com sua confiabilidade. Por fim, com a criação do CIM – Centro Integrado de Manutenção –, as iniciativas digitais ficaram centralizadas para este conjunto de ativos e para os que ainda serão desenvolvidos, e o fluxo de trabalho da manutenção foi ajustado para os equipamentos digitalizados.
A transformação digital é um caminho sem volta para a indústria. Há muita coisa sendo feita para a indústria de manufatura, para a logística e para os processos administrativos. RPAs, Chatbots têm transformado o varejo e a forma de interação com o consumidor. A Acelen está convicta de que a adoção de tecnologia é mais do que um fator de diferenciação por si só, por isso, possui uma abordagem orientada a dados que promove a integração vertical e horizontal entre os sistemas. E considerando o impacto da tecnologia, construiu um robusto plano diretor de digitalização, que apresenta a visão de jornada de transformação digital da Acelen, estabelecida com iniciativas e projetos de curto, médio e longo prazos para a Refinaria de Mataripe. São oito programas tecnológicos dedicados a todas as áreas industriais da refinaria, envolvendo iniciativas de otimização de
processos, gestão analítica de laboratório, monitoramento ambiental, confiabilidade de ativos, segurança ocupacional e de processo, soluções para digitalização da operação e excelência operacional. Além dos programas tecnológicos, adicionamos um grande programa fundacional, que aborda temas fundamentais e estruturantes, como cyber OT, conectividade na área industrial, digital engineering, plataforma de inteligência artificial e aumento da maturidade de automação e instrumentação.
O programa de transformação digital da Acelen permite um maior controle sobre as atividades, tornando a refinaria em mais responsável e sustentável, e fortalecendo o compromisso com a estratégia ESG. Dentre os objetivos definidos no programa, destacamos a otimização das nossas operações industriais, com a adoção de ferramentas que reduzem a emissão de CO2 e o consumo de recursos naturais; a aplicação de tecnologia para melhorar a segurança de processos e das pessoas que se relacionam com a refinaria (trabalhadores e comunidade do entorno); a utilização de ferramentas de cibersegurança para proteger os dados da empresa, dos clientes e dos fornecedores de possíveis ataques criminosos, reforçando as boas práticas de governança. Dessa forma, a digitalização ajuda a demonstrar o compromisso ético e a preocupação com as pessoas e com o meio ambiente.
Replan trilha a inovação como Replan trilha a como estratégia permanente permanente
Concluída em mil dias – uma referência até hoje – a Replan – Refinaria de Paulínia – foi inaugurada em 12 de maio de 1972, em Paulínia, cidade que acabava de ser emancipada de Campinas, há 118 km da capital do estado de São Paulo. Sua localização já facilitava o escoamento da produção, com acesso às principais vias de transporte rodoviário, ferroviário e terminais aéreos do estado.
Cerca de 20 mil m3 de petróleo por dia (126 mil barris) eram processados naquela época. Hoje, tem capacidade de processar 434 mil barris por dia de petróleo. Mais de 70% do total de petróleo que a Replan processa atualmente vêm do Pré-Sal e os principais produtos que saem dela são diesel S-10, diesel S-500, gasolina, QAV, GLP, propeno, asfaltos, coque, enxofre, raro e óleos combustíveis. A produção da Replan é escoada, em sua maior parte (55%) para o interior de São Paulo, mas ela alcança o Sul de Minas, o Triângulo Mineiro, os estados de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Rondônia, Acre, Goiás, Brasília/DF e Tocantins. Para se ter uma ideia da relevância da Replan para o Brasil, em 2023, ela foi responsável por 1,02% do PIB brasileiro, 3,2% do PIB do estado de São Paulo e sua história ilustra a evolução tecnológica, a integração dos negócios e as conquistas da Petrobras nas últimas cinco décadas.
A Replan é o hub de combustíveis mais importante do país – e se preparou para isso, com a adoção de tecnologias
“A Replan é o hub de combustíveis mais importante do país – e se preparou para isso, com a adoção de tecnologias e programas que garantissem de maneira segura e sustentável o abastecimento do Brasil. contínua. A Petrobras otimiza suas operações, através de um modelo de planejamento que utiliza programação linear. Os resultados do modelo apresentam as indicações para o planejamento de produção e escoamento da Replan”.
Raphael Franco de Campos, gerente geral da Replan
e programas que garantissem de maneira segura e sustentável o abastecimento do Brasil.
O planejamento detalhado é realizado com a visão da Replan, utilizando o software de otimização econômica, que visa à maximização do resultado econômico, atendendo as demandas de mercado e disponibilidade dos diversos petróleos nacionais e importados. Já o controle de estoques, dia a dia, norteado pelo planejamento detalhado, é realizado através do software de schedule, que eleva a confiabilidade dos processos de gestão de estoques de petróleo e derivados, produção e otimização das unidades operacionais, através da previsão de rendimentos e qualidades dos cortes do petróleo processado. A associação dessas ferramentas garante à Replan maior segurança com relação à continuidade operacional, e atendimento pleno de mercado.
O hardware da Replan contempla unidades de processo com diversas tecnologias de Refino, como Destilação, Craqueamento Catalítico, Coque e Hidrotratamento, tecnologias avançadas para a produção de produtos refinados de altor valor agregado. A Replan tem avançado significativamente na digitalização das operações, permitindo que a refinaria opere com maior eficiência, segurança e sustentabilidade. A capacidade de integrar tecnologias digitais avançadas é um diferencial chave para atender às demandas do mercado atual, e preparar a refinaria para o futuro, tanto que tem embarcado em uma jornada de digitalização para transformar suas operações de refino.
Ao adotar tecnologias digitais avançadas, a refinaria está melhorando a eficiência, e aumentando a segurança de suas operações. Esses esforços posicionam a Replan como uma refinaria moderna e resiliente, preparada para enfrentar os desafios da indústria de refino no século XXI.
Devido ao seu grande porte e complexidade operacional, a Replan adota uma abordagem estratégica na escolha dos protocolos de comunicação, priorizando aqueles que oferecem maior valor em termos de dados, facilidade de operação e manutenção. Ao utilizar uma combinação de protocolos analógicos e digitais, a refinaria assegura que suas operações de refino sejam eficientes, seguras e preparadas para enfrentar os desafios da indústria moderna. Sem ceder aos modernismos, a Replan mantém tecnologias vencedoras, como o protocolo de comunicação 4-20 mA – utilizado amplamente em sistemas de controle por sua simplicidade e confiabilidade –, incluindo, ao longo do tempo, inovações que façam sentido. No caso dos protocolos de comunicação, foram sendo incluídos o Hart – Highway Addressable Remote Transducer (que permite a transmissão de informações adicionais, como diagnóstico e configuração de dispositivos, oferecendo compatibilidade retroativa com sistemas analógicos e maior quantidade
de dados sem necessidade de novos cabos) –, Foundation Fieldbus (permite controle e comunicação em tempo real, reduzindo a quantidade de cabos, suportando maior volume de dados e permitindo controle distribuído inteligente) –, e o Profibus (Process Field Bus que suporta comunicação de alta velocidade, diagnósticos avançados, e integração fácil com sistemas PLC e SCADA). A importância da instrumentação só aumenta quando se pensa que a digitalização só é possível a partir de uma boa base de sensores de campo. A diversidade de tecnologias que promovam facilidades, em termos de manutenção e operação de seu grande parque de refino, sempre foi a estratégia da Replan, e a escolha dos diversos protocolos de comunicação digital, por exemplo, permite que a refinaria obtenha uma quantidade significativa de informações, além da simples medição de variáveis de processo. A escolha de tecnologias depende de vários fatores, incluindo a aplicação específica e a oferta comercial disponível. A Replan adota uma abordagem estratégica e criteriosa, para escolher tecnologias que resistam ao teste do tempo, e atendam as demandas em constante evolução da indústria de refino. A metodologia da refinaria envolve diversos critérios essenciais, como Avaliação das Necessidades Atuais e Futuras, Compatibilidade e Integração, Inovação e Suporte do Fornecedor, Custo Total de Propriedade (TCO), Segurança e Conformidade, Resiliência e Escalabilidade, Engajamento e Aceitação dos Usuários. Com adoção desses critérios, a Replan escolhe tecnologias que não apenas atendem as demandas
“A Replan tem investido significativamente em tecnologias avançadas e ações
de modernização para melhorar suas operações, que resultaram em avanços significativos em rentabilidade, segurança e sustentabilidade. Essas inovações não apenas fortaleceram a posição da refinaria no mercado, mas também contribuíram para a redução do impacto ambiental e para o bem-estar das comunidades adjacentes”.
atuais, mas que também são projetadas para resistir ao teste do tempo; sua abordagem estratégica garante que as escolhas tecnológicas apoiem o crescimento sustentável e a inovação contínua, permitindo que a refinaria se adapte às mudanças do mercado e mantenha sua competitividade a longo prazo. Além disso, ao priorizar parcerias de longo prazo com os fornecedores e colaborar com instituições de ensino e pesquisa, a Replan assegura um relacionamento mutuamente benéfico que promove a inovação e o sucesso compartilhado.
“Estar entre as melhores refinarias do mundo representa o reconhecimento do noso trabalho e do compromisso com a excelência. Representa também nossa dedicação, pois estamos sempre em busca do aprimoramento do nosso parque de refino, investindo em tecnologias, e garantindo a segurança, confiabilidade e sustentabilidade de nossas operações, com foco no bem-estar dos trabalhadores e da comunidade do nosso entorno”, afirma Raphael.
Nesse contexto, a Replan já utiliza a tecnologia de gêmeo digital como parte integral de sua estratégia para otimização e inovação. Essa tecnologia tem uma importância fundamental em aspectos como a contribuição em tempo real para os objetivos da refinaria, o atendimento aos requisitos do mercado, a manipulação de variáveis chave, a maximização da eficiência operacional e a inovação e desenvolvimento tecnológico. O uso de gêmeos digitais na Replan é essencial para a realização de sua estratégia de operação eficiente e inovadora. Essa tecnologia permite uma abordagem proativa na gestão de processos e operações, garantindo que a refinaria atenda às demandas do mercado com agilidade e eficiência. Além disso, o gêmeo digital suporta a melhoria contínua, fornecendo uma base sólida para a tomada de decisões informadas e a inovação contínua.
A Replan tem investido significativamente em tecnologias avançadas e ações de modernização para melhorar suas operações, que resultaram em avanços significativos em rentabilidade, segurança e sustentabilidade. Essas inovações não apenas fortaleceram a posição da refinaria no mercado, mas também contribuíram para a redução do impacto ambiental e para o bem-estar das comunidades adjacentes. Essas inovações tecnológicas, juntamente com diversas outras iniciativas, trouxeram uma série de benefícios tangíveis para a refinaria e suas comunidades vizinhas, como:
• a Melhoria na Rentabilidade, com eficiência operacional (a adoção dessas tecnologias têm permitido à Replan otimizar seus processos operacionais. Com o uso de gêmeos digitais, a refinaria pode simular e testar diferentes cenários de produção, permitindo ajustes que maximizam o rendimento e minimizam os custos) e redução de custos (a modernização das unidades de processamento, incluindo as de hidrotratamento (HDT), resultou em uma operação mais eficiente, com menor consumo de energia e insumos);
• o Aumento da Segurança, já que o Monitoramento em Tempo Real que essas tecnologias permitem possibilita a identificação precoce de problemas, e a implementa-
“
Estar entre as melhores refinarias do mundo representa o reconhecimento do noso trabalho e do compromisso com a excelência. Representa também nossa dedicação, pois estamos sempre em busca do aprimoramento do nosso parque de refino, investindo em tecnologias, e garantindo a segurança, confiabilidade e sustentabilidade de nossas operações, com foco no bem-estar dos trabalhadores e da comunidade do nosso entorno
”.
ção de soluções preventivas, e isso resulta em um ambiente de trabalho mais seguro para os colaboradores, além da redução da necessidade de intervenção manual, minimizando o risco de erros humanos, e melhorando a segurança operacional proporcionado pela Automação e Controle Avançado;
• os Ganhos Ambientais, com Emissões Reduzidas pela otimização de processos como as unidades de HDT, por exemplo, que removem impurezas e reduzem o teor de enxofre nos produtos finais, contribuindo para uma operação mais limpa, e a Gestão Sustentável de Recursos, possibilitada pelas iniciativas de modernização, permitiram uma gestão mais eficiente dos recursos naturais, como água e energia, diminuindo o desperdício e o impacto ambiental da refinaria;
• os Benefícios para as Comunidades Adjacentes que a adoção das tecnologias certas, como a melhoria da Qualidade do Ar e da Água, o que é uma das formas de a Replan demonstrar seu comprometimento com o desenvolvimento sustentável e o bem-estar das comunidades locais, engajando-se em projetos sociais e ambientais que promovem melhorias na qualidade de vida dos habitantes. As tecnologias bem aplicadas permitem à Replan ajustar suas operações rapidamente, em resposta às demandas do mercado, garantindo que a refinaria mantenha sua competitividade em um setor em constante evolução. Ser apontada como uma das melhores refinarias do mundo, e ser finalista do prêmio Melhor refinaria da América Latina da WRA – World Refining Association – é a consequência do trabalho de toda a equipe da Replan.
Orefino é um segmento que existe há muitos anos no Brasil, desde a década de 1930. Mas, depois do movimento “o petróleo é nosso”, nos anos 1950, o país realizou grandes investimentos em refino. Não é um setor novo no Brasil, mas o segmento privado, independente, é.
O presidente da Refina Brasil, associação que reúne as refinarias privadas do país, Evaristo Pinheiro, afirma que existem refinarias independentes, tendo o setor ganhado maior relevância a partir de 2020. Então, é muito recente, e isso é
um pano de fundo que se precisa ter, ao olhar para o que acontece hoje. Todas as nossas reivindicações lidam com distorções que existem em função de uma regulamentação feita a partir de um mercado monopolístico, sendo que agora eu tenho um mercado que pretende ser competitivo. Então, as regras precisam ser equitativas para um mercado concorrencial de peso. E elas não estão. Porque foram feitas num tempo de mercado onde só havia refinarias da Petrobras, e elas não cabem mais hoje no mercado concorrencial. Elas prejudicam a livre concorrência. Esse é o pano de fundo, essa é a origem das nossas reivindicações. Por conta desse
descompasso é que criamos a Refina Brasil. Porque, de repente, vimos 7 refinarias independentes, 20% do mercado nacional de petróleo, no meio de um mercado em que não se consegue competir de igual para igual, porque as regras não permitem.
Mas, se já não se sabia que precisava regular, por que que investiu?
Está certo, a iniciativa privada é capitalista e o capital corre risco, mas o que aconteceu foi que dois governos – do presidente Michel Temer e do presidente Bolsonaro –, começaram a sinalizar a necessidade de desverticalização de vários setores. Então, isso começou a ser planejado e executado ao longo desses dois governos. A iniciativa privada imaginou que fosse uma decisão de Estado, não deste ou daquele governo, mas que o estado brasileiro decidiu desverticalizar alguns setores, como o de gás, de petroquímica, de refino e outros. Na verticalização da distribuição, por exemplo, a BR Distribuidora foi vendida e se tornou a Vibra. Então, o setor privado sabia que deveria haver mudanças regulatórias, se o Estado brasileiro decidiu desestatizar setores que tradicionalmente estavam na mão da União, havia problemas a serem resolvidos. Foram decisões de Estado e muitas delas aprovadas no Congresso. E nesse instante você vai simplesmente se esquecer dessa sinalização?
Uma vez desverticalizados vários setores, as regulamentações seriam paulatinamente mudadas. E, de 2019 para cá, a Petrobras vendeu 4 refinarias compradas pelo setor privado – Mataripe, Manaus, Clara Camarão, e SIX.
É um assunto que toca mais de um setor, porque expôs a interrupção do processo de regulação, e colocou importantes atores numa zona cinza de autonomia e independência. E isso prejudica a criação e a manutenção de mercados competitivos. Porque é difícil explicar por que as opiniões mudam drasticamente. Não apenas a orientação do novo governo, mas a de órgãos independentes que, em 2019, deram um parecer afirmando que o monopólio da Petrobras era prejudicial ao refino e, em 2024, os mesmos conselheiros votaram em sentido diametralmente contrário, contrariando aquilo que havia sido apontado como um problema jurídico no passado (o monopólio e o abuso da posição dominante). Então, os investidores têm um problema. E, nesse contexto, o problema atinge também o consumidor.
Para deixar mais claro, o setor de refino privado precisa lutar agora pela sua sobrevivência. E seus pleitos são, lembrando que o refino é um setor de margem muito estreita, ter muita estabilidade de fornecimento e condições iguais de concorrência. Essas são as 2 premissas do setor de refino. A base é a estabilidade do insumo, estabilidade de preço, de entrega, de disponibilidade. O setor de refino privado precisa de condições de concorrência horizontais, precisa de uma boa concorrência, para que não haja distorções.
E como esse setor está na questão do insumo? O petróleo representa de 85% a 90% do seu custo total. Hoje,
no Brasil, a Petrobras produz 93% de todo o petróleo comercializado no Brasil – é um monopólio, na prática. E no refino? 60% do refino está nas mãos da Petrobras; 20% nas mãos das refinarias independentes, e 20% dos combustíveis são importados. Veja que, apesar de o Brasil ser autossuficiente na produção de petróleo, ele não é autossuficiente na produção de derivados, e tem um gap de 650.000 barris todos os dias, de combustíveis como gasolina e diesel. Então, há um monopólio aqui: “em economia, monopólio (do grego monos, um + polein, vender) designa uma situação particular de concorrência imperfeita, em que uma única empresa detém o mercado de um determinado produto ou serviço conseguindo, portanto, influenciar o preço do bem comercializado”.
Como se está dando essa concorrência? Porque existem no país 60% de combustível da Petrobras e 40% que não são (pode ser em parte) Petrobras. E o insumo? Se as refinarias privadas comprarem no Brasil ou fora, o preço é o internacional, mais o frete e o seguro, e uma série de outros custos embutidos. Se não compra da Petrobras, tem de importar e, ao importar, entra em desvantagem competitiva. Seu produto refinado vai ficar mais caro, logo, tem de vender mais caro do que a Petrobras. Então, quando se fala que a privatização da refinaria faz ela vender mais
“
existem refinarias independentes, tendo o setor ganhado maior relevância a partir de 2020. Então, é muito recente, e isso é um pano de fundo que se precisa ter, ao olhar para o que acontece hoje. Todas as nossas reivindicações lidam com distorções que existem em função de uma regulamentação feita a partir de um mercado monopolístico, sendo que agora eu tenho um mercado que pretende ser competitivo. Então, as regras precisam ser equitativas para um mercado concorrencial de peso.”.
Evaristo Pinheiro
caro e o consumidor sofre, não se deve esquecer de contextualizar: se compra insumo mais caro, não vai vender no mesmo preço.
Com exceção dos contratos de fornecimento de petróleo assinados na compra, e que garantiram algum fornecimento de petróleo para as refinarias privadas – e que não duram para sempre – quem produz petróleo no Brasil também perde dinheiro, se vender para as refinarias privadas daqui. Existe uma distorção regulatória no preço que a ANP calcula, na fórmula do preço de referência do petróleo que serve para calcular o quanto União, Estados e Municípios vão receber de royalties e participações especiais. Até o início deste ano, o preço de referência era o adotado pelas petroleiras para registrar a exportação para suas subsidiárias no exterior, fazendo com que o valor da exportação fosse defasado para fins de tributação. Por exemplo: para uma empresa que produz e vende aqui, ela vai recolher tributos com base no valor do mercado do produto. Que vai incidir, vai ser um preço condizente, com o preço de mercado. Porém, uma empresa produtora de petróleo X pode, em vez de vender o que produz aqui no Brasil, vender para uma filial, que pode até estar em um paraíso fiscal ou país com tributação favorecida. Isto é, vende para ela mesma no exterior, e o imposto de renda que vai incidir e a contribuição social sobre o lucro líquido vão ocorrer com base nos preços defasados – quando ocorrem – resultando em menor arrecadação para a União, em função da fórmula defasada. Se a fórmula que a ANP usa estiver defasada em relação ao preço de mercado, não importa qual é a cotação do petróleo, o preço de referência é sempre menor que o preço de mercado do petróleo. Mas, na prática, a empresa X está exportando o lucro, e pagando menos Royalties e participações especiais.
Só a perda da União pode chegar a 3.000.000.000,00 de reais por ano.
Esse é o cenário, e é por isso que as refinarias privadas não conseguem comprar petróleo brasileiro. Então, isso precisa mudar. É preciso acabar com o incentivo artificial para essa exportação.
Nosso primeiro pleito é comprar petróleo brasileiro, em refinaria brasileira, quero comprar petróleo brasileiro. É preciso garantir que as refinarias privadas tenham petróleo. E veja que as outras petroleiras que operam no Brasil também não vendem. Esse é o primeiro problema. Temos de resolver todo esse problema regulatório. Outro problema é que, pela lei antitruste, Lei de defesa da livre concorrência, existem problemas na cadeia a jusante, ou seja, para empresas que usam esse insumo para produzir outros produtos. Mas as petroleiras são obrigadas a vender o insumo para os meus concorrentes nas mesmas condições que para minhas próprias unidades? É a lei de defesa da concorrência. Mas a Petrobras vende petróleo para as privadas, só que mais caro. E ainda decidiu mu-
dar a política de preços dos derivados, deixando de arrecadar bilhões de reais. E tornando as refinarias privadas ainda menos competitivas. Sem lembrar que, se o Brasil crescer, o consumo de hidrocarbonetos vai aumentar até 2040, e o país vai precisar de refino – hoje, com o déficit de combustível, existe uma insegurança energética; se não for feito investimento em novas capacidades de refino tradicional, em 2035, o Brasil vai ter um déficit de 1.000.000 de barris por dia de combustíveis.
A Refina Brasil então está às voltas de tratativas administrativas e judiciais, enquanto o setor privado estuda outros insumos, ainda que estas refinarias estejam desenhadas para refinar petróleo – que é o que vai continuar a mover o planeta por um bom tempo, ainda.
“Nosso primeiro pleito é comprar petróleo brasileiro, em refinaria brasileira, quero comprar petróleo brasileiro. É preciso garantir que as refinarias privadas tenham petróleo. E veja que as outras petroleiras que operam no Brasil também não vendem. Esse é o primeiro problema. Temos de resolver todo esse problema regulatório. Outro problema é que, pela lei antitruste, Lei de defesa da livre concorrência, existem problemas na cadeia a jusante, ou seja, para empresas que usam esse insumo para produzir outros produtos. Mas as petroleiras são obrigadas a vender o insumo para os meus concorrentes nas mesmas condições que para minhas próprias unidades? É a lei de defesa da concorrência.”.
Evaristo
Pinheiro
Agência olha o refino no olha o refino no contexto da Transição contexto da
Por muito tempo fora da cena principal, o setor de refino não pode mais deixar aos combustíveis renováveis ou à sua infraestrutura original a capacidade de abastecer o país: o refino sempre foi inovador, e está atualizando seus processos tecnologicamente, além de buscar novas rotas e insumos para garantir a energia do futuro. Seja com a aplicação de tecnologias digitais ou com a inserção de bioenergéticos em seu mix, as refinarias estão ávidas por mais investimentos, para suprir o mercado de maneira segura e sustentável, de maneira a tornar o período de transição energética o menos doloroso possível para os consumidores. Mas o aquecimento global e a agenda de transição energética impõem uma redução significativa do uso de combustíveis fósseis.
“A transição energética vai requerer desafios a diversos setores da economia mundial, dentre eles, o setor de refino. Com o objetivo de se alcançar a redução de emissões de gases de efeito estufa, há uma busca pela ampliação do uso de combustíveis renováveis. Cabe destacar que a International Energy Agency (IEA) indica um domínio da expansão global de biocombustíveis pelas economias emergentes, lideradas pelo Brasil. Esse domínio é apoiado, dentre outros pilares, em políticas robustas de incentivos aos biocombustíveis, de acordo com a IEA. E a ANP, no âmbito de suas atribuições legais, estabelece as regras do setor regulado por meio de resoluções. Nesse contexto, destaque-se que está em revisão a Resolução ANP nº 734/2018, que regulamenta a atividade de produção de biocombustíveis. A revisão da resolução está em fase final de elaboração de Análise de Impacto Regulatório (AIR)”, comenta o Superintendente de Produção de Combustíveis da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
–, Brunno Atalla
Demanda por biocombustíveis em cinco anos cresce por combustível (sentido) e tipo de economia (direita) mais caso, 2011-2028
“A política de transição energética nacional, sem descuidar de atingir a meta de descarbonização perseguida, precisa evitar a oneração desnecessária da sociedade e da indústria, ao privilegiar soluções pouco aderentes à nossa realidade, mesmo que adequadas a políticas industriais, econômicas e ambientais das nações do hemisfério norte, que enfrentam o mesmo problema sob condições muito diferentes das nossa” [2]
Para abastecer o mercado de olho nas metas ambientais, é preciso muito investimento e o Brasil resolveu abrir o setor refino à iniciativa privada. Bom lembrar que as regras relativas ao exercício da atividade de refino estão presentes na Resolução ANP nº 852/2021, e elas são as mesmas para todas as refinarias – privadas ou estatais. E todas as refinarias podem processar, tanto o petróleo nacional, quanto o petróleo importado, e têm liberdade para escolher seu mix de produção, mas tudo deve ser informado para a Agência, e de fato está disponível nos diversos painéis dinâmicos[1], disponibilizados no site da ANP.
@Petrobras/Rafael Pereira
Magda Chambriard, presidente da Petrobras, em maio, disse que não descarta retomar participação em refinarias privatizadas no governo anterior, e vê com bons olhos o investimento no aumento da capacidade de refino de petróleo. “O refino agrega valor. Enquanto agregador de valor, nos interessa. Deu lucro? Queremos”, disse.
Em sua primeira coletiva de imprensa após tomar posse, Magda defendeu abertamente as vantagens de se ampliar a capacidade de refino no Brasil, “mas não vamos refinar para perder dinheiro” . Sobre o Biorrefino, ela concorda que é o futuro “e ninguém pode dizer que, numa época de transição, a gente não deve considerar o biorrefino. Está definido? Ainda não.”
A presidente da Petrobras defendeu na coletiva o aumento do investimento em derivados, como os fertilizantes, que, no Brasil, são em sua maioria “nitrogenados, feitos com gás natural. E a Petrobras vende gás. Então, há um produto, o gás, que faz sentido ser desenvolvido. E queremos desenvolver mercado para colocar nosso produto [gás]. Vou fazer isso a qualquer preço? Não. Vou fazer isso, desde que dê lucro”.
Fazer as leis e criar políticas públicas não é de competência da ANP, que está encarregada de implementar as políticas públicas definidas pelo Conselho Nacional de Política Energética. Então, como o Projeto de Lei 2308/2023, que versa sobre a Política Nacional do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono, ainda não foi aprovado, a ANP não tem competência para regular o tema. A produção, pelas refinarias, de biometano e outros biocombustíveis, está no escopo dos estudos de AIR, referentes à revisão da Resolução ANP 734/2018.
O Brasil vem investindo na expansão e na complexidade de suas refinarias, e possui hoje 11 refinarias da Petrobras, mais as oito privadas filiadas à Refina Brasil.
[1] Fontes:
E os negócios vão bem, ainda que o mercado não esteja completamente regulado.
O Open Group é um consórcio global, que possibilita o cumprimento dos objetivos de negócios por meio de padrões de tecnologia. Diversifica mais de 800 organizações, que inclui clientes, fornecedores de sistemas e soluções, fornecedores de ferramentas, integradores, acadêmicos e consultores em vários setores. Dentre eles, alguns como o automotivo, médico, aeroespacial, e inclusive o setor de automação industrial. O Open Group vem liderando o desenvolvimento de padrões e certificações de tecnologia aberta e neutra para fornecedores.
Na contramão do desenvolvimento de tecnologias abertas e interoperável dos equipamentos de instrumentação e sistemas de TI, estão os sistemas de controle, sendo em sua grande maioria fechados e proprietários. A manutenção e atualização destes sistemas são caras, além de serem desafiadoras, quanto a inserir novas tecnologias, principalmente de terceiros. É devido a este cenário, e a partir de uma iniciativa de clientes finais, que surgiu o Open Process Automation Forum (OPAF). O Fórum é um grupo baseado em um consenso de usuários finais, fornecedores, integradores de sistemas, organizações de padrões e entidades acadêmicas, que aborda questões técnicas e comerciais para automação de processos.
O OPAF visa a definir padrões para uma arquitetura de automação de processos aberta, interoperável e segura. Os padrões definidos pelo OPAF permitem o desenvolvimento de produtos que, independentemente do fabricante, são integrados facilmente, por meio de uma arquitetura modular caracterizada por interfaces com padrão aberto. O OPAF não visa à criação de um novo padrão, a prioridade é selecionar padrões a partir das tecnologias industriais existentes. O trabalho de padronização foi desenvolvido considerando o impacto de 23 atributos-chaves de qualidade:
A história do padrão O-PAS
A iniciativa para o desenvolvimento deste padrão partiu da necessidade identificada por grandes usuários finais extremamente relevantes, como a Exxon Mobil, que conseguiu despertar renomadas empresas da área de TI, a grande maioria dos fornecedores de sistemas de automação e controle, além de entidades acadêmicas. Desta forma, muitas tecnologias disponíveis e muito utilizadas no mundo de TI, como por exemplo a orquestração de sistemas/aplicações e a segurança cibernética, estão sendo incorporadas a este padrão, e isso representará uma grande revolução em vários aspectos, como na capacidade, flexibilidade, segurança e facilidade de uso dos sistemas.
Os pilares do O-PAS são sua plataforma distribuída, modular, extensível e escalável; sua arquitetura interoperável, aberta e baseada em padrões; segurança incorporada; e um ambiente de usuário menos complexo e muito mais produtivo. Tais atributos permitirão que modificações em sistemas possam ser implementadas com menor custo e sem necessidade de paradas, o que impulsionará os benefícios reais do poder e produtividade da transformação digital. Ou seja, teremos a capacidade de fazer inovações rápidas, interativas e baseadas em dados para as operações da planta a uma fração do custo anteriormente possível.
Dentre as principais tecnologias adotadas pela norma O-PAS para suportar a interoperabilidade entre sistemas, temos OPC UA, AML (Automation Markup Language), blocos funcionais e tecnologias de orquestração, como Redfish. A arquitetura unificada do OPC permite a comunicação segura e efetiva, tanto de controle quanto de supervisão,
Adriano Marcelo Corteze – Luciano Botto Nova Smar S/A
entre dispositivos e aplicações de diferentes fabricantes. O AML, por sua vez, permite que ferramentas de software de diversos fabricantes troquem (exportem e importem) configurações umas com as outras, através do uso de arquivos padrão, sem a necessidade de retrabalhos de engenharia. Os blocos funcionais permitem que estratégias de controle sejam distribuídas, em parte ou no todo, entre os mais variados dispositivos de hardware. E, finalmente, as tecnologias de orquestração industrial, como Redfish, utilizadas já há décadas pela área de TI (Tecnologia da Informação) foram adotadas para trazer todos os seus benefícios e facilidades também para a área de TO (Tecnologia de Operação), com destaque para o gerenciamento automatizado de sistemas e facilidade de uso. Tais tecnologias permitem que tarefas que eram tradicionalmente executadas manualmente sejam feitas de modo totalmente automático, incluindo a configuração automática de novos equipamentos para substituição de equipamentos em falha, a automatização da manutenção de aplicativos e da infraestrutura de software, e a autorrecuperarão da infraestrutura digital para manter operações contínuas, caso um dispositivo de hardware ou aplicação de software entre em falha por um motivo qualquer. Desta forma, tais tecnologias permitem que seus usuários desfrutem de maior flexibilidade, maior abertura e maior interoperabilidade, ao mesmo tempo em que passam a ter mais segurança e confiabilidade.
Este grupo de padrões definidos pelo OPAF recebe o nome de O-PAS, Open Process Automation Standard, conhecido como o Padrão dos Padrões. A imagem a seguir apresenta a arquitetura de sistemas de automação proposta pelo O-PAS.
Os elementos principais desta arquitetura são os DCNs, Distribuited Control Nodes. Como o próprio nome diz, é o nó de controle distribuído, podendo ser físico ou virtual. Os DCNs são responsáveis por realizar aplicações de aquisição de E/S, controle e função de gateway, para a integração com dispositivos e sistemas existentes.
Para conectar todos os elementos da arquitetura e fornecer uma comunicação confiável e segura, existe a OCF, O-PAS Communication Interface. A OCF utiliza como padrão de comunicação o OPC-UA, permitindo a comunicação horizontal e vertical entre todos os elementos da rede.
A tabela abaixo, desenvolvida por usuários finais e forne-
cedores membros da OPAF, traz os principais benefícios de cada uma das partes ao utilizar o O-PAS.
Benefícios do O-PAS
Usuários FinaisFornecedores
• Suporta reutilização de aplicações de sistema de controle
• Aumenta a criação de valor
• Permite inovação contínua
• Resolve problemas de integração de sistemas
• É seguro e intrinsecamente protegido
• Capacita a força de trabalho
• Reduz o custo total de propriedade (TCO)
• Alcançar novos mercados e clientes
• Permanecer relevante para os clientes existentes
• Criação de novos bens e serviços para mercados expandidos
• Vender melhorias incrementais ao longo da vida útil da planta do cliente
• Aumento das margens
• Redução de custos
• Eliminação de produtos não diferenciados
Baseado em todos estes conceitos definidos pelo padrão O-PAS, a Nova Smar desenvolveu os produtos a seguir, para iniciar uma perfeita combinação entre herança de legado existente e aplicação de tecnologia do futuro. Estes produtos recebem o nome de Linha NOVA.
Um Distributed Control Node (DCN) é um componente de um sistema distribuído, que descreve um nó ou dispositivo que possui a capacidade de controlar e gerenciar outras unidades e recursos no ambiente distribuído. Em um sistema distribuído, várias entidades independentes, como computadores, sensores, dispositivos de armazenamento, atuadores e outros dispositivos de rede, são interconectadas e trabalham em conjunto para realizar tarefas ou fornecer serviços.
O NovaDCN Smar foi desenvolvido em parceria com a Intel, empresa que também faz parte do OPAF (Open Process Automation Fórum). Desta forma, trazemos para o mundo da automação industrial os poderosos processadores da família Intel, projetado para soluções completas de controle distribuído em total conformidade com o OPAS.
Hardware desenvolvido em parceria com a Intel;
NovaDCN
Certificado de compatibilidade OPAS;
Portabilidade;
Interconectividade;
Instalação industrial;
Processador Intel Atom Dual Core x6200FE
4 portas Ethernet 1000 Mbps RJ45
Comunicação OPC-UA;
Alimentação 24V com consumo de 2A
Porta USB 3.1
Sistema Operacional Debian Linux
Os DCNs também atuam como um gateway para outras redes ou sistemas, como sistemas legados, gateways sem fio, redes de campo digital, E/S e controladores de sistemas DCS ou PLC. O NovaDCN possui também em sua linha Gateways que permitem a integração do System 302 com o OPAS;
Integra o Legado com o Novo;
Fornece acesso a sistemas legados através do OPAS Signal;
Permite a utilização das tecnologias HART, Profibus, Fieldbus Foundation, Modbus e sinais de I/O convencionais com os sistemas OPAS;
Arquivo de descrição AML.
NovaCSB
Com uma interface gráfica prática e intuitiva, o NovaCSB (Nova Control Strategy Builder) permite a execução da estratégia de controle, utilizando diagramas de blocos. Por ser uma aplicação Web, não é dependente de sistema operacional e hardware, sendo compatível com todo e qualquer dispositivo, seja qual for o fabricante e sistema operacional.
Plataforma Web;
Configuração por diagrama de blocos;
Permite configuração, supervisão e operação;
Implementação em nuvem, via internet;
Implementação em nuvem local;
Utiliza arquivos definidos pelo padrão OPAS para descrever o Information Model dos blocos;
Utiliza arquivos AML para descrição dos DCN I/O;
Gera arquivo AML para configuração;
Gera o arquivo .opas;
Permite a utilização de bibliotecas de blocos funcionais de terceiros.
NovaENGINE
Containers são unidades de software que empacotam aplicações e suas dependências em um único pacote, simplificando a criação, implantação e execução de aplicações em diferentes ambientes. As NovaENGINEs Smar são capazes de executar a lógica de controle em plataformas Dockers. Além disso, as NovaENGINEs são independentes e podem ser executadas em qualquer hardware compatível com o OPAS, sendo a configuração feita utilizando arquivo XML.
Compõe a NovaENGINE Smar:
Servidor OPC-UA, responsável pela comunicação do container com a rede OPAS, fornecendo o Information Model das aplicações e cyber-segurança.
FB Run Time, responsável pela execução de funções de controle, como blocos de função, lógica sequencial, IEC 61131-3 lógica e lógica IEC 61499.
NovaFB
Tecnologias abertas tornam possível que componentes de hardware e software de diferentes fabricantes possam ser utilizados em conjunto, em uma mesma aplicação ou subsistema. As estruturas de dados e comunicações utilizadas pelos blocos de função são padronizadas para garantir a interoperabilidade. E a completa descrição de recursos permite que diferentes softwares de configuração de diferentes fabricantes realizem a configuração, de maneira padronizada.
Dessa forma, a Smar busca fortalecer todo o mercado de automação, proporcionando a outras empresas e fornecedores maior agilidade no desenvolvimento de soluções por meio da incorporação de tecnologia comprovada aos seus produtos, ao mesmo tempo que permite maior liberdade para os usuários selecionarem os componentes de hardware e software mais adequados aos seus objetivos.
Blocos Funcionais desenvolvidos baseados em uma solução com mais de 40 anos de utilização em campo;
Arquivos Nodeset;
Texto estruturado;
Segue o Padrão definido pelo OPAS
A Retomada do Refino no Brasil: A no
Desafios e Oportunidades Desafios e
Parte 1: Introdução e Iniciativas da Petrobras
Introdução
Nos últimos anos, o setor de refino no Brasil tem passado por uma transformação significativa, com investimentos robustos, tanto da Petrobras quanto de empresas privadas. Esta revitalização visa a fortalecer a capacidade de refino nacional, e atender a crescente demanda interna por derivados de petróleo.
Iniciativas da Petrobras
A Petrobras continua a ser a espinha dorsal do re-
fino no Brasil. A empresa está investindo em modernizações e expansões importantes, como na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), no Paraná, e na Refinaria Abreu e Lima (Rnest), em Pernambuco. A retomada das obras do Trem 2 da Rnest, que estavam paradas desde 2015, é um exemplo dessa estratégia. Além disso, a modernização da Refinaria Riograndense está em andamento.
De acordo com a Nota Técnica da EPE sobre Refino e Petroquímica, a Petrobras está alinhada com as melhores práticas internacionais, buscando aumentar
Mauro Destri
a eficiência e a sustentabilidade das operações de refino. O foco em tecnologias avançadas e processos otimizados é crucial para a competitividade do parque de refino brasileiro.
A Petrobras também está planejando investir US$ 17 bilhões no segmento de refino, transporte e comercialização, nos próximos cinco anos, aumentando a capacidade de processamento de óleo nas refinarias em 225 mil barris por dia. Há um foco significativo em biorrefino, com US$ 1,5 bilhão destinados à produção de diesel renovável.
Parte 2: Entrada de Novos Players e Refinarias Privadas
Entrada de Novos Players
A venda de refinarias pela Petrobras permitiu a entrada de novos agentes no mercado, ampliando a concorrência e a eficiência do setor. A aquisição da Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia, pelo Mubadala Capital, e da Refinaria Isaac Sabbá (REMAN), em Manaus, pelo Grupo Atem são exemplos dessa movimentação. A RLAM, com capacidade de processar 333 mil barris por dia, foi vendida por US$ 1,8 bilhão, e é a segunda maior refinaria do Brasil. A REMAN, com capacidade de 46 mil barris por dia, foi adquirida por US$ 257,2 milhões.
Refinarias Privadas
Além das refinarias vendidas pela Petrobras, o Brasil conta com outras refinarias privadas, que desempenham um papel importante. A refinaria de Manguinhos, agora chamada REFIT, no Rio de Janeiro, e a Univen, em Itupeva, São Paulo, são exemplos de refinarias privadas que estão em operação. Recentemente, a Dax Oil inaugurou uma refinaria no Polo Petroquímico de Camaçari, na Bahia, que processa 2,5 mil barris por dia, ampliando as opções de refino no país.
A Nota Técnica da EPE sobre Perspectivas da Implantação de Refinarias de Pequeno Porte destaca o potencial dessas unidades para aumentar a oferta de derivados de petróleo em regiões específicas, reduzindo a dependência de importações, e promovendo o desenvolvimento regional.
Parte 3: Distribuição Geográfica do Parque de Refino e Capacidade de Refino no Brasil
Distribuição Geográfica do Parque de Refino
O parque de refino no Brasil está concentrado principalmente nas regiões Sudeste e Sul, com a Petrobras dominando a maior parte das operações. As principais refinarias da Petrobras incluem:
• Repar (PR): Refinaria Presidente Getúlio Vargas, localizada em Araucária, Paraná.
• Replan (SP): Refinaria de Paulínia, localizada em Paulínia, São Paulo.
• Reduc (RJ): Refinaria Duque de Caxias, localizada em Duque de Caxias, Rio de Janeiro.
• Rnest (PE): Refinaria Abreu e Lima, localizada em Ipojuca, Pernambuco.
Refinarias privadas e recém-adquiridas incluem:
• RLAM (BA): Refinaria Landulpho Alves, locali-
zada em São Francisco do Conde, Bahia, adquirida pelo Mubadala Capital.
• REFIT (RJ): Antiga Refinaria de Manguinhos, localizada no Rio de Janeiro.
• Univen (SP): Localizada em Itupeva, São Paulo.
• Dax Oil (BA): Localizada no Polo Petroquímico de Camaçari, Bahia.
• REMAN (AM): Refinaria Isaac Sabbá, localizada em Manaus, Amazonas.
Capacidade de Refino no Brasil em Números
A capacidade de refino no Brasil é significativa, mas ainda insuficiente para atender a toda a demanda interna. O Brasil possui atualmente uma capacidade instalada de refino de cerca de 2,3 milhões de barris por dia, distribuída em 17 refinarias. A Petrobras controla a maior parte dessa capacidade, embora a entrada de novos players privados esteja diversificando o mercado (IBP) .
Parte 4: Posição no Mundo, Lacunas de Produtos Refinados e Oportunidades para Empresas Nacionais.
Posição no Mundo
No cenário global, o Brasil ocupa uma posição relevante, mas não está entre os líderes em capacidade de refino. Os Estados Unidos e a China são os maiores detentores de capacidade de refino, seguidos por outros países da Ásia-Pacífico e da Europa. O Brasil, com sua capacidade atual, ainda está atrás desses grandes centros de refino (IBP).
Lacunas de Produtos Refinados
Apesar de ser um grande produtor de petróleo, o Brasil ainda precisa importar uma quantidade significativa de combustíveis refinados, para atender a demanda interna. Produtos como gasolina, diesel e gás liquefeito de petróleo (GLP) são importados para suprir as lacunas deixadas pela capacidade de refino nacional. Em 2023, por exemplo, o Brasil importou 14,71 bilhões de litros de diesel, uma redução de 8,8%, em relação a 2022, e 4,16 bilhões de litros de gasolina, uma redução de 8,2% (Fenacombustíveis) (Serviços e Informações do Brasil).
Oportunidades para Empresas Nacionais
Essas lacunas representam oportunidades significativas para empresas nacionais e novos investidores. O desenvolvimento de novas refinarias, bem como
a modernização e expansão das existentes, pode reduzir a dependência de importações, e fortalecer a indústria de refino no Brasil. Além disso, a crescente demanda por combustíveis renováveis e biorrefinados abre novas frentes para investimento e inovação (IBP) (Fenacombustíveis).
Parte 5: Impactos Positivos para a Sociedade e Políticas Regulatórias.
Impactos Positivos para a Sociedade
A revitalização do setor de refino no Brasil tem vários impactos positivos para a sociedade:
• Geração de Empregos: Os investimentos no setor criam empregos diretos e indiretos nas regiões onde as refinarias estão localizadas.
• Redução de Dependência de Importações: Aumentar a capacidade de refino nacional reduz a necessidade de importar derivados, melhorando a balança comercial.
• Desenvolvimento Regional: As novas refinarias e investimentos em infraestrutura promovem o desenvolvimento econômico das regiões beneficiadas.
• Sustentabilidade: O foco em biorrefino e produção de combustíveis renováveis contribui para a sustentabilidade ambiental.
Políticas Regulatórias
As políticas regulatórias desempenham um papel crucial no desenvolvimento do setor de refino.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) são os principais órgãos reguladores que monitoram e promovem a concorrência no mercado de refino. A Resolução nº 9/2019, do Conselho Nacional de Política Energética, estabeleceu diretrizes para a promoção da livre concorrência, incentivando a entrada de novos players no mercado (TN Petróleo) .
Parte 6: Notícias Recentes e Iniciativas Estaduais, Privatização do Parque de Refino: Vantagens e Desvantagens e Considerações Finais.
Notícias Recentes e Iniciativas Estaduais
A Bahia se tem destacado com iniciativas para fomentar o setor de refino, promovendo eventos, como o Bahia Oil & Gas Energy 2024, que aborda temas relevantes para a indústria de petróleo e gás na região
(Bahia Oil & Gas Energy). Além disso, a ANP tem destacado a necessidade de manter a paridade de preços com o mercado internacional para atrair investimentos e garantir a expansão do parque de refino (BiodieselBR).
Governos estaduais estão cada vez mais envolvidos em promover incentivos fiscais e políticas de apoio para desenvolver o setor de refino em suas regiões. Essas iniciativas são cruciais para garantir a distribuição eficiente e o abastecimento regional, especialmente nas áreas mais afastadas dos grandes centros de refino.
Privatização do Parque de Refino: Vantagens e Desvantagens
Recentemente, a Petrobras cancelou os planos de privatização de cinco refinarias após um novo acordo com o CADE. As refinarias afetadas pela decisão incluem a Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), a Refinaria Abreu e Lima (Rnest), a Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), a Refinaria Gabriel Passos (Regap) e a Refinaria Lubrificantes e Derivados do Nordeste (Lubnor).
Vantagens da Privatização
Eficiência Operacional: Empresas privadas podem ter maior flexibilidade e eficiência operacional, podendo implementar melhorias mais rapidamente e adaptar-se às mudanças do mercado.
refino nacional. Muitas vezes, apenas transfere o controle das refinarias para o setor privado sem aumentar a produção, mantendo a dependência de importações.
Perda de Controle Estatal: A privatização pode resultar na perda de controle do Estado sobre setores estratégicos, dificultando a implementação de políticas públicas para regulação de preços e garantia de abastecimento.
Considerações Finais
A retomada do refino no Brasil envolve uma série de desafios e oportunidades. A modernização das instalações existentes, a entrada de novos players e a superação de desafios logísticos são essenciais para o sucesso do setor. Com investimentos planejados pela Petrobras e a participação crescente de empresas privadas, o setor de refino brasileiro está em um caminho de revitalização.
Investimentos: A entrada de capital privado pode trazer novos investimentos, modernizando o parque de refino e aumentando a capacidade de produção.
Concorrência: A privatização pode aumentar a concorrência no setor, potencialmente levando a melhores preços e serviços para os consumidores (Brasil de Fato).
Desvantagens da Privatização
Monopólios Regionais: A experiência com a privatização da Refinaria Landulpho Alves mostrou que pode haver criação de monopólios regionais, onde empresas privadas controlam os preços sem concorrência efetiva, resultando em aumentos nos preços dos combustíveis (Brasil de Fato).
Dependência de Importações: A privatização não necessariamente aumenta a capacidade de
A promoção de políticas regulatórias que incentivem a concorrência e atraiam investimentos é crucial. Além disso, os incentivos estaduais e federais desempenham um papel fundamental no desenvolvimento do setor, garantindo que todas as regiões do país possam se beneficiar desse crescimento.
O impacto positivo para a sociedade inclui a geração de empregos, o desenvolvimento regional e a redução da dependência de importações. Com o foco em sustentabilidade e inovação, o Brasil pode tornar-se em um líder no refino de petróleo e na produção de biocombustíveis, contribuindo para um futuro energético mais limpo e eficiente.
Final
Este artigo foi preparado por Mauro Destri, especialista em O&G e Energia, com base em dados recentes e notas técnicas da EPE. A revitalização do setor de refino no Brasil é um tema crucial para o desenvolvimento econômico e energético do país.
Referências:
• EPE. “Nota Técnica sobre Refino e Petroquímica”.
• EPE. “Perspectivas da Implantação de Refinarias de Pequeno Porte”. Disponível em:
• Notícias e relatórios da ANP, CADE e outras fontes relevantes.
Mauro Destri
Por que as válvulas de controle são negligenciadas?
David Livingstone Villar Rodrigues
Em matéria de válvulas de controle a referência de literatura, é o livro “Control Valve Primer” 5ª edição, publicado pela ISA. O autor é Hans D. Baumann, que declara no início do primeiro capítulo o seguinte:
“As válvulas de controle podem ser a parte mais importante, mas às vezes a mais negligenciada, de uma malha de controle. O motivo geralmente é a falta de familiaridade do engenheiro de instrumentação/automação com os muitos aspectos, terminologias e áreas das disciplinas de engenharia, como mecânica dos fluidos, controle de ruído e projeto de tubulação e vaso, que podem estar envolvidas, dependendo da severidade das condições de processo”.
O Baumann tem razão! Apesar da importância, a válvula de controle atrai pouca atenção. É o único instrumento da malha que manipula o processo diretamente. A válvula tem de ter precisão para atender o comando do controlador e, ao mesmo tempo, robustez para resistir às condições rigorosas do processo. Pode ser o equipamento de maior custo de aquisição, e o que demanda mais recursos de tempo e de custo de manu-
tenção. A ocorrência de falha numa válvula de controle pode provocar instabilidade de controle, perda de produção, aumento do custo de manutenção, e até uma parada geral de emergência.
Entretanto, a válvula de controle continua sendo o equipamento que apresenta o menor grau de conhecimento por parte da comunidade de automação/instrumentação. Hoje em dia, são raros os profissionais plenamente habilitados para atuar na área de engenharia de projetos em atividades corriqueiras, como a especificação, seleção e dimensionamento da válvula de controle. Esta mesma carência é observada na área de engenharia de manutenção em atividades como implantação de plano de manutenção, elaboração de procedimentos, levantamento de sobressalentes, diagnóstico de falhas e fiscalização de serviços.
O que fazer para melhorar o nível de conhecimento do profissional da área de automação/instrumentação? Como podemos contribuir para uma melhor formação dos profissionais nos cursos de formação de nível superior e médio na competência sobre válvulas de controle?
Impacto dos Desafios Climáticos no Complexo Energético
Victor Arduin analista de Energia e Macroeconomia da Hedgepoint Global Markets*
Em um cenário de transição energética, as refinarias enfrentam desafios, tanto de mercado quanto de paradigma.
A crescente demanda global por energias renováveis está impulsionando uma transição energética, reduzindo a participação relativa das refinarias no suprimento energético, mesmo com volume de produção ainda em crescimento.
Em uma sociedade cada vez mais adaptada à transição energética, qual o papel das refinarias no futuro? Apesar da projeção de redução no consumo de gasolina e diesel nas próximas décadas, os derivados do petróleo produzidos em refinarias apresentam uma diversidade de aplicações. O asfalto, por exemplo, essencial para a construção civil, continua sendo produzido em refinarias, e ainda não possui um substituto amplamente viável. Apesar da crescente demanda por carros elétricos, a produção de muitos componentes plásticos desses veículos, como o polipropileno e o polietileno, ainda depende do petróleo. O propileno, por exemplo, é essencial para a fabricação de baterias. Assim, embora a matriz energética esteja em transição, as refinarias continuarão relevantes nos próximos anos.
As refinarias, embora fundamentais para a economia, são grandes emissoras de gases de
efeito estufa e poluentes atmosféricos. Para reduzir seus impactos ambientais, as refinarias podem investir em tecnologias limpas, como captura e armazenamento de carbono, e em processos de produção mais eficientes. Os governos em aprimorar o mercado de carbono, que traz incentivos para o uso de energia mais limpas. Contudo, é preciso ter em mente que a implementação dessas medidas pode gerar um aumento nos custos da energia, o que exige atenção especial para evitar que os mais vulneráveis sejam os mais prejudicados. O contexto é complexo, porque, de um lado, mudanças podem resultar em custos para sociedade, mas, por outro, a crise climática já mostra suas consequências.
Intensificação de eventos climáticos extremos
A intensificação dos eventos climáticos extremos, nos últimos anos, demonstra a urgência da crise climática. Se antes esses eventos eram considerados isolados, hoje, a crescente frequência e intensidade com que ocorrem demonstram um problema global. A expansão da comunicação e a globalização amplificam a percepção desses impactos, mostrando que ninguém está imune aos seus efeitos.
A necessidade de se adaptar às mudanças climáticas e aos eventos extremos tem impul-
* A Hedgepoint Global Markets é uma empresa especializada em gestão de risco, inteligência de mercado, e execução de hedge para a cadeia de valor global de commodities, com larga experiência nos mercados agrícolas e de energia. Está presente em cinco continentes e oferece aos clientes produtos de hedge baseados em tecnologia e inovação, mantendo o cliente como ponto central de todos os processos. A companhia trabalha com mais de 60 commodities e mais de 450 produtos de hedge em sua plataforma. Visite nosso site.
sionado governos e empresas a buscarem soluções inovadoras. Enquanto os governos trabalham em planos de prevenção para reduzir a vulnerabilidade das comunidades e salvar vidas, as empresas exploram novas tecnologias e modelos de negócios que mitiguem os riscos e prejuízos econômicos causados pelo clima.
Canal do Panamá
Eventos climáticos extremos impõem desafios significativos ao setor energético, seja por danos à infraestrutura de produção, ou por complicações logísticas. Um exemplo interessante foi a recente seca no Panamá, que reduziu drasticamente os níveis do Lago Gatun. Essa situação, por sua vez, obrigou as autoridades a restringirem o tráfego no Canal do Panamá, uma das principais rotas marítimas do mundo.
Panamá - Número de embarcações cruzando o Canal do Panamá
Fonte: Controladoria General de la República de Panamá
A recuperação do tráfego no Canal do Panamá deixou impactos sobre a economia panamenha. Ademais, o aumento das tarifas de frete, consequência direta da menor capacidade do canal, encareceu as exportações de commodities energéticas com destino à Ásia, afetando a competividade dos produtos produzidos nos EUA que usam essa rota.
Temporada de furacões nos Estados Unidos
A temporada de furacões, que teve início antecipado este ano com o furacão Beryl, expõe os riscos da infraestrutura energética dos Estados Unidos, concentrada na costa do Golfo. A região, responsável por uma parcela significativa da produção de gás natural e petróleo, bem como da capacidade de refino do país, é
frequentemente é atingida com mais intensidade por tempestades entre os meses de junho e outubro.
O fechamento preventivo de plataformas de petróleo e gás, as interrupções nas operações de refinarias devido a problemas elétricos e inundações, além da paralisação das exportações de commodities energéticas, geram impactos nos preços energéticos, afetando tanto os produtores quanto os consumidores.
A previsão da NOAA de uma temporada acima da média reforça a importância de agir de forma proativa para proteger a economia e a população.
Probabilidade da Intensidade da Temporada de Furacões no Atlântico em 2024 (%)
Fonte: NOAA
Chuvas no Rio Grande do Sul
As fortes chuvas que atingiram o Rio Grande do Sul em maio tiveram um impacto significativo na produção e distribuição de combustíveis no estado. As duas refinarias locais tiveram sua produção de gasolina e diesel comprometida devido à falta de acesso e a questões de segurança. Além disso, a extensa malha rodoviária danificada e as dificuldades de acesso às áreas afetadas interromperam a distribuição de combustíveis, especialmente o diesel, crucial para a operação de maquinário pesado utilizado na limpeza e reconstrução das cidades.
Posicionadores de Válvulas e sua importância nos processos em refinarias
César Cassiolato Presidente & CEO – Vivace Process Instruments
Introdução
No cenário complexo e exigente do refino de petróleo, o controle preciso de fluxo é a base da eficiência e segurança operacionais. As refinarias, a espinha dorsal do segmento energético global, dependem fortemente de processos que transformam o petróleo bruto em produtos refinados, como gasolina, diesel e vários produtos petroquímicos. A eficiência e eficácia destes processos dependem significativamente da capacidade de regular e gerir taxas de fluxo com a máxima precisão e fiabilidade. O controle de fluxo em refinarias de petróleo envolve o gerenciamento do movimento de fluidos, através de vários estágios de processamento. Isto inclui a separação inicial do petróleo bruto nos seus componentes básicos (destilação), tratamentos subsequentes, como craqueamento catalítico e hidro craqueamento, e os processos finais de purificação e mistura. Cada estágio requer vazões específicas para otimizar a eficiência e a qualidade do produto. Parte fundamental nestes processos são os posicionadores de válvulas, fornecendo controle preciso sobre o movimento das válvulas. Este controle preciso, não só garante que os processos funcionem sem problemas, mas também minimiza o risco de transbordamentos ou interrupções, que podem ter consequências operacionais e ambientais significativas.
de processo desejados.
No centro da importância de um posicionador de válvula, está sua capacidade de corrigir a posição da haste da válvula contra distúrbios. Esses distúrbios podem ser intrínsecos, como atrito e desgaste no mecanismo da válvula, ou extrínsecos, como variações nas condições de pressão, temperatura e fluxo. Ao ajustar continuamente a válvula para a posição desejada, os posicionadores compensam essas perturbações, garantindo que o sinal de controle seja traduzido com precisão na posição da válvula, independentemente de fatores externos.
Os posicionadores de válvula digitais representam o mais recente avanço tecnológico, utilizando protocolos de comunicação digital, como HART, PROFIBUS PA, etc. Eles oferecem diagnósticos avançados, recursos de monitoramento remoto e integração perfeita com sistemas de controle de refinaria. Vejamos o VVP10, posicionador da VIVACE sem contato mecânico, projetado para trabalhar com acionadores de válvulas lineares ou rotativas, proporcionando precisão e controle, com alta disponibilidade e confiabilidade. Permite fácil instalação e comissionamento, e é adequado para vários tipos de válvulas, independentemente do tipo e do tamanho.
Os posicionadores de válvula são dispositivos eletrônicos ou pneumáticos utilizados para controlar com precisão a posição das válvulas em processos industriais. Nas refinarias de petróleo, onde a regulação precisa do fluxo, pressão e temperatura é fundamental, estes dispositivos desempenham um papel crítico. Ao receber sinais de um controlador, os posicionadores de válvula ajustam a posição da válvula para manter, de forma eficaz, os parâmetros
Os posicionadores VVP10 estão disponíveis nas tecnologias HART 7 / 4-20mA e PROFIBUS PA. O modelo HART possui em seu modelo padrão o retorno de corrente 4-20 mA, para indicar a posição real controlada.
O VVP10 possui modelos com sensores de pressão, interruptores de fim de curso (limit switches), saídas digitais (para alarmes e válvula de segurança), e diagnósticos avançados que ajudam a predizer eficientemente a necessidade de manutenção. E ainda:
- Simples e muito fácil de instalar e operar;
- Sem baixa isolação, utiliza bobina eletrônica;
- Sensor HALL sem contato e com opção de Sensor remoto;
- Leitura de régua potenciométrica ou 4-20mA;
- Modelos com sensor de pressão, entradas e saídas digitais;
- Diagnósticos avançados;
- Certificações para áreas classificadas;
- GARANTIA de fábrica VITALÍCIA.
VVP10 - Posicionador de válvula inteligente e sem contato mecânico
Aplicações e benefícios do uso de posicionadores de válvula na Indústria de Petróleo e Gás
No setor de petróleo e gás, os posicionadores de válvulas desempenham um papel de extrema importância na gestão do fluxo de hidrocarbonetos, através de oleodutos, plantas de processamento e refinarias.
Eles garantem o controle preciso das válvulas utilizadas na regulação de pressão, controle de fluxo e sistemas de segurança. Ao manter um controle preciso nesses processos, os posicionadores de válvula ajudam a otimizar a eficiência da produção, garantir a qualidade do produto, e aumentar a segurança das operações, especialmente em ambientes onde gases ou líquidos explosivos são processados.
Vantagens de usar posicionadores de válvula
Os posicionadores de válvula oferecem vários benefícios que melhoram significativamente o controle, a eficiência e a segurança dos processos industriais. A
sua aplicação transcende vários setores, fornecendo soluções em diferentes ambientes. Abaixo, seguem algumas vantagens do uso de posicionadores de válvula em refinarias de petróleo:
Controle e precisão aprimorados
Os posicionadores de válvula permitem controle preciso no posicionamento da válvula, garantindo uma regulação eficiente e precisa de vazões, pressões e temperaturas. Essa capacidade é crucial na otimização dos processos de refinaria, para eficiência e qualidade do produto. A principal vantagem dos posicionadores de válvula é a sua capacidade de melhorar a precisão do controle. Ao ajustar continuamente a válvula para a posição desejada, os posicionadores garantem que o fluxo real corresponda com precisão ao sinal de controle. Isto é particularmente importante em processos, em que pequenos desvios podem levar a perdas significativas de qualidade ou eficiência. A precisão aprimorada do controle ajuda a manter a qualidade do produto, reduz o desperdício, e melhora a eficiência geral do processo.
Melhor eficiência operacional
Ao automatizar os ajustes das válvulas, os posicionadores reduzem a intervenção manual, minimizando erros operacionais e melhorando a eficiência geral. As refinarias se beneficiam da redução do tempo de inatividade e do aumento da produtividade, o que se traduz em economias de custos significativas.
Segurança e Confiabilidade
Garantir a segurança das operações da refinaria é fundamental. Os posicionadores de válvula contribuem para a segurança, mantendo condições de processos consistentes e evitando riscos potenciais associados à operação inadequada da válvula.
Conformidade com os padrões da indústria
As refinarias de petróleo operam sob quadros regulamentares rigorosos. Os posicionadores de válvula ajudam a garantir a conformidade com os padrões ambientais e de segurança, mantendo um controle preciso sobre os parâmetros do processo.
Estabilidade aprimorada do processo
Os posicionadores de válvula contribuem para melhorar a estabilidade do processo, compensando mudanças nas condições do processo, como flutuações de pressão e taxas de vazão variáveis. Ao manter um controle consistente apesar dessas variações, os posicionadores ajudam a estabilizar o processo, o que é fundamental para operações e que a estabilidade é fundamental para a qualidade do produto ou para a
segurança do sistema. Esta estabilidade é especialmente crucial em processos sensíveis a variações, como reações químicas ou controles de temperatura na fabricação.
Confiabilidade e durabilidade
Nas condições adversas de uma refinaria de petróleo, onde substâncias corrosivas e altas temperaturas são comuns, os posicionadores de válvula são projetados para suportar tais ambientes. Sua construção robusta e materiais duráveis garantem confiabilidade no longo prazo, minimizando o tempo de inatividade, devido a manutenção ou mau funcionamento. Redução nos custos de manutenção
Ao otimizar a operação da válvula e reduzir o desgaste dos componentes da válvula, os posicionadores de válvula podem reduzir significativamente os custos de manutenção. O controle preciso minimiza a probabilidade de travamento da válvula, e garante que as válvulas operem dentro dos parâmetros projetados, o que prolonga sua vida útil e reduz a frequência de reparos ou substituições. Além disso, os recursos de diagnóstico dos posicionadores digitais permitem a manutenção preditiva, permitindo que os problemas sejam identificados e resolvidos antes que levem à paralisação do sistema.
Maior eficiência energética
Os posicionadores de válvula desempenham um papel crítico no aumento da eficiência energética, garantindo que as válvulas operem apenas quando necessário, para manter o controle. Esta precisa operação reduz o consumo de força motriz, seja ela energia elétrica para bombas, ou ar comprimido para sistemas pneumáticos. Em aplicações de aquecimento e resfriamento, por exemplo, os posicionadores de válvula ajudam a minimizar o uso de energia, mantendo com precisão os pontos de ajuste de temperatura, evitando o uso excessivo de energia de aquecimento ou resfriamento.
As vantagens de usar posicionadores de válvula são nítidas e amplas. Eles melhoram a precisão do controle, melhoram a estabilidade do processo, reduzem os custos de manutenção, aumentam a eficiência energética, melhoram a segurança e facilitam a automação e a integração em sistemas industriais modernos.
Aplicações de posicionadores de válvulas em refinarias de petróleo
Unidades de destilação de petróleo bruto
Os posicionadores de válvula regulam o fluxo de petróleo bruto e frações dentro das unidades de destilação, otimizando os processos de separação e garantindo a produção de produtos refinados de alta qualidade.
Unidades de Reforma Catalítica
Nas unidades de reforma catalítica, os posicionadores de válvula controlam o fluxo de reagentes e catalisadores, mantendo condições de reação ideais, críticas para maximizar o rendimento e a qualidade dos produtos reformados.
Plantas de processamento de gás
Os posicionadores de válvula desempenham um papel vital nas plantas de processamento de gás, controlando o fluxo de gás natural e subprodutos, garantindo processos eficientes de separação e purificação.
Tratamento químico
Nas unidades de processamento químico, os posicionadores de válvula regulam o fluxo de produtos químicos para manter condições de reação precisas, garantindo qualidade consistente do produto e minimizando desperdícios.
Gerenciamento de utilidades
Os posicionadores de válvula desempenham um papel crucial no gerenciamento de utilidades, como vapor, água e ar em toda a refinaria, otimizando o uso de energia e os custos operacionais.
Conclusão
A importância de controle preciso no fluxo nos processos de refinaria de petróleo exige requisitos de medições e controle, e serve como base para alcançar a excelência operacional, garantindo eficiência, qualidade e segurança durante todo o ciclo de vida do refino. Adotar tecnologias e estratégias inovadoras é fundamental para as refinarias que procuram permanecer competitivas num cenário industrial sempre em evolução.
VVP10 – Maximize a vida útil de suas válvulas
Desafios e Oportunidades na Jornada de Descarbonização da Produção de Óleo e Gás no Brasil
Eng. Hercules Medeiros, MSc*
A descarbonização da produção de óleo e gás no Brasil é uma tarefa complexa, mas essencial no contexto das mudanças climáticas globais. A transição para uma indústria mais sustentável envolve superar desafios significativos, mas também oferece oportunidades únicas para o país. A descarbonização da produção de óleo e gás deveria estar na ordem do dia, como uma das grandes prioridades globais, em resposta às mudanças climáticas, mas infelizmente parece que ainda não compreendemos bem o que acontece, como a exemplo da recente catástrofe no Rio Grande do Sul.
Este artigo examina esses desafios e oportunidades, destacando o caminho necessário para uma produção de óleo e gás mais limpa, sustentável e competitiva.
Desafios na Descarbonização
1. Investimentos em Infraestrutura e Tecnologia:
A modernização das infraestruturas existentes para incorporar tecnologias de baixa emissão de carbono requer investimentos consideráveis. Tecnologias, como captura e armazenamento de carbono (CCS), e a transição para fontes de energia renovável em operações são essenciais, mas demandam recursos financeiros
substanciais. No Brasil, onde muitas infraestruturas já estão em sua meia vida, seria um grande desafio determinados investimentos, dado que eventualmente eles não se pagam no tempo que resta de produção de uma determinada área exploratória. Além disso, a adaptação das infraestruturas já existentes, com um design mais antigo, impõe serias restrições técnicas. Mas não é impossível, o primeiro passo é avaliar e quantificar tais desafios.
2. Regulamentação e Políticas Públicas:
A ausência de uma regulamentação clara e consistente pode dificultar a implementação de estratégias de descarbonização. Políticas públicas objetivas e incentivos econômicos são fundamentais para encorajar as empresas a investirem em tecnologias sustentáveis. No entanto, há sérios entraves a superar, como a recente instabilidade política no Brasil que retardam definições importantes e necessárias para apoiar a transição. Políticas públicas que incentivem projetos para mitigação e redução de emissões são essenciais, mas, muitas vezes, encontram barreiras políticas e econômicas.
3. Impacto Econômico e Competitividade:
A transição para práticas mais sustentáveis pode im-
(*) Engenheiro Industrial Mecânico e Consultor com 30 anos de experiência na Gestão de Negócios de Energia, Petróleo e Gás. Mestre em Planejamento Energético pela Unicamp, MBA em Gestão de Negócios de Energia pela FGV-RJ e Especialista em Sistema de Cogeração pela USP. Membro da IAEE – Internacional Association of Energy Economics e da SPE – Society of Petroleum Engineers, seção Brasil. Ex-Professor dos programas de Pos-Graduacao da FGV, IBEC, IPOG e UniFOA. Atuou em empresas como Furnas, Eletronuclear, Alstom, BG Group, GE O&G e Modec. Foi sócio da empresa Advance Energy Consulting e, atualmente, e Engenheiro na TotalEnergies atuando no desenvolvimento de novos projetos.
pactar a competitividade das empresas brasileiras no mercado global de energia. Os custos iniciais elevados de implementação de novas tecnologias podem afetar a rentabilidade no curto prazo. Além disso, há o desafio de equilibrar a redução de emissões com a manutenção de níveis de produção que atendam à demanda interna e externa, e os níveis de rentabilidade das empresas.
4. Resistência Cultural e Organizacional:
Mudanças significativas em processos e práticas operacionais podem encontrar resistência dentro das organizações. A cultura corporativa precisa ser alinhada aos novos objetivos sustentáveis, o que demanda tempo e esforços de gestão. Tal alinhamento corporativo é fundamental.
Oportunidades na Descarbonização
1. Inovação Tecnológica:
O desenvolvimento e a implementação de novas tecnologias oferecem uma oportunidade para o Brasil se destacar na produção de óleo e gás sustentável. Tecnologias de digitalização, inteligência artificial e automação podem melhorar a eficiência operacional e reduzir as emissões de carbono. O Brasil sempre teve um certo apelo ao pioneirismo e investir em pesquisa e desenvolvimento (P&D) é crucial para impulsionar essas inovações.
2. Diversificação Energética:
O Brasil sempre se caracterizou como um país de matriz energética eminentemente limpa. A descarbonização pode impulsionar a diversificação do portfólio energético das empresas de óleo e gás, incentivando investimentos em fontes renováveis como solar, eólica e biogás. Isso não só reduz a pegada de carbono, mas também abre novos mercados e fontes de receita, como eventualmente subprodutos e combustíveis a partir da separação do carbono.
3. Acesso a Financiamentos e Investimentos:
Empresas comprometidas com a sustentabilidade podem atrair mais facilmente investimentos e financiamentos de instituições que priorizam critérios ESG (da sigla em inglês, Environmental, Social, and Governan-
ce). Isso pode reduzir o custo de capital, e melhorar a reputação no mercado, além de oferecer melhores condições de financiamento para projetos cujas tecnologias embarcadas de descarbonização e eficiência energética estejam consideradas.
4. Competitividade de Longo Prazo:
Adotar práticas sustentáveis pode aumentar a competitividade das empresas brasileiras, no longo prazo. Regulamentações ambientais mais rigorosas são esperadas globalmente, e empresas que já estiverem adaptadas terão uma vantagem competitiva.
5. Benefícios Ambientais e Sociais:
A descarbonização contribui para promover o desenvolvimento sustentável. Adotar práticas sustentáveis melhora a imagem das empresas junto à sociedade e fortalece as relações com stakeholders. Compromissos claros com a descarbonização podem aumentar a aceitação social e reduzir a resistência comunitária a projetos de exploração e produção.
6. Redução de Riscos Operacionais e Regulatórios:
Empresas que adotam práticas sustentáveis estão melhor posicionadas para se adaptar a futuras regulamentações ambientais, evitando multas e penalidades, e garantindo a continuidade operacional. A proatividade na descarbonização também contribui para a mitigação de riscos associados às mudanças climáticas, como desastres naturais que podem afetar a produção.
Conclusão
A descarbonização da produção de óleo e gás no Brasil é um caminho repleto de desafios, mas também de oportunidades promissoras. Superar os obstáculos requer uma combinação de investimentos em tecnologia, políticas públicas eficazes, e uma mudança cultural nas organizações. Ao mesmo tempo, as oportunidades associadas a essa transição podem posicionar o Brasil como um líder mundial em inovação sustentável no setor de energia.
A jornada rumo à descarbonização é complexa, mas essencial para um futuro energético mais sustentável e competitivo, beneficiando, não apenas o meio ambiente, mas também a economia e a sociedade como um todo.
Sergipe Oil & Gas Oil & Gas
Opotencial energético do estado de Sergipe foi o foco do Sergipe Oil & Gas 2024 (SOG), que aconteceu em Aracaju, organizado pela Brainmarket, Eolus e Austral, com apoio do Governo de Sergipe, por meio da Secretaria de Estado do Desenvolvimento Econômico e da Ciência e Tecnologia (Sedetec). Vale destacar que o estado detém 20% das reservas de gás do Brasil.
Tauan Alencar/MME
O ministro de Minas e Energia (MME), Alexandre Silveira, destacou, na abertura do evento, que o Governo Federal vai investir cerca de R$ 60 bilhões, por meio do PAC, em ações no setor de óleo, gás e energia em Sergipe. E ressaltou as ações desenvolvidas pelo MME, para alavancar a produção de gás no país, e o trabalho para alinhar as políticas estaduais e federais para a regulação do setor.
“O programa Gás para Empregar tem sido fundamental para desenvolver o setor no país. Reduziremos os custos do gás natural, com atuação em todos os elos da cadeia. Na oferta de gás natural, fortalecemos a integração energética da América do Sul, com mais gás da Bolívia e da Argentina. Também estamos trabalhando para reduzir a reinjeção do gás do Pré-Sal, e promover a exploração e produção do gás não convencional. O objetivo do governo do presidente Lula é bem claro: alinhar as políticas estaduais e federais de regulação do setor. Assim, vamos atrair mais investidores, e mostrar as oportunidades de negócio aqui em Sergipe. Isso é desenvolvimento, crescimento e mais qualidade de vida para as sergipanas e sergipanos”, afirmou.
O ministro afirmou que o projeto Sergipe Águas Profundas da Petrobras vem sendo fundamental para ampliar a exploração na região – a produção da bacia vai ultrapassar 10 milhões de metros cúbicos por dia, nos próximos 6 anos, com expectativa de alcançar 18 milhões de m3/d, em 2036.
“Queremos que todos os elos da cadeia do gás natural sigam as melhores práticas internacionais de regulação econômica de infraestrutura. Com isso, teremos gás natural com preço justo e adequado, o que contribui para a neoidustrialização. São mais investimentos nas indústrias intensivas em gás natural como fertilizantes, química, cerâmica, vidro. Nosso país precisa desses recursos aqui
@Governo de Sergipe
dentro, a um preço acessível, e capaz de reduzir nossa dependência de fertilizantes nitrogenados de outros países”, explicou Silveira, que pontuou que a regulação da infraestrutura de transporte e de distribuição do gás é fundamental para promover maior liberdade, flexibilidade e maior modicidade tarifária.
O presidente do IBP, Roberto Ardenghy, destacou em sua apresentação a modernização na legislação de Sergipe no setor. “Estamos na expectativa de produzir 240 mil barris de petróleo, e 18 milhões de metros cúbicos de gás natural, uma produção importante para o Brasil e para Sergipe, gerando royalties, emprego e economicidade. Essa é uma indústria que tem efeito cascata sobre outros setores da economia, desde uma dona de restaurante, até um grande equipamento de metalurgia. A partir daí, tem a realidade da regulação e do ambiente de negócios, e essa realidade aqui em Sergipe é muito positiva”, disse.
O diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, ressaltou a importância do estado e da região Nordeste para o cenário energético nacional.
“ O mundo está entrando num cenário de transição energética, e um estado que tem o potencial de produção de gás natural já tem a característica de ser um combustível da transição, pela sua menor pegada de carbono. Um evento deste é extremamente apropriado para que negócios possam desenvolver-se. Esse é um setor intensivo em capital, e é importante que órgãos governamentais estejam aqui, para fornecer a estabilidade, a previsibilidade e a transparência necessários para dar segurança aos investidores ”, colocou.
pacto Econômico dos Investimentos de Óleo e Gás no Estado de Sergipe’. O trabalho aponta um diagnóstico detalhado sobre o impacto econômico dos investimentos no mercado de gás em Sergipe e revela as principais oportunidades e barreiras proporcionadas pelo setor. Para a pesquisa, foram coletadas informações sobre regulação, tributação, infraestrutura, competitividade e tarifas no segmento, com cerca de 40 entrevistas a agentes do mercado de gás.
“A FGV Energia fez um estudo com bastante participação dos sergipanos. Um dos resultados foi o cálculo de multiplicação de investimentos: cada um bilhão de reais investido nos campos offshore em Sergipe pode gerar 1,3 bilhão para o PIB, e quase sete mil empregos. Com um potencial de produção que pode representar cerca de um terço da demanda nacional atual de gás, Sergipe tem uma grande oportunidade de consolidação no cenário nacional, e até internacional”, explicou o pesquisador da FGV.
O painel teve continuidade com a apresentação do pesquisador da FGV Energia, João Victor Marques Cardoso, que expôs o estudo intitulado ‘Análise do Im-
O gerente executivo de exploração da Petrobras, Jonilton Pessoa, apresentou as atualizações da execução do projeto Sergipe Águas Profundas (Seap), que representa a exploração de uma nova fronteira de petróleo e gás natural no país. Em plena operação, o Seap terá um gasoduto de escoamento para a capacidade de disponibilizar ao mercado 240 mil barris de petróleo por dia, e 18 milhões de m3 de gás por dia.
“Todo o país tem demonstrado que Sergipe é a nova fronteira de exploração de energia do país. Sergipe está sendo a janela de desenvolvimento tecnológico e de garantia da segurança energética com o desenvolvimento desses campos gigantes de gás. Além disso, Sergipe está estruturando toda a política de inovação do estado para garantir que todas as oportunidades sejam transformadas em desenvolvimento e crescimento para a população sergipana”, considerou o presidente do ITPS, Denisson Salustiano.
@ Ascom Sedetec
Slide da apresentação da ANP/Rodolfo Saboia
Com investimentos estimados em US$ 5 bilhões, o SEAP contará com dois módulos, através de duas Unidades Flutuantes de Armazenamento e Transferência, chamadas FPSOs (Floating Production Storage and Offloading). A Petrobras planeja reabrir o recebimento de propostas para contratação das unidades flutuantes, como ressaltou a diretora de Exploração e Produção (E&P) da Petrobras, Dra. Sylvia Anjos.
“O SEAP é uma prioridade. Não vamos descansar enquanto não colocarmos o óleo e o gás de Sergipe para serem produzidos. Com a desqualificação da empresa candidata na licitação da FPSO, precisaremos fazer outro processo licitatório, e estamos trabalhando fortemente para que ele saia o mais rápido possível”, afirmou Dra. Sylvia, que ressaltou que o óleo encontrado é leve, e com baixo teor de contaminantes; e o gás é não-associado, ou seja, livre de óleo ou água, flexibilizando a comercialização da molécula.
World Biogas Summit 2024 World Biogas Summit 2024
ACúpula Mundial do Biogás é um evento global anual que acontece em paralelo ao World Biogas Expo e o AD and Biogas Industry Awards em Birmingham, Reino Unido, para reunir formuladores de políticas, líderes da indústria, especialistas e tomadores de decisão da indústria de biogás de todo o mundo. Este ano, mais de 2.200 delegados se reuniram, nos dias 10 e 11 de julho, para discutir, aprender e cooperar em ações para aumentar os investimentos, promover políticas inteligentes e tecnologias inovadoras, e fomentar parcerias estratégicas nas indústrias de biogás (e auxiliares).
A cúpula discutiu o financiamento da indústria, a inovação, o papel da liderança no incentivo ao crescimento, e fornecer uma atualização sobre o mercado em várias jurisdições. A WBA aproveitou a oportunidade para fornecer uma atualização sobre o principal Programa MakingBiogasHappen (MBH), que prevê o desenvolvimento de uma Estrutura Regulatória Global de Biogás, com base nas melhores práticas e no Esquema Internacional de Certificação AD.
O evento global foi aberto pela Diretora Executiva da WBA, Charlotte Morton OBE, seguido por um discurso inaugural do Sr. Pankaj Jain, Secretário do Ministério do Petróleo e Gás Natural (MoPNG), Governo da Índia, e da Sra. Jo Tyndall, Diretora da Diretoria Ambiental da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE). O Sr. Pankaj Jain elogiou o trabalho que está sendo feito pela WBA e parceiros, para promover a indústria de biogás globalmente, e os encorajou a trabalhar em estreita colaboração com a Aliança Global de Biocombustíveis, alinhada com seu mandato e agenda, para promover a aceitação global de biocombustíveis. O Sr. Jain também destacou o fato de que a Índia tem grandes ambições de aumentar a adoção de biogás, em
grande e pequena escala, nesta década. Por exemplo, o esquema Alternativa Sustentável para Transporte Acessível foi lançado pelo MoPNG para instalar 5 mil fábricas de CBG na Índia, até 2030. A Índia tem cerca de 105 usinas de CBG em grande escala operacionais no momento, com outras 150 usinas em andamento, e mais de 800 cartas de intenção foram recebidas. A Sra. Jo Tyndall reiterou que a OCDE defende “melhores políticas para uma vida melhor”, e destacou o fato de a OCDE ter dado prioridade à indústria de biogás como um caminho crucial para alcançar o Net Zero, e criar uma economia circular.
Espera-se que a produção global de biogás cresça a uma taxa de 32% em 2023-2028. Os países estão procurando acelerar a produção de biogás e biometano, para reduzir a dependência do gás natural importado, e gerenciar o crescimento de resíduos induzidos pelo homem. 70% dos resíduos mundiais acabam em lixões e aterros sanitários, que é a terceira maior fonte de emissões globais. O gerenciamento adequado de resíduos tem o potencial de reduzir o aquecimento em 0,6 oC.
Alessandra Freddo, Daiana Gotardo e Felipe Marques, temos a ilustre presença de Luciano Figueredo (Instituto Totum), Gustavo Lima (MCTI), Charlotte Morton (WBA), Pradeep Monga (WBA), Karina Navarro (WBA), Adam McGovern (WBA) e Ingrid N. (DMT).
Destaque para a apresentação, durante o evento, do diretor de desenvolvimento tecnológico da CBiogás, Felipe S. Marques, que levou as experiências e cases da CIBiogás, e dados importantes sobre o panorama do biogás e biometano no Brasil. Felipe é o único membro brasileiro integrante do Conselho da WBA, e destaca que os mercados Brasileiro e Indiano são vistos como os mais promissores no mundo; em termos de tecnologias, o Brasil está muito bem servido. Ele chama a atenção para o fato de que a venda de CO2, inclusive liquefeito, tem sido uma receita interessante para as plantas de biogás, e que ainda falta pessoal capacitado em todo o mundo no setor.
@CBiogás
SP Offshore discutiu o discutiu o desenvolvimento da Bacia de Santos Bacia de
Nos dias 11 e 12, em Santos/SP, mais de 600 profissionais se reuniram, para discutir o potencial do setor e o desenvolvimento de toda a cadeia de negócios do óleo & gás, na SP Offshore, evento promovido pelo Brenc – Brazilian Energy Council – e apoiado pela Equinor, Modec, SBM, Petrobras, MDE Brazil, EVO Human Safety e outras.
“SP é a locomotiva do país, e essa locomotiva está indo para o mar.” Assim abriu o evento, Eduardo Varella, CEO da EVO Human Safety, e diretor do Brenc.
“Estamos reunidos aqui moldando o futuro do setor de óleo e gás, impulsionando o desenvolvimento econômico e tecnológico da região. Vivemos um cenário de oportunidades, e acreditamos no desenvolvimento sustentável, o que nos levou a realizar esse encontro, que é mais que um evento, é um movimento. Representando o Governador Tarcísio de Freitas, o secretário de desenvolvimento do estado de São Paulo, Jorge Lima, participou da abertura do evento, e destacou que o setor de petróleo e gás é um dos pilares estratégicos de desenvolvimento regional da Baixada Santista e do Porto de São Sebastião. “O Estado de São Paulo tem como objetivo fortalecer essa indústria, e esse é o momento de pedir ajuda aos empresários. Temos uma equipe multidisciplinar no Governo, envolvendo a Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Secretaria de Infraestrutura e Meio Ambiente, Secretaria de PPI e InvestSP, seguindo uma diretriz clara do Governador Tarcísio para este tema. Estão trabalhando nisso, verdadeiros gênios, como Thiago Camargo, Maria Barros, Rafael Benini e tantos outros. Temos muitos talentos, gente fora da curva. E esse é o momento, porque estão alinhados três poderes para fazer esse setor ainda maior – prefeitura, governo do estado e governo federal. Queremos que o BRENC trabalhe conosco, na elaboração de um plano de curto, médio e longo prazo. Esta indústria é uma prioridade no nosso governo”. Felipe Matoso, gerente geral de E&P da UBS, e Dimitrios Magalhães, gerente de manutenção da UBS, contaram a trajetória da Petrobras na Baixada Santista, incluindo o desenvolvimento dos campos, e o que se pode esperar para os próximos anos. Os painéis trouxeram temas fundamentais para o setor, e foram apresentados por importantes representantes da cadeia, como Marcelo Mafra (Ocyan), Lourenço Moruc-
ci (PRIO), Paulo Henrique Van der Vem (Equinor), José Mauro Ferreira (BRENC), Hudson Gomes Carvalho (Petrobras), Aroldo Junior (Techocean), Eduardo Takahashi (WTW) e outros. O evento contou ainda com rodada de negócios e discussão sobre a responsabilidade Social, Inclusão e Lideranças Femininas, no desenvolvimento do Oil & Gas Offshore Paulista.
Foi uma boa oportunidade para interagir com a cadeia de suprimentos do setor – lembrando que São Paulo coloca mais de 57mil fornecedores cadastrados nos negócios da Petrobras. O evento contou com uma pequena exposição de produtos e serviços para o setor de petróleo e gás. https://hub.ind.br/sp-offshore-discute-o-desenvolvimento-da-bacia-de-santos/
No Macaé Energy, debate sobre No Macaé Energy, debate sobre
campos
maduros e anúncio de campos maduros e anúncio de exploração de poços do Pré-Sal exploração de poços do Pré-Sal
PNa abertura do painel sobre produção offshore, a PPSA apresentou um detalhado panorama do mercado offshore no país, com foco nas bacias de Campos e Santos. Conforme a presidente da empresa, Tabita Loureiro, a bacia de Campos acumula recuperação total de mais de 14 bilhões de barris de petróleo, equivalente a quase 60% de todo o óleo recuperado nas bacias brasileiras. Segundo ela, mesmo nessa bacia, como em todas as outras, ainda há muito espaço para aumentar o fator de recuperação.
romovido pela Firjan SENAI, Sebrae RJ e Prefeitura de Macaé, o Macaé Energy 2024 mobilizou a indústria nacional de petróleo, gás natural e novas energias, em três dias de debates no município do Norte Fluminense. A atividade de recuperação de campos maduros na Bacia de Campos e a produção offshore recebeu atenção no evento. “Esta primeira edição tem o objetivo de impulsionar as discussões e posicionamentos em prol do fortalecimento das atividades de exploração e produção de óleo e gás natural, do qual o Rio de Janeiro é muito forte, além de pautar as novas energias”, afirma a gerente geral de Petróleo, Gás, Energias e Naval da Firjan – Federação das Indústrias do Rio de Janeiro –, Karine
“Mas, para isso, é preciso que seja intensificada a atividade de perfuração de novos poços, ampliando além das atividades de workover em poços existentes. Atual-
Fragoso.
Fotos: Firjan, Prefeitura de Macaé, Ana Chaffin
mente, a indústria investe mais em renováveis do que em exploração, o que é preocupante para a reposição das reservas e produção futura, pois, impacta na nossa balança comercial de petróleo, e que pode nos tornar importador líquido de petróleo na década de 2030”, alertou Tabita.
Já o secretário de Desenvolvimento de Macaé, Rodrigo Vianna, reforçou a necessidade de sensibilização dos agentes públicos deste mercado, na importância de haver celeridade nos processos de melhoria do ambiente de negócios, tanto para a atração de investimentos, quanto para a geração da atividade econômica do município produtor, o estado e o país.
De acordo com o diretor de Relações Institucionais da Perenco, Leonardo Caldas, a operação e a manutenção de campos maduros de águas rasas, promovidas pela empresa, realizam bastante contratação local. Segundo ele, 40% dos seus fornecedores estão no município do Norte Fluminense.
Já a PRIO destacou a importância de revisão do arcabouço regulatório, que estimula a recuperação de campos maduros e marginais. “É importante considerar o tie-back como uma solução que suporta a economicidade de projetos de campos menores, viabilizando a contratação de bens, serviços e mão-de-obra, geração de emprego e renda”, afirmou o diretor jurídico da operadora, Emiliano Gomes, que também é presidente do Conselho Empresarial de Petróleo e Gás da Firjan.
Diretor de Operações da 3R Petroleum, Maurício Diniz explicou que possui variados níveis de recuperação nas operações da 3R. “No campo de Frade, por exemplo, temos um fator de 2%, o que explicita o potencial de riqueza que podemos gerar para a sociedade, com investimentos para aumentar a produção”, acrescentou.
A BW Energy reforçou que há casos, como o campo de Maromba, que, mesmo sendo marginal, tem 1,1 bilhão de dólares em investimentos para conseguir iniciar a produção a partir de 2028, mas ainda aguardam a regulamentação da redução de royalties em campos marginais. “Além disso, o Pós-Sal se encontra aprisionado pelo polígono da partilha, gerando custos maiores na oferta de novas áreas dentro do polígono, com potencial focado no horizonte geológico do Pós-Sal”, afirmou Alex Garcia de Almeida, gerente Regulatório e Institucional da empresa.
A gerente de Relações Governamentais e Assuntos Regulatórios da Trident, Deise Monteiro, explicitou os esforços para recuperação dos ativos da companhia. Por exemplo, segundo ela, nos últimos 24 meses, aproximadamente 10 km de trechos de tubulações no mar foram substituídos nos polos de Enchova e Pampa, investimento de 8 milhões de dólares, gerando demanda por bens e serviços, e renda, em toda a região do estado do Rio.
Ao final dos painéis, Emiliano Gomes e o presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo, Márcio Félix, assinaram o Protocolo de Intenções entre Firjan e ABPIP, visando à parceria entre as
instituições para o desenvolvimento de projetos relacionados à expansão das atividades de produtores independentes de óleo e gás natural no Rio de Janeiro. “Petróleo e gás natural também são transição energética. Por isso, precisamos focar na diversificação de soluções para descarbonização e expansão da geração de riqueza, proporcionando mais demanda para a indústria local”, acrescentou Karine Fragoso.
O prefeito Welberth Rezende reforçou a sinergia entre o governo, as empresas de energia e as instituições empresariais, que ajudam a tornar Macaé polo dos novos projetos, ligados à cadeia produtiva de óleo e gás. “Orgulhamo-nos muito em ter, aqui no município, parceiros que ajudam a somar o nosso propósito de tornar Macaé no polo de desenvolvimento econômico do nosso Estado e do nosso país. A nossa cidade se consolida como a base da transição energética nacional, a partir do incentivo à exploração, produção e produção do gás natural, e também do apoio a projetos voltados à geração de energia, através de fontes renováveis. Vivemos uma nova era em outros segmentos ligados diretamente à indústria offshore, como o comércio, o turismo e o setor de serviços”, destacou. Um acordo de cooperação técnica entre a Prefeitura de Macaé e a Firjan também foi assinado no primeiro dia do Macaé Energy, que garantiu a oferta de cursos de qualificação para 2 mil profissionais, que irão atender a demanda da indústria de óleo e gás. “Este evento propõe discussões sobre diversas fontes energéticas, com o propósito de promover soluções para a nossa indústria, com foco também no apoio às micro e pequenas empresas, que atendem a demanda do mercado. A participação da prefeitura de Macaé é essencial por representar essa cidade, que concentra empresas e diversos projetos de inovação, como proposta de criação de nova fronteira tecnológica para o Brasil”, destacou o Presidente em exercício da Firjan, Luís Sérgio Caetano
O Macaé Energy marcou também o lançamento da publicação inédita da Firjan sobre a transição energética no Rio, que destaca o protagonismo de Macaé para suprir a demanda de energia nacional, através do potencial do gás natural. “O evento reúne as principais empresas e instituições que participam das discussões, e viabilizam a nova fase de transição energética do país, através do potencial do gás natural. A inovação, a segurança e a capacitação profissional também
são essenciais para essa nova fase do mercado, que concentra em Macaé o seu principal polo de atividades”, apontou o diretor de desenvolvimento do Sebrae/RJ, Sérgio Malta “Macaé é uma das cidades mais importantes para o setor petrolífero mundial, e concentra hoje a discussão sobre os principais pontos que mobilizam o mercado global de energia. O Ministério tem o objetivo de apoiar esse processo, estando aberto ao diálogo para a concentração de um novo ambiente de negócios. A matriz energética brasileira é referência no mundo, com metas alcançadas à frente de outras nações petrolíferas. Debatemos também as questões climáticas, a partir do processo de desenvolvimento econômico e da qualidade de vida do nosso povo. Garantir a segurança energética é também pensar soluções de sustentabilidade, objetivo prioritário do nosso trabalho, sem abrir mão do petróleo e do gás”, destacou o coordenador geral de dados e informações de E&P do Ministério de Minas e Energia, Diogo dos Santos Baleeiro. “O governo tem uma relação muito estreita com Macaé, que concentra hoje a principal economia do nosso Estado, o petróleo e o gás. É por isso que possuímos hoje uma secretaria focada em viabilizar projetos e soluções políticas, que ajudam a potencializar esse mercado. O petróleo produzido aqui é essencial para o Rio de Janeiro e, por isso, o governador Cláudio Castro enviará à Alerj o projeto de lei que cria o Plano Estadual de Transição Energética. A nossa visão é ampliar o nosso potencial de produção de energia de fontes renováveis, como o novo campo eólico, o incentivo à produção de energia solar, e também através do hidrogênio. Estamos aqui como parceiros de Macaé, das empresas e de todas as instituições que desejam contribuir com essa nova fase de desenvolvimento do nosso Estado”, pontuou o Secretário Estadual Interino de Energia e Economia do Mar, Felipe Peixoto.
O gerente-geral da Unidade de Negócios da Petrobras na Bacia de Campos (UN-BC), Alex Murteira Celem, afirmou que a Petrobras se prepara para explorar, no ano que vem, novos poços do Pré-Sal, que poderão ser “o futuro da Bacia de Campos” – além de uma série de investimentos na revitalização dos campos maduros e no descomissionamento de antigas plataformas. O painel “Perspectivas Regionais” contou com uma mensagem especial, via vídeo, da nova presidente da Petrobras, Magda Chambriard, que também é vice-presidente do Conselho Empresarial de Petróleo e Gás da Firjan. “A região Norte Fluminense sempre teve uma enorme relevância para o setor de óleo e gás e a nossa cadeia de fornecedores, sediando parte significativa da nossa produção e logística. Tenho certeza de que este evento representa um marco da retomada de Macaé e de toda a região, tornando-se um centro de discussões sobre o nosso setor e consolidando a cidade como um hub de negócios para o mercado”, disse Magda.
O gerente-geral da UN-BC Petrobras, destacou três blocos adquiridos pela companhia na Bacia de Campos, que começarão a ser explorados no primeiro semestre de
2025: Forno, Água Marinha e Norte de Bravo. “Vamos perfurar o primeiro poço exploratório em águas marinhas no Pré-Sal da Bacia de Campos, e temos muita esperança, pelo conhecimento que temos da área, de ser o futuro da bacia”, disse Celem.
Ele também comentou sobre duas novas unidades, que vão chegar à Bacia de Campos, com capacidade de produzir 20% a mais do que se produzia até então, além de reduzir em 55% as emissões de gases do efeito estufa. O Plano de Renovação da Bacia de Campos prevê ainda investimentos para quase dobrar a atual produção de petróleo na região, até 2028, além de diversas ações de descomissionamento, que vão movimentar US$ 26 bilhões. “É um novo mundo, um novo negócio que se abre, e só está começando. A Bacia de Campos está voltando a ser olhada pelo planeta, a mostrar sua pujança, e se destacando de novo, pelo desenvolvimento tecnológico com a revitalização dos campos maduros”, concluiu.
O coordenador da Comissão Municipal da Firjan em Macaé, Gualter Scheles, comemorou os investimentos, e reafirmou a importância da companhia no desenvolvimento do município e da região. “Nós queremos esse protagonismo, e assumimos esse protagonismo. Precisamos reverberar o que vem sendo discutido aqui neste evento. É uma das principais atividades econômicas do país, e é preciso que tenhamos segurança jurídica para que possamos ajudar cada vez mais com o desenvolvimento socioeconômico”, destacou.
O painel contou também com as apresentações de Fábio Rodrigues, gerente do Projeto UTE Marlim Azul, da Arke Energia, que falou sobre a nova usina termelétrica prevista pela empresa, usando gás natural do Pré-Sal. Com a concretização da Marlim Azul 2, as duas UTEs devem gerar até 565 MW. Rodrigues destacou que essa nova unidade é diferenciada e mais sustentável, ao passo que faz uso de tecnologia de torres secas implementada, reduzindo o uso de água no processo de geração de energia.
O diretor de Operações da EDF Brasil, Jean-Philippe, participou do painel, apresentando a atuação da multinacional em diversos segmentos do mercado de energia. Operando atualmente na região com a UTE Norte Fluminense, a EDF Brasil também possui projeto para implementação da Norte Fluminense 2. Ele também destacou as participações nos novos leilões de capacidade, e o recente investimento no segmento de transmissão de energia, visando à transição energética e a integração das novas energias geradas em todo o país.
A atuação em conjunto com atores para a evolução regulatória no mercado de gás natural também foi destaque em sua apresentação. Com o possível avanço do Projeto Rota 5 e a previsão de maior oferta de gás natural na região, a EDF destacou a viabilização de novos projetos e continuidade de desenvolvimento do ecossistema de empresas no norte fluminense, ligadas ao gás natural, além da contribuição para decisão de investimentos de diversas empresas.
HYDROGEN EXPO South America e CARBON CAPTURE America e EXPO South
America movimentam mercado America movimentam mercado
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Na abertura do evento, Cassiano Facchinetti, Managing Director da INTERLINK Exhibitions, organizadora do evento, destacou os aprimoramentos em relação ao ano anterior, e garantiu que os planos de inovação continuarão para 2025, anunciando a neutralização das emissões de CO2 do evento. “O evento cresceu cerca de 30% em número de empresas participantes, e vem amadurecendo em sintonia com as demandas do mercado. Seguimos com nosso objetivo de apresentar cada vez mais inovações e soluções completas. Juntos, podemos superar barreiras e construir um futuro mais sustentável, no qual a cadeia produtiva de hidrogênio seja uma solução palpável e transformadora. Espero que estes dois dias sejam repletos de aprendizado e geração de negócios”, avaliou.
Jens Hueren, Presidente da AHK-RJ e CEO MAN Energy Solution, comentou que o mercado está desenvolvendo-se na direção certa. “Isto fica evidente no tamanho do evento este ano. Temos mais conferencistas, mais empresas expositoras, ou seja, o evento cresceu, está mais sólido, como o mercado. Sempre que recebemos a visita de alguma figura de autoridade da Alemanha, por exemplo, somos perguntados sobre a questão do Hidrogênio Verde no Brasil. É muito promissor”.
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Além da área de exposição, o evento se caracteriza pela oferta de conteúdo, com a HYDROGEN Conferences. Com curadoria sob a tutela de Ansgar Pinkowski, fundador da Neue Wege, e especialista internacional em transição energética e hidrogênio verde, enfatizou a importância do Brasil no mercado de hidrogênio verde, e suas aplicabilidades futuras: “O Brasil tem um potencial enorme na geração de energia limpa e na produção de hidrogênio verde. Queremos trazer o hidrogênio para o nosso dia-a-dia e entender como o Brasil pode posicionar-se nesse mercado em constante mudança”, afirmou. O hidrogênio é um insumo industrial que pode subs-
tituir carvão e gás natural em processos industriais em larga escala. A transição está caminhando, mas é uma longa batalha. O Brasil tem recursos naturais abundantes para isso, mas a pergunta é como escalar. Boa parte da redução de emissões até 2050 virá de tecnologias ainda não disponíveis no dia de hoje. A tecnologia usada na produção eólica e solar, por exemplo, já existe, e para se tornar de grande escala depende apenas de capital. A energia verde, por sua vez, não depende só de capital, depende da ciência”, disse Winston Fritsch, ex-secretário de Política Econômica no Ministério da Fazenda e curador emérito do Centro Brasileiro de Relações Internacionais, keynote speaker do evento, discutindo a produção de hidrogênio como forma de energia sustentável e a transição energética como um processo gradual.
Na visão de Fritsch, o custo de capital e os desafios logísticos do transporte do hidrogênio ainda são desafios importantes para o desenvolvimento da produção, armazenamento e exploração do hidrogênio. Entretanto, diz, o país tem vantagens naturais competitivas incomparáveis. Representantes de países europeus também participaram, debatendo a importância da descarbonização, a evolução dos projetos e investimentos, e a participação do Brasil como um dos maiores produtores de hidrogênio verde. Anjoum Noorani, cônsul-geral britânico, falou sobre as perspectivas de investimentos do Reino Unido em hidrogênio verde: “Criamos um fundo de investimentos e pesquisa, e um sistema de apoio para empresas, para incentivá-las a experimentar diferentes formas de produzir hidrogênio. A ideia é fazer isso anualmente, para garantir continuidade nesse suporte, de forma a que essas instituições comecem a produzir hidrogênio. Mas é certo que essa demanda vai existir de alguma forma e em escala, seja no Reino Unido ou em âmbito mundial”, afirmou.
Niels Veenis, vice-cônsul da Holanda, abordou a crescente demanda por hidrogênio na Europa: “Qualquer forma de hidrogênio disponível vai ser usada para atender a essa demanda. A Europa já está se preparando, e tem uma concentração grande de indústrias que usam o H2. O continente tem uma estrutura já desenhada de produção e distribuição do hidrogênio, onshore e offshore. Por exemplo, assim como a Alemanha, a Holanda já tem uma tubulação pronta para receber hidrogênio importado. Porém, já sabemos que esse aumento da condução de eletricidade renovável não conseguirá acompanhar a demanda, e será necessário
importar. E o Brasil pode ser um polo exportador.”
Loana Von Gaerwitz Lima, da AHK Rio, destacou os esforços da Alemanha em energias renováveis, e a necessidade de importar hidrogênio para a transição energética. “O desafio de descarbonizar a matriz energética é enorme. A Alemanha está desenvolvendo uma estratégia de importação de hidrogênio para suprir essa necessidade. O país tinha uma dependência média de 50% de combustíveis fósseis da Rússia, que foi zerada com a guerra da Ucrânia.”
“A segunda fase do H2Uppp vai ser até 2026. A descarbonização é um grande benefício, que está sendo feito pela sustentabilidade. É claro que existem muitos desafios, como o alto custo, a vulnerabilidade e o fato de nem sempre serem rastreáveis. Sabemos dos desafios, mas principalmente dos benefícios”, concluiu Isabela Santos, coordenadora do H2Uppp no Brasil.
Amanda Godim, coordenadora da Rede Brasileira de Bioquerosene e Hidrocarburetos Sustentáveis para Aviação – RBQAV –, explicou os desafios da descarbonização na aviação, destacando a necessidade de trocar combustíveis em vez de infraestrutura. “Diferente da mobilidade urbana, em que a gente já avançou bastante, na aviação temos uma questão específica, em que a infraestrutura só é trocada a cada 25 anos, ou seja, se eu mudar hoje uma tecnologia em um avião, ela só vai estar presente em todas as aeronaves em 25 anos. Para que isso ocorra de forma rápida, precisamos trocar o combustível.”
Bruno Maier, coordenador de Sustentabilidade na Raízen, falou sobre o uso da cana-de-açúcar na fabricação de etanol como fonte de descarbonização. “Hoje, a Raízen conta com 35 parques de bioenergia. São mais de sete subprodutos, de cada um desses parques, que conseguimos comercializar mundialmente. Mais recentemente, temos usado a vinhaça em um biodigestor, que produz o biometano. Conseguimos reduzir em até 30% a emissão de carbono, que é o nosso objetivo, principalmente no longo prazo. Estamos mirando em um etanol com pegada de carbono negativo em muito pouco tempo.”
Camilo Adas, superintendente de Estratégia e Transição Energética da Be8, abordou as diferentes rotas energéticas, e a necessidade de soluções viáveis para preservar o planeta. “Temos sacrificado muito o nosso planeta, e sonhado com coisas que, na prática, não vão ter nem tecnologia, nem recurso financeiro, para serem consolidadas. Conseguimos acompanhar bem de perto a tragédia que aconteceu no Rio Grande do Sul. Sabemos que são famílias que perderam tudo, e que precisarão recomeçar do zero. Colocamos nosso avião corporativo para trazer água, distribuir alimento, e ajudar na logística. Quem ainda não acredita em mudanças climáticas, em 2024, não pode mais pensar dessa forma.”
Hector Gusmão, CEO e fundador da Bolder, enfatizou a complexidade da descarbonização na indústria de aviação e a importância de estratégias alinhadas. “Se hoje
temos um mercado global, que produz aproximadamente 300 milhões de litros em SAF, para uma demanda de 449 bilhões de litros em 2050, precisamos entender que a Terra demorou 20 anos para produzir 165 bilhões de litros de biocombustível. Definir uma estratégia alinhada para encontrar pontos em comum é fundamental.”
Já Ligia Sato, gerente de Sustentabilidade e Meio Ambiente da LATAM, e Filipe Alvarez, gerente executivo de Sustentabilidade e ESG – VOE AZUL, compartilharam estratégias sustentáveis das companhias aéreas. “O SAF é responsável por 65% da solução de descarbonização na aviação, mas não é suficiente. Precisamos pensar também na infraestrutura”, disse Ligia. Alvarez complementou, destacando a importância do cliente e da cultura social na Azul: “Queremos ser a melhor empresa aérea para o mundo. E, para sermos assim, precisamos atender de forma exemplar o nosso cliente, nosso tripulante. Sabemos do desafio da descarbonização, e estamos comprometidos com a redução da emissão de gases poluentes.”
Em paralelo à HYDROGEN EXPO South America, aconteceu a CARBON CAPTURE EXPO South America e o CCS Tech Summit, feira e congresso internacional, que explora tecnologias, equipamentos e soluções para captura, transporte, armazenamento e utilização de carbono.
Durante a CARBON CAPTURE EXPO South America, a Eletrobras (ELET3) firmou memorando de entendimento com a Prumo Logística, holding que desenvolve o Porto do Açu (RJ), para avaliar a implantação de projetos de baixo carbono no porto-indústria localizado no Norte Fluminense (RJ), com foco em produção de hidrogênio renovável e seus derivados. O acordo avalia a viabilidade técnica, ambiental e econômico-financeira para instalação da planta e, também, o uso de recursos para pesquisa e desenvolvimento, ou de financiamentos públicos e privados que incentivem projetos relacionados, contribuindo para impulsionar a economia verde e a segurança energética. As empresas instaladas no Porto do Açú investiram R$ 20 bilhões no Porto de Açú, até 2023, e até 2030, são previstos R$ 22,5 bilhões em investimentos.
“Há um imenso mercado para o Hidrogênio no Brasil, e as tecnologias de Captura, Utilização e Armazenamento de Carbono (CCS e CCUS) são aliadas estratégicas para viabilizar esse grande potencial. Os avanços no segmento de CCS, aliados às políticas públicas em andamento, acelerarão ainda mais esses projetos nos próximos anos. Por isso, a CCS Brasil celebra essa parceria estratégica com o evento CARBON CAPTURE EXPO, com a organização do CCS Tech Summit, que tem o objetivo de promover as novas tecnologias para o setor, e as oportunidades de desenvolvimento, rumo às rotas da descarbonização”, avalia a Cofundadora e Diretora da CCS Brasil, Nathália Weber.
Os ganhos de eficiência são suficientes para compensar a inflação de preços?
Após atingir o pico em 2023, os custos de poços na área conhecida como Lower 48 (EUA) devem cair 10% em 2024, e 1% em 2025, de acordo com o relatório da Wood Mackenzie “Custos de óleo de xisto de 2024: o empurrão e a atração entre eficiência e taxas de OFS”, que pontua que preços mais baixos, combinados com ganhos substanciais de eficiência de perfuração e conclusão, ajudam a reduzir os custos de E&P. No entanto, uma redução adicional será difícil neste ambiente, pois, as empresas de equipamentos e serviços de campos petrolíferos (OSF) buscam manter as margens altas.
preservar preços e margem.
Tanto E&Ps quanto provedores de serviços estão enfatizando melhorias significativas de eficiência, embora por razões diferentes. Operações mais eficientes estão ajudando E&Ps a perfurar e completar poços mais rápido, cortando custos. Ao mesmo tempo, empresas de OFS estão utilizando kits e fluxos de trabalho mais eficientes, para sustentar preços elevados. Se E&Ps buscam reduzir mais custos, isso deve vir de melhorias adicionais de eficiência, já que é improvável que os preços de OFS caiam – é o que diz o relatório elaborado pela equipe da WoodMackenzie (Atif Chaudhry, Analista de Pesquisa Sênior, Cadeia de Suprimentos, Ben Hirschman, Analista Sênior, Cadeia de Suprimentos, Caitlin Shaw, Diretor de Pesquisa, WMC, Damola Olayinka, Analista de Pesquisa, WMC, Nathan Nemeth, Analista Principal, Tufayl Khan, Associado de Vendas, Cadeia de Suprimentos.)
A Wood Mackenzie prevê que, até o final de 2025, 40 sondas adicionais estarão ativas em relação aos níveis atuais, lideradas por campos de gás e pelo Permiano. No entanto, operações de perfuração mais rápidas silenciam a necessidade de mais sondas, e os pesquisadores estimam que uma melhoria de 5% na eficiência de perfuração equivale a cerca de 28 sondas a menos, necessárias no mercado. E com a atividade do Lower 48 relativamente estável, os operadores de sondas buscarão manter as taxas de utilização altas para
De acordo com o relatório, as tendências de custos futuras dependem do resultado da batalha entre eficiência e aumento gradual do preço unitário, o que significa que as tendências de preços dependerão do operador, com base na tecnologia e no equipamento usados.
Por exemplo, a implantação de “simul-frac” e a adoção de novas unidades de bombeamento elétrico aceleraram a tendência de operações mais rápidas, baratas e confiáveis com menos emissões. Desde 2020, a eficiência de bombeamento aumentou entre 30% e 100%, dependendo da tecnologia usada.
Os maiores produtores com escala para se comprometer com contratos de longo prazo (um a três anos) para novos equipamentos e tecnologias perceberão ganhos adicionais de eficiência, e manterão os custos mais baixos; os produtores menores estarão mais expostos aos ventos contrários da inflação – sem dúvida motivando ainda mais atividades de fusões e aquisições na região.
E a atividade deve aumentar gradualmente até 2025, mas vai permanecer bem abaixo dos níveis do final de 2022. A consolidação de fusões e aquisições, o abrandamento dos preços do petróleo e do gás, os ganhos de eficiência e os altos custos contribuíram para a queda do número de sondas, em 2023. Os pesquisadores preveem ainda que a demanda por plataformas aumente em 40 unidades, até o final de 2025, liderada por gás e pelo Permiano.
Nafta alternativa – tecnologias e mercado, status e perspectivas
Para a desfossilização da indústria química, é crucial encontrar alternativas à nafta de origem fóssil. O conceito de “nafta alternativa” faz uso da infraestrutura existente de refinaria, craqueamento a vapor e indústria química, onde uma proporção de matérias-primas de origem fóssil – petróleo bruto ou naftas de origem fóssil – pode ser substituída por alternativas de carbono renovável, derivadas das três fontes de carbono renovável: CO2, biomassa e reciclagem.
Este novo relatório do nova-Institut GmbH apresenta uma análise das rotas, tecnologias associadas, participantes do mercado e volumes pelos quais o carbono renovável pode ser introduzido nas operações de refinaria e craqueamento a vapor, como substituto das matérias-primas de origem fóssil.
Com 188 páginas, 22 tabelas e ilustrado por 48 gráficos, o relatório fornece uma visão abrangente sobre o crescimento da capacidade dessas fontes alternativas de nafta como matéria-prima da indústria química, rotas de produção e a necessidade de “atualização”, principais empresas e parcerias e o ambiente regulatório – uma visão completa pode ser encontrada em: https:// renewable-carbon.eu/publications/product/alternative-naphthatechnologies-and-market-status-and-outlook-pdf/%C2%A0
A necessidade de “nafta alternativa”
Produtos químicos básicos – aromáticos e olefinas são o ponto de partida essencial para alguns dos polímeros e produtos químicos de base fóssil de maior volume usados atualmente, como polietileno (PE), polipropileno (PP), poliéster (PET), poliestireno (PS), poliamida (PA) e outros. A nafta leve é uma matéria-prima essencial para processos de craqueamento a vapor, para produzir olefinas e polímeros como PE, PP na Europa e na Ásia. As naftas de refinaria de base fóssil são convertidas em reformadas para a produção de aromáticos e polímeros como PS e PA. Isso significa que há uma necessidade importante e urgente de encontrar substitutos renováveis, baseados em
carbono para atingir as metas líquidas zero.
Produtos renováveis e “nafta alternativa”
O conceito de “nafta alternativa” faz uso da infraestrutura existente de refinaria, craqueamento a vapor e indústria química, onde o petróleo bruto ou naftas de origem fóssil podem ser substituídos por alternativas de carbono renovável, derivadas das três fontes de carbono renovável: CO2, a biomassa e a reciclagem, e a entrada de carbono renovável é atribuída a um ou mais produtos químicos de saída.
Óleo vegetal refinado para bionafta
A capacidade mundial de produção de óleo vegetal hidrotratado ou hidrogenado (HVO) / ésteres hidrogenados e ácidos graxos (HEFA) foi estimada em 18,2 milhões de toneladas em todo o mundo, em 2023, com projetos planejados para elevar a capacidade anual para cerca de 40 milhões de toneladas, até 2026.
O processo, conhecido como HVO ou HEFA, foi desenvolvido principalmente para produzir diesel de base biológica e/ou SAF (combustível sintético de aviação) a partir de óleos vegetais e óleos usados com nafta de base biológica como coproduto.
O componente de nafta de base biológica e, dependendo da configuração do craqueamento a vapor, o componente diesel renovável (de base biológica) do processo HVO/HEFA pode substituir a nafta leve de base fóssil, como matéria-prima do craqueamento a vapor.
Embora houvesse cerca de 44 instalações de produção de HVO/HEFA em todo o mundo, em 2023, o número de empresas ativas no fornecimento de matéria-prima para produtos químicos atribuídos por meio de craqueamento a vapor é muito menor, e dominado por quatro empresas principais. Com base em projetos atualmente conhecidos, espera-se que a produção para a indústria química aumente para aproximadamente 1,6 milhão de toneladas, até 2026.
Óleo de pirólise (PyOil) de plásticos e pneus
A pirólise de plásticos e pneus tem crescido significativamente em interesse nos últimos 2-3 anos, porque oferece circularidade para resíduos contendo plástico, que muitas vezes são difíceis de reciclar por meios mecânicos.
A nova legislação proposta na UE estabelece agora metas ambiciosas para o conteúdo reciclado em materiais de embalagem de plástico. A pirólise como forma de reciclagem oferece grandes vantagens para atingir os padrões de qualidade que os materiais de embalagem em aplicações sensíveis ao contato devem alcançar. A legislação ainda não foi oficialmente introduzida na legislação da UE, mas é de se esperar que a pirólise desempenhe um papel significativo na consecução de objetivos de reciclagem mais ambiciosos, e apoie fortemente a produção de PyOil a partir de resíduos de plástico.
A indústria é caracterizada por parcerias entre desenvolvedores e operadores de tecnologias de pirólise e parceiros downstream, que são as empresas operadoras de refinarias e craqueadores a vapor, ou comerciantes que atendem à indústria química.
O relatório analisa os projetos atuais, e estima a capacidade de plásticos e a disponibilidade de óleo de pirólise de pneus. A capacidade disponível para produzir PyOil no total pode crescer para > 1,5 milhão de toneladas/ano até 2026, se os projetos atuais com compradores de refinarias e indústrias químicas continuarem conforme planejado.
Outras rotas para “nafta alternativa” também podem contribuir para o conteúdo atribuído renovável.
A gaseificação de resíduos biogênicos ou plásticos contendo resíduos para produzir gás de síntese (uma mistura de dióxido de carbono e hidrogênio), que é então convertido em uma mistura de nafta renovável, diesel e combustível de aviação sustentável (SAF) por meio do processo Fischer-
Tropsch, é outro possível contribuinte da nafta alternativa. Atualmente, 450 ktpa de capacidade prevista para a América do Norte e 74 ktpa de capacidade para a Europa, até 2026, principalmente de resíduos de madeira, espera-se que sejam apenas para uso de combustível.
Tecnologias para a combinação de captura de carbono, produção de gás de síntese, conversão em petróleo bruto sintético via tecnologia Fischer-Tropsch e separação de produtos para saídas necessárias, como SAF, diesel, nafta, ceras e outros produtos químicos, estão sendo investigadas e implementadas agora em 25 ou mais projetos, em todo o mundo. Os projetos envolvem múltiplas tecnologias, onde a experiência na captura de carbono, conversão de CO2 e H2 ao gás de síntese, bem como a tecnologia Fischer-Tropsch, podem ser fornecidos por empresas ou organizações separadas.
A maioria destes projetos visa à produção de combustíveis, especialmente combustível de aviação sustentável (SAF), devido ao ambiente regulamentar na UE e aos incentivos à utilização de CO2 nos EUA, embora a nafta de coproduto também esteja disponível para a indústria química.
A maioria dos projetos de combustíveis por meio da captura de carbono e da produção associada de nafta não deverá ser realizada até depois de 2026, e está atualmente prevista para o período 2026-2030. A capacidade total de hidrocarbonetos (para combustíveis e produtos químicos) pode aumentar para cerca de 800 ktpa em todo o mundo, caso todos os projetos atualmente ativos sigam adiante.
Uma revisão futura sobre a disponibilidade de nafta alternativa para a indústria química pode indicar processos de “álcool para jato”, onde álcoois como metanol, etanol e isobutanol podem ser “atualizados” para produzir querosene sintético (SAF), podem ser incluídos como uma rota para nafta alternativa. Os desenvolvedores e licenciadores de tecnologia são ativos no desenvolvimento e otimização de processos, à medida que as tecnologias amadurecem e os volumes se tornam disponíveis para o mercado.
Os motoristas de veículos elétricos
preferem dirigir por mais tempo para evitar experiências ruins de carregamento
Uma nova pesquisa do Programa de Driver de Recarga da Shell 2024 notou que está sendo dada maior ênfase à qualidade da experiência geral de carregamento.
O Programa de Motoristas de Recarga da Shell 2024 analisou as opiniões de 33.696 motoristas na Europa, China e EUA e, pela primeira vez, motoristas não elétricos também foram pesquisados: cerca de dois terços (59%) dos motoristas europeus de veículos elétricos, e mais de sete em cada dez entre os dos EUA (76%) e da China (72%) estariam dispostos a viajar mais para um local que oferecesse comodidades superiores, como carregamento mais rápido, opções de varejo e restaurantes.
Com a infraestrutura de carregamento excedendo a demanda em alguns mercados , essa tendência emergente no comportamento de carregamento de veículos elétricos pode diminuir as taxas de utilização para os operadores de pontos de carregamento que não priorizam a experiência.
David Bunch, vice-presidente executivo global da Shell Mobility, comentou que “a vontade de ir mais longe para uma melhor experiência de carregamento mostra o valor que os consumidores atribuem à confiabilidade e eficiência. Os motoristas de hoje não estão apenas procurando uma carga, eles também querem uma experiência que melhore sua jornada geral. Com
mais investimentos em carregamento público rápido e melhorias nas opções de varejo de conveniência e restaurantes no local, podemos garantir que os consumidores sintam que estão aproveitando ao máximo seu tempo de carregamento.”
Além de dirigir mais para uma melhor experiência de carregamento, três quartos dos motoristas nos EUA (79%) e na China (78%) estariam dispostos a pagar um prêmio por uma experiência mais rápida, de acordo com o relatório.
“As expectativas dos clientes so-
bre o carregamento de veículos elétricos estão evoluindo rapidamente. O tempo de carregamento é precioso, e esta é uma grande oportunidade para a indústria ajudar a acelerar a transição para a mobilidade elétrica”, continuou Bunch.
O Programa de Recarga da Shell 2024 também descobriu que a maioria dos motoristas de veículos elétricos pesquisados na Europa (97%), EUA (82%) e China (90%) agora diz que seu veículo elétrico é seu veículo principal (ou único); um mercado crescente de segunda mão está reforçando ainda mais a demanda por serviços de carregamento com motoristas não EV, que considerariam um EV como seu próximo veículo na Europa (65%) e nos EUA (71%) dizendo que considerariam um EV usado; em cada região pesquisada, os EVs eram mais propensos a serem veículos de frota, quando comparados aos motores de combustão interna (ICE): na Europa (35% EV vs. 24% ICE), nos EUA (54% EV vs. 20% ICE) e na China (42% EV vs. 33% ICE)
a pesquisa, para motoristas europeus não elétricos, cerca de metade (47%) está aberta a comprar um EV, mas esse número cai para apenas 39% para aqueles que não têm tanto conhecimento sobre o processo de carregamento.
“
A pesquisa também revelou um aumento notável na confiança dos motoristas de veículos elétricos no ano passado. De forma promissora, mais da metade dos motoristas de veículos elétricos na Europa (56%), China (73%) e EUA (69%) se preocupam menos com o alcance do que há um ano, de acordo com os dados.
Os dados também mostraram que a experiência de dirigir um EV superou as expectativas, ao comparar motoristas atuais e potenciais; com apenas 23% dos europeus, que consideram EV esperando gostar de dirigir um EV, enquanto 67% dos motoristas de EV afirmam que a experiência de dirigir foi o principal benefício para eles. Isso também foi verdade para os motoristas na China (24% esperam, contra 35% da realidade) e nos EUA (17% esperam, contra 36% da realidade).
“A confiança aprimorada no alcance se tornou em uma porta de entrada para uma liberdade recém-descoberta, e os motoristas de veículos elétricos agora se sentem capacitados para explorar novas rotas e destinos. A ansiedade de alcance reduzido transformou sua experiência geral, permitindo que os motoristas se concentrem na alegria da viagem”, afirmou Bunch.
Embora os dados mostrem que os motoristas estão colhendo os benefícios de seu EV, e se tornando mais confiantes no alcance, ainda existe uma lacuna de conhecimento notável para muitos motoristas que não são EV. De acordo com
A Raízen Power, marca dedicada às soluções de energia elétrica renovável da Raízen, lançou o programa Shell Recharge no Brasil em junho de 2022, com o objetivo de se tornar protagonista em infraestrutura de recarga elétrica no país, por meio de uma rede eficiente, e com energia 100% renovável. A companhia tem o privilégio de poder aproveitar toda a experiência da rede Shell Recharge global, que conta com mais de 120 mil pontos de recarga instalados no mundo, para entregar a melhor qualidade e experiência ao consumidor, replicando tecnologias de ponta no mercado nacional.
Acreditamos que para a expansão da infraestrutura de recarga no Brasil, além de medidas de incentivo e apostas em tecnologias avançadas, é crucial entender as necessidades individuais do consumidor para o mapeamento de localidades estratégicas e identificação correta da potência de carregamento necessária de cada ponto. Estamos atentos também à jornada digital do cliente para oferecer a melhor experiência de recarga, buscando desenvolver funcionalidades que tornem esse fluxo cada vez mais fluído em nosso app. Também é importante enfrentar as barreiras relacionadas à educação e à falta de informação sobre o setor.
Hoje, por meio do programa Shell Recharge, temos um ecossistema de recarga que se encaixa na jornada do cliente, com mais de 280 pontos de carregamento implementados. Oferecemos soluções de recarga rápida em postos e nas principais rodovias do país, além de diversos pontos de carregamento por conveniência em locais de destino, como supermercados, shoppings e academias, com potências que se alinham melhor com o tempo de permanência dos consumidores nesses locais.”
Raízen
“Brasil
e Bolívia devem exportar sustentabilidade”
Em sua visita oficial a Santa Cruz de la Sierra, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva participou do encerramento do Fórum Empresarial Bolívia-Brasil, realizado pela ApexBrasil – Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos –, em parceria com o Ministério das Relações Exteriores (MRE). Ao lado do presidente do Estado Plurinacional da Bolívia, Luis Arce, Lula falou a uma plateia de mais de 350 empresários e representantes de instituições públicas de ambos os países, que tiveram a oportunidade de estabelecer conexões, e prospectar negócios durante o evento.
O presidente Lula disse que teve a honra de presidir o país no momento de maior integração “da nossa querida América do Sul”, e que voltou à presidência para fazer melhor que da outra vez. “Por isso, eu pedi ao companheiro Jorge Viana [presidente da ApexBrasil] que convidasse o máximo possível de empresários. E fiz questão de trazer a presidente da Petrobras, porque sei da importância que a Petrobras já teve na Bolívia e que ainda pode ter”, frisou. Mais cedo, a CEO da estatal conduziu uma keynote speech no evento, sobre a parceria estratégica entre os dois países na cadeia de petróleo e gás.
“ E eu trouxe o ministro de Minas e Energias – Alexandre Silveira – para discutir a questão dos minerais na Bolívia, do lítio, e da integração da transição energética, tão falada e propalada. Nunca se falou tanto em energia renovável no mundo, em transição energética, em hidrogênio verde ”, continuou. Lula também destacou a presença do ministro da Agricultura e Pecuária, Carlos Fávaro, dizendo que “ nossa agricultura tem muito a ver com a agricultura da Bolívia ”.
Os dois ministros falaram no evento ao lado da também ministra de Estado, Simone Tebet, que apresentou as cinco rotas de integração regional que sua pasta de Planejamento e Orçamento deve iniciar nos próximos meses. Duas delas – a do Quadrante Rondon (3) e a Bioceânica de Capricórnio (4) – envolvem diretamente a Bolívia, além de facilitar o acesso ao Pacífico e, portanto, o escoamento para a China.
Dizendo-se otimista, o presidente Lula afirmou que espera que as economias sul-americanas voltem a crescer, aumentem o Produto Interno Bruto (PIB) e, com isso, distribuam renda entre o conjunto da população. “A Bolívia pode ser o que ela quiser”, afirmou, emendando que, para isso é preciso estabilidade política, fiscal, econômica, jurídica e social. “Se a gente garantir esses quesitos, não há por que ela não ter uma economia pujante e não voltar a ter reservas pujantes. Você, Arce, era ministro da Economia quando a economia boliviana cresceu”, afirmou Lula, dirigindo-se ao presidente boliviano, ao seu lado no palco.
Em 2023, a corrente de comércio entre os países alcançou US$ 3,3 bilhões. O Brasil foi o 1º destino das exportações da Bolívia, e seu 2º maior fornecedor, atrás apenas da China,
com 16,6% de participação no mercado boliviano. Para Lula, essas cifras tendem a aumentar com a incorporação da Bolívia no Mercosul, oficializada no dia anterior, durante a 64ª Cúpula dos países do bloco, em Assunção, no Paraguai. De acordo com o presidente, “nosso importante comércio bilateral pode crescer ainda mais, e se diversificar com a integração física e energética do continente”. O presidente da Bolívia, Luis Arce, também se mostrou entusiasmado com a recente adesão da Bolívia ao bloco econômico: “vamos entrar e ter todo o aproveitamento do Mercosul”.
Arce, por sua vez, enfatizou que a Bolívia tem um enorme potencial agropecuário, e que isso pode inaugurar uma nova era do comércio bilateral. Se antes essas relações estavam marcadas pelo gás, sobretudo, “hoje o Brasil tem outras alternativas de produção e pode produzir e compartilhar”, realçou o presidente da Bolívia, para quem os dois países têm muita história em comum. A Bolívia, continuou, é um grande produtor de minério, turismo e artesanato, entre outros, com uma amplitude de setores sociais “ansiosos para lhe dar a oportunidade de crescer”. Na visão de Lula, ambos os países são abençoados com recursos energéticos e minerais abundantes. E o fato de serem nações amazônicas e integrantes do Tratado de Cooperação Amazônica pressupõe o uso adequado de tais recursos. “Brasil e Bolívia devem exportar sustentabilidade”, frisou.
Lula defendeu ainda que a integração da América do Sul se dará pelo Pacífico e pelo Atlântico, em sintonia com a exposição da ministra Tebet sobre as rotas regionais no continente. “Não é um discurso, é quase uma profissão de fé de que vamos fazer isso acontecer. Precisamos transformar discurso em coisas práticas, e coisas práticas são vocês quem fazem”, afirmou aos empresários presentes, que representavam setores produtivos variados, como transporte, energia, fármacos e casa e construção. “O sucesso desse encontro confirma que o setor privado está plenamente engajado nesse processo de desenvolvimento”, reforçou. Lula ainda convidou os presentes a conhecerem melhor as oportunidades de negócios oferecidas por seus países.
Para mais informações sobre o comércio bilateral entre os dois países, acesse o PERFIL DE COMÉRCIO E INVESTIMENTOS BOLÍVIA 2024 (apexbrasil.com.br)
Primeiro teste industrial para converter dióxido de carbono em monóxido de carbono
A ArcelorMittal e a Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. (MHI) estão trabalhando com uma empresa de tecnologia climática, a D-CRBN, para testar uma nova tecnologia, para converter dióxido de carbono (CO2), capturado na fábrica da ArcelorMittal em Gent, na Bélgica, em monóxido de carbono, que pode ser usado na produção de aço e produtos químicos.
Este é o primeiro teste industrial da tecnologia de plasma da D-CRBN, tornando a ArcelorMittal Gent na primeira usina siderúrgica do mundo a testar o processo, que foi projetado para reduzir emissões de CO2
Este novo teste expande o atual piloto de captura de carbono plurianual, que ocorre no local, para testar a viabilidade da implantação em larga escala da tecnologia de captura de carbono da MHI (Processo Avançado KM CDR).
A D-CRBN, com sede em Antuérpia, desenvolveu uma tecnologia que usa plasma para converter dióxido de carbono em monóxido de carbono: usando eletricidade renovável, o plasma é usado para quebrar a ligação carbono-oxigênio, convertendo assim o CO2 em monóxido de carbono. O monóxido de carbono pode ser usado como redutor no processo de fabricação de aço – substituindo parte do coque ou carvão metalúrgico usado no alto-forno – ou como ingrediente básico na planta Steelanol de Gent, para produção de produtos químicos ou combustíveis alternativos.
balhou duro com nossos parceiros, para chegar a esse estágio – e estamos entusiasmados que nosso novo parceiro, D-CRBN, tenha criado essa nova tecnologia de CCU aqui na Bélgica”.
O processo D-CRBN requer CO de alta pureza, que pode ser fornecido pela unidade de captura de carbono da MHI, atualmente sendo usado para capturar gases residuais do altoforno, e gases residuais do forno de reaquecimento do laminador de tiras a quente, em Gent.
Um oleoduto entre a unidade de captura de carbono da MHI e a unidade da D-CRBN foi conectado em 1º de julho, para testar a viabilidade do uso do CO2 capturado pela tecnologia MHI como matéria-prima para D-CRBN. O piloto industrial é uma etapa importante do teste da tecnologia da D-CRBN, para garantir que quaisquer impurezas que acompanham o CO2 produzidos durante a fabricação de aço não tenham um efeito prejudicial no processo e no gás do produto.
A ArcelorMittal está buscando uma série de rotas de descarbonização, para atingir suas metas climáticas, que incluem uma redução de 35% no CO2 emitido pela ArcelorMittal Europa, até 2030. Uma dessas rotas é a siderurgia Smart Carbon, que utiliza carbono circular no alto-forno, captura e armazenamento de carbono (CCS) ou utilização (CCU).
Manfred Van Vlierberghe, CEO da ArcelorMittal Bélgica, disse: “Estamos orgulhosos de fazer parte deste teste exclusivo de captura e uso de carbono em Gent, que faz parte de nossa estratégia para desenvolver a rota de produção de aço Smart Carbon na ArcelorMittal Bélgica. Nossa equipe de engenheiros tra-
“A D-CRBN está entusiasmada com a parceria com a ArcelorMittal e a Mitsubishi Heavy Industries, neste projeto piloto inovador de captura e utilização de carbono (CCU). Eletrificar a produção de aço é um desafio, mas o processo da D-CRBN, que recicla CO2 emissões de volta ao CO, oferece uma solução econômica e escalável. Nossa tecnologia pode eletrificar e descarbonizar os altos-fornos existentes, e reduzir significativamente o uso de carvão. O retorno ao CO para a produção de aço limitará a necessidade de hidrogênio verde no futuro, e reduzirá os custos de produtos livres de emissões. Além disso, parte do CO produzido pode ser fornecido a empresas químicas vizinhas, como matéria-prima”, disse Gill Scheltjens, CEO da D-CRBN.
O vice-presidente sênior (CCUS) de soluções GX (Green Transformation) da MHI, Tatsuto Nagayasu, disse: “O CCUS desempenhará um papel crítico na descarbonização dos ativos existentes na indústria siderúrgica. Nossa colaboração com a ArcelorMittal e a D-CRBN, na Bélgica, fornece outra ferramenta para a indústria reduzir sua pegada de carbono – capturando emissões, convertendo-as em uma matéria-prima valiosa, e devolvendo-as ao processo. Esta iniciativa demonstra nosso compromisso com práticas sustentáveis e soluções inovadoras, para um futuro mais verde.”
A ArcelorMittal, MHI, BHP e Mitsubishi Development Pty Ltd (Mitsubishi Development) anunciaram, em maio de 2024, que haviam começado a operar com sucesso uma unidade piloto de captura de carbono no gás residual do alto-forno da ArcelorMittal Gent, na Bélgica. Em outubro de 2022, as quatro partes anunciaram sua colaboração em um teste de vários anos da tecnologia de captura de carbono da MHI (Advanced KM CDR Process) em múltiplos pontos de emissão de CO2, começando no local da siderúrgica de Gent.
Plataforma digital neozelandesa oferece compliance e gestão de risco para o setor de biocombustíveis
O Brasil tem potencial para liderar a oferta de biocombustíveis até 2028. A previsão da Agência Internacional de Energia (AIE), divulgada no início do ano, é corroborada pela Nui Markets, uma plataforma online de comercialização de etanol e biodiesel. A receita da empresa neozelandesa para o crescimento do mercado brasileiro é composta de dois ingredientes básicos: mais transparência das negociações, descoberta de preços em tempos de volatilidade, menos informalidade, propiciando, naturalmente, novas oportunidades no segmento.
Em funcionamento desde março deste ano, a plataforma da Nui Markets para biocombustíveis é capaz de concentrar grandes volumes de negociação do biodiesel nacional. A atuação dos principais players e grandes distribuidoras do país, prevê a Nui, é essencial para a transformação da cultura e rotina de transação das commodities neste setor.
Segundo Otávio Farias, à frente das operações da Nui Markets no Mercosul, o objetivo é servir inicialmente 5% do volume transacionado do mercado, com aumento progressivo, à medida em que os clientes passem a usar a plataforma. “Estamos focados em atender às distribuidoras, oferecendo ambiente digital, onde poderão implantar programas de governança, controles e compliance, além de gestão de risco, por meio de Index Trade e Exchange Solution já desenvolvidos pela Nui Markets, nos Estados Unidos”, explica Farias.
Nesse processo de convencimento, a Nui Markets conta com a expertise da empresa parceira brasileira Flex Trading, fundada por Eduardo Aromatis, ativo no setor há 30 anos, e que foi fundamental para a construção do segmento na plataforma. “ Quando conheci a Nui, que originalmente é dedicada ao comércio agrícola, vegetais e carnes na Nova Zelandia, e lácteos no mercado mundial, percebi semelhanças com o setor de etanol e biodiesel ”, afirma Aromatis.
Entre os aspectos comuns, Aromatis destaca a necessidade de uma mudança cultural. “O ambiente de negócios segue inalterado por décadas, com negociações via telefone, depois e-mail e, mais recentemente, aplicativos de mensagens, como o WhatsApp. Não acreditamos que a plataforma possa substituir integralmente esses canais, mas alguns clientes já indicam restrições a aplicativos de mensagens, por exigências de compliance. A plataforma ainda oferece agilidade nos negócios, e forne-
ce parâmetros de preços sem especulações, via sistemas de “tenders” (licitações) ou marketplace”, aponta. Outras vantagens importantes da plataforma são a transparência e a auditabilidade – todo o processo de negociação fica registrado para conferência futura. A segurança da operação via plataforma evita ruídos de comunicação durante trâmites de compra e venda. Além disso, permite o acesso a novos mercados e clientes, e futuramente se pretende oferecer soluções para negociação logística. “Além do aspecto de governança, controles e auditorias futuras no sistema, o usuário compara sua performance comercial ao resto do mercado, e vê se os seus preços estão acima ou abaixo dos índices do setor na solução Enterprise”, comenta Farias.
O Marketplace online da Nui reúne oferta e procura em um único espaço digital, e oferece ainda área reservada de negociação – solução Enterprise. Também é possível usar a solução de Exchange para registrar propostas de compra e venda de comercializadoras, oferecendo liquidez ao mercado. Todas as empresas participantes são verificadas pelo usuário, para garantir segurança a quem negocia. As contrapartes podem ser escolhidas a dedo, a cada evento comercial. Ao estabelecer imparcialidade e diretrizes éticas, o sistema da Nui promove visibilidade e transparência dos preços, assim como implementação de programas de governança compliance e controles.
“A Nui é uma aliada de vendedores e compradores”, define Farias. Segundo ele, a expertise da empresa vem da Nova Zelândia, país que lidera a exportação mundial de lácteos, e responde por mais de 21% das exportações globais do setor, o equivalente, em 2022, a US$ 7.8 bilhões. @Divulgação
Relatório Anual de Sustentabilidade da SolarEdge destaca 40 mi toneladas métricas de CO2 evitadas anualmente por meio de suas soluções
solares
A SolarEdge Technologies anunciou o lançamento de seu Relatório de Sustentabilidade de 2023, detalhando o progresso feito na estratégia de sustentabilidade da empresa, nas áreas de Meio Ambiente, Sociedade e Governança (ESG), e reforçando seu compromisso com a responsabilidade e transparência.
O CEO da SolarEdge, Zvi Lando, acredita que o lançamento do Relatório de Sustentabilidade 2023 destaca os avanços significativos feitos em direção às metas de ESG propostas pela SolarEdge em 2023. “ Estamos profundamente comprometidos em acelerar a mudança para um mundo de baixo carbono, e continuaremos a progredir em nosso caminho para aprimorar nossas práticas corporativas de ESG. Nosso Relatório de Sustentabilidade detalha as diversas maneiras em que cumprimos nossa promessa de impulsionar o futuro da energia, por meio de nossos produtos, pessoas e práticas comerciais .”
Alguns dos principais destaques do Relatório de Sustentabilidade de 2023 incluem as 40 milhões de toneladas métricas de CO2 evitadas anualmente, por meio do uso de sistemas fotovoltaicos da SolarEdge, o que equivale a remover permanentemente cerca de 9,6 milhões de carros movidos a gasolina das estradas em todo o mundo; as mais de 3,4 milhões de residências estão equipadas com soluções inteligentes da SolarEdge; as mais de 50% das empresas da Fortune 100 têm a tecnologia SolarEdge em pelo menos em um de seus telhados; o fato de que a SolarEdge ter sido recentemente incluída na lista 2024 Corporate Knights, das 100 maiores empresas
sustentáveis do mundo; que a EcoVadis concedeu à SolarEdge uma classificação de sustentabilidade “medalha de prata”, colocando a empresa entre as 15% melhores, de mais de 130.000 empresas classificadas globalmente; que sua classificação ISS ESG está entre os 10% das empresas mais bem avaliadas no setor de componentes eletrônicos, e a melhor pontuação possível de qualidade de governança ISS de ‘1’ – e tem classificação A na MSCI ESG –; que 100% das instalações de fabricação e P&D são certificadas de acordo com os padrões ISO de gerenciamento de qualidade, meio ambiente e segurança; que mais de 2.300 horas de voluntariado por parte dos funcionários, em 2023, promoveram a educação STEM (Ciência, Tecnologia, Engenharia e Matemática), e de energia renovável, apoiando a sustentabilidade e a ação climática, e aprimorando a igualdade e a diversidade de gênero.
Acesse o Relatório de Sustentabilidade da SolarEdge 2023
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Gerdau é a primeira companhia da indústria do aço certificada como Empresa
B na América do
A Gerdau recebeu certificação de suas operações de aços especiais e aços longos na América do Norte, incluindo ativos nos Estados Unidos e Canadá, como uma Empresa B, sendo a primeira na indústria do aço a obter esse reconhecimento na região. As divisões norte-americanas se juntam à Gerdau Summit, sua joint-venture com as japonesas Sumitomo Corporation e Japan Steel Works, dedicada ao fornecimento de peças para a geração de energia eólica, e à Siderperu, a operação de produção de aço da companhia no Peru. Essas duas foram as primeiras produtoras de aço a receberem a certificação de Empresa B no mundo.
A certificação é parte integrante da agenda de sustentabilidade da empresa, e reconhece suas iniciativas e boas práticas nesse campo, conectando eficazmente o negócio de produção de aço com o propósito de capacitar as pessoas que constroem o futuro, deixando um legado positivo para a sociedade.
Norte
“A certificação das operações da Gerdau nos Estados Unidos e Canadá reafirma o compromisso centenário da companhia em contribuir para resolver os desafios e dilemas da sociedade, promovendo um impacto positivo nas regiões onde está presente”, afirma Gustavo Werneck, CEO da Gerdau. “Nossos ativos na América do Norte, cuja matriz de produção é 100% baseada na reciclagem de sucata metálica, garantindo a produção de aço com baixa emissão de carbono, são parte crucial do crescimento estratégico da Companhia. Essa certificação representa mais um passo em nossa jornada de sustentabilidade e criação de valor com nossos stakeholders”.
“Ser uma Empresa B é pertencer a uma comunidade global de organizações que aspiram serem as melhores para o mundo, e que passam por uma avaliação muito rigorosa e independente, que avalia todos os aspectos da empresa, para garantir que ela está contribuindo para a sociedade e o meio ambiente e, ao mesmo tempo, gerar lucros com propósito. A certificação das operações da Gerdau nos Estados Unidos e Canadá como uma Empresa B é um grande marco, e demonstra que empresas de todos os portes podem
alinhar-se a essa visão. Damos as boas-vindas a você e esperamos que, com seu exemplo, possamos continuar influenciando mais empresas a seguirem este caminho”, afirma João Campos, gerente do B Lab Estados Unidos e Canadá. A entrada da Gerdau na América do Norte ocorreu em 1989, quando a companhia passou a produzir aços longos no Canadá. Atualmente, a Gerdau opera 11 unidades de produção de aços longos e especiais nos Estados Unidos e Canadá. Além disso, a companhia completa 25 anos de listagem das ações na Bolsa de Valores de Nova York (NYSE).
“As operações de aços longos e aços especiais da Gerdau nos Estados Unidos e Canadá têm trabalhado incansavelmente para fortalecer a estratégia de crescimento sustentável da Gerdau nas Américas. Receber a certificação como Empresa B é reflexo das iniciativas que promovemos nos pilares social, ambiental e de governança, servindo como guia transparente para nossos negócios e tomadas de decisão”, diz Chia Yuan Wang, vice-presidente da Gerdau Aços Longos América do Norte.
“Nós acreditamos que esse reconhecimento para a Gerdau reafirma o nosso compromisso em buscar soluções com @Divulgação
@Divulgação
maior valor agregado em todas as etapas do nosso processo produtivo, gerando produtos mais sustentáveis para os nossos clientes. Também esperamos que esse seja um marco para todo o setor do aço”, diz Rodrigo Belloc, vice-presidente da Gerdau Aços Especiais América do Norte.
A Gerdau utiliza 100% de sucata metálica proveniente da reciclagem em seu processo produtivo, o que impulsiona a economia circular, a logística reversa, e reduz a extração de recursos naturais.
@Divulgação
As operações da Gerdau na América do Norte se unem a um movimento internacional de 8 mil empresas, comprometidas com altos padrões de responsabilidade social, ambiental e transparência, reconhecidas pela certificação como Empresa B. Esta certificação, concedida pelo B Lab, uma organização independente e sem fins lucrativos representada no Brasil pelo Sistema B, avalia de forma tangível e mensurável como a Gerdau tem avançado na construção de um ambiente de negócios mais sustentável, diverso e inclusivo. A avaliação utiliza a ferramenta online exclusiva Avaliação de Impacto B (BIA), que permite analisar e monitorar a evolução do desempenho da empresa, conforme os mais altos padrões reconhecidos de impacto positivo no mercado. A análise é feita em cinco áreas: Governança, Trabalhadores, Clientes, Comunidade e Meio Ambiente. Desde 2020, a Gerdau está engajada no movimento de Empresas B como parte do programa B Movement Builders, uma coalizão de empresas multinacionais de capital aberto, que visam a transformar a economia global para contribuir com a valorização de longo prazo de todos os seus públicos. O grupo é supervisionado pelo Conselho Consultivo Independente do B Lab, e tem como diretrizes apoiar o Movimento B, e colaborar com outras empresas e stakeholders que invistam nos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável, entre outros deveres.
Resíduo que vira energia: usina de biometano pode gerar toneladas de créditos de carbono por ano
Primeira usina 100% autossustentável do país tem capacidade de produzir 30.000 m³ por dia de biometano
Brasil gera 80 milhões de toneladas de resíduos por ano, sendo que 60% são destinados a aterros, segundo um levantamento feito pelo Sindicato Nacional das Empresas de Limpeza Urbana – Selurb. Em crescimento no país, a instalação de usinas de biometano em aterros é uma tendência, na transformação desses resíduos em energia limpa. O biocombustível apresenta diversas possibilidades de aplicação, além de contribuir para a neutralidade de carbono, possibilitando a substituição de combustíveis provenientes de fontes não renováveis (petróleo, carvão mineral ou gás natural) por combustível limpo.
Atento a esse cenário desde o ano passado, o Grupo Multilixo, hub completo de soluções ambientais, que promove e estimula a economia circular, iniciou a operação da primeira usina de biometano 100% “off grid” do país, localizada em Jambeiro/SP, que tem capacidade de produzir 30.000 m³ por dia de biometano, e pode gerar 170.000 ton de créditos de carbono por ano.
O processo de produção deste biometano começa quando os resíduos sólidos urbanos são destinados para aterros sanitários, que são construídos de acordo com uma série de protocolos ambientais; a partir da decomposição da matéria orgânica presente nos resíduos depositados no aterro sanitário, ocorre a produção de biogás, o qual é constituído principalmente por gás metano; o biogás é captado e encaminhado para purificação na usina, onde é transformado em biometano – essa atividade impede a emissão do gás metano para a atmosfera, extremamente prejudicial para o aquecimento global. De acordo com a ABiogás – Associação Brasileira do Biogás –, a produção de biometano pode chegar a 30 milhões de m3/dia até 2030, o que representa um aumento expressivo da capacidade atual. “O desenvolvimento sustentável não é apenas uma ideia, é uma necessidade. Aqui no Grupo Multilixo, estamos sempre atentos ao mercado, e em como podemos seguir trabalhando por um futuro melhor, através da valorização de resíduos. Esperamos crescer em 20% a produção de biometano em 2024, com nossa usina UTGR, visando a atender essa demanda de mercado”, explica Lucas Urias, Gerente de Novos Negócios do Grupo Multilixo. O Grupo Multilixo tem o propósito de entregar soluções cada vez mais sustentáveis, oferece um robusto portfólio de serviços, tecnologia de ponta, profissionais altamente qualificados, e processos eficientes voltados para a sustentabilidade. São eles: coleta, transporte, tratamento e comércio de recicláveis, gerenciamento de resíduos, limpezas técnicas industriais e assessoria ambiental. Como parte do propósito da empresa de implementar e desenvolver soluções mais sustentáveis para o descarte de resíduos, o hub investiu na maior linha de seleção de resíduos da América Latina, e criou o Programa “Aterro Zero”. Com ele, tudo o que é coletado no cliente é reciclado, promovendo a sustentabilidade e economia circular.
@ Divulgação Grupo Multilixo
Dia da Sobrecarga da Terra: como o setor químico transforma sua cadeia de valor em função da economia circular
Uma das etapas mais desafiadoras da reciclagem mecânica, a triagem de plásticos, ganhou o apoio de um dispositivo portátil de espectroscopia infravermelho, o trinamiX NIR.
Imagine um ciclo virtuoso, onde os recursos naturais, ao invés de serem explorados até o esgotamento, são continuamente reutilizados, reintegrados aos sistemas produtivos. Nesse cenário, o descarte desenfreado se torna obsoleto, dando lugar a um fluxo constante de transformações. O dia da Sobrecarga da Terra, celebrado 01/08, convida sociedade, governos e empresas a repensarem as formas de consumo e produção dos recursos naturais do planeta, uma vez que a lógica atual pode exceder a capacidade de regeneração de riquezas existentes.
“Ao priorizar a redução, a reutilização e a reciclagem de materiais, diminuímos a demanda por extração de recursos virgens, aliviando a pressão sobre ecossistemas e seus serviços ambientais. A pegada de carbono se atenua, contribuindo para a mitigação e adaptação das consequências indesejáveis das mudanças climáticas. Simultaneamente, novas oportunidades florescem, impulsionando a inovação em tecnologias e modelos de negócio mais sustentáveis”, afirma Rafael Viñas, Gerente de Projetos para Novos Negócios e Métricas de Sustentabilidade na Basf.
tes, e governos incentivam a transição para esse modelo regenerativo. Dentro dessa lógica que se retroalimenta, isto é, circular, a preservação ambiental e o desenvolvimento econômico caminham lado a lado.
A circularidade, como também são chamados processos dentro da economia circular, requer mudanças substanciais em termos de comportamento e uso de tecnologia, não ficando restritas às operações da própria empresa. “A proposta de valor aos clientes e fornecedores deve atravessar toda a cadeia de produção, para ter sentido, pois, um conceito de economia circular inteligente tem de estar integrado no desenvolvimento de produtos, nos processos de produção, na utilização e reutilização de sistemas, desde o início”, explica Viñas.
A economia circular se destaca como parte de uma solução que propõe uma alternativa atrativa e viável ao modelo linear atual, denominado por especialistas como ‘extrair, produzir, descartar’. A força da economia circular reside na sinergia entre os diferentes atores de uma cadeia de valor. Empresas repensam seus processos produtivos, consumidores adotam hábitos conscien-
Para isso, ela explica, o pensamento circular não deve ser limitado às operações internas de uma empresa. Um conceito de economia circular propositivo precisa considerar o produto, o processo, o uso e o seu sistema de reutilização, desde a concepção até o descarte.
Com sua capacidade de inovação, o setor químico desenvolve papel fundamental, quando se trata de pro-
cessos de novas soluções. A Basf já está aplicando a economia circular de várias maneiras: a Suvinil, marca de tintas decorativas da Basf, está olhando para o pós-consumo e as dores dos consumidores, que não sabem como descartar corretamente sobras de tintas e embalagens. O programa de logística da marca, chamado Suvinil Circula, recolhe embalagens e sobras de embalagens para reciclagem e coprocessamento.
O aço do galão retorna para a cadeia do aço, e o plástico vira PCR (post-consumer resin, ou resina pós-consumo, em tradução livre), um novo plástico feito a partir de resinas pósuso, sendo uma opção interessante para dar novos usos para esse material. Do lançamento, em 2020, a julho de 2024, os resultados do programa demonstram, que:
material tem efeito na qualidade do conteúdo reciclado, e os reciclados de um tipo único de plástico possuem melhor nível de qualidade, além de serem mais lucrativos.
• Mais de 50 toneladas de resíduos foram coletadas;
• Mais de 28 mil kg reciclados;
• Mais de 18 mil kg em coprocessamento;
• Mais de 195 mil kg em redução na emissão de CO2.
O descarte correto de embalagens e seu reaproveitamento também é uma tendência relevante, dentro das melhores práticas de economia circular no setor da agricultura. A Divisão de Soluções para Agricultura da Basf tem participação ativa no Sistema Campo Limpo, por ser parte de um dos elos da cadeia deste mercado. A união de agricultores, indústria, revendedores e poder público garantiu a destinação ambientalmente correta de mais de 700 mil toneladas de embalagens vazias, desde o início das atividades, em 2002.
O Brasil é referência no assunto, graças à iniciativa realizada pelo inpEV – Instituto Nacional de Processamento de Embalagens Vazias. Aproximadamente 94% das embalagens colocadas no mercado são destinadas à reciclagem, enquanto os 6% restantes são devidamente incinerados, garantindo uma destinação ambientalmente correta para 100% dos produtos consumidos em nosso país, de acordo com o inpEV. Reciclagem de plásticos por espectroscopia
Essas embalagens, muitas delas sendo de materiais plásticos, são valiosas para a circularidade, desde que sejam devidamente classificadas durante o processo de reciclagem. Dados os múltiplos tipos de plásticos, esse processo pode ser difícil e caro. A separação por tipo de
Disponível no Brasil e em outros países da América do Sul, a Basf desenvolveu uma tecnologia capaz de determinar, com precisão, diferentes composições de plásticos, a partir de um dispositivo portátil. O trinamiX NIR combina a análise de dados trinamiX com um aplicativo móvel. “NIR é uma tecnologia de espectroscopia de infravermelho, que é utilizada no trinamiX em tamanho reduzido, proporcionando uma sofisticada análise de dados do plástico em questão”, conta Rafael. Com essa tecnologia, plásticos comuns podem ser facilmente identificados em segundos, facilitando a triagem de materiais, uma das etapas mais desafiadoras da reciclagem mecânica. O espectro infravermelho vai, desde poliolefinas clássicas como PE, PP e PVC (polietileno, polipropileno e policloreto de vinila), até PET (polietileno tereftalato), que é mais conhecido como material para garrafas de bebidas. Além disso, plásticos técnicos como ABS (acrilonitrila butadieno estireno) ou PA (poliamida), cuja diferenciação é particularmente importante para as empresas de reciclagem, também podem ser corretamente identificados em campo.
A transição para um modelo circular exige mudanças, não apenas na atual estrutura produtiva pelas empresas, mas também no marco regulatório ambiental e nos hábitos de consumo, em que os usuários deixam de ser o último elo da cadeia produtiva, e se tornam em um elemento central para fechar o ciclo, cooperando na recuperação de materiais, que podem ser reciclados ou reutilizados em ciclos de produção futuros.
EPE publica Nota Técnica sobre Regulação de Gás Natural e sua Aplicação no Brasil
A regulação do acesso às infraestruturas de escoamento e processamento é considerada um dos mecanismos importantes para criação de um mercado competitivo de gás natural. Entre os diferentes países europeus que possuem uma regulamentação bem estabelecida em relação a esse tema, a Noruega se destaca, em função de diversos fatores, principalmente sua semelhança com o Brasil, no que diz respeito ao ambiente exploratório de produção de gás natural, predominantemente offshore, e à extensa malha de gasodutos para escoamento.
Embora seja um importante produtor de gás, a Noruega não tem um consumo expressivo, exportando a maior parte do gás produzido para o Reino Unido e a União Europeia, através de gasodutos. Atualmente, é o principal exportador de gás natural para a União Europeia, através de gasodutos, decorrente do conflito Rússia-Ucrânia.
A Nota Técnica apresenta o modelo regulatório norueguês de acesso de terceiros a infraestruturas de escoamento e processamento, sendo a promoção do acesso um dos mecanismos importantes para a criação de um mercado competitivo de gás natural. E mostra também um novo enfoque sobre a importância da atividade de operação de infraestruturas na Noruega, executada de maneira independente. Trata-se de explorar a experiência norueguesa, apresentando uma importante fonte de lições para a realidade do setor de gás natural brasileiro, mais especificamente no que se refere ao acesso de terceiros. Nota
Técnica Noruega_rev 2024_28_6.pdf (epe.gov.br)
PPSA comercializa 37,5 milhões de barris de petróleo a um valor estimado em R$ 17 bilhões
Em leilão disputado por sete empresas, a PPSA – Pré-Sal Petróleo – comercializou na B3 37,5 milhões de barris de petróleo da produção da União de 2025, referentes aos Campos de Mero e Búzios. O 4º Leilão de Petróleo da União teve recorde de participação de empresas habilitadas, recorde de empresas ofertantes, e recorde de potencial de arrecadação para os cofres públicos: a estimativa é de R$ 17 bilhões – R$ 2 bilhões a mais do que o previsto inicialmente – em apenas doze meses, a partir de abril de 2025.
O leilão foi dividido em quatro lotes, sendo três de Mero (dois de 12 milhões de barris, e um de 11 milhões de barris) e um de Búzios (de 2,5 milhões de barris).
Todos os lotes foram comercializados com resultados melhores do que o 3º Leilão de Petróleo, que vendeu as cargas da União de Mero e de Búzios para o período de 2022 a 2024.
O preço médio ponderado de 2022 a junho de 2024 praticado nos contratos em vigor para o petróleo de Mero foi de Brent datado menos US$ 5,98/barril, e para o de Búzios, Brent datado menos de US$ 7,12/barril. Os preços para 2025, vencedores do leilão, foram:
• Lote 1 Mero / Brent datado menos US$ 1,85/barril;
• Lote 2 Mero / Brent datado menos US$ 1,59/barril;
• Lote 3 Mero / Brent datado menos US$ 1,35 barril; e
• Lote 4 Búzios / Brent datado menos US$ 1,85/barril.
O Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que é fundamental que continuemos trabalhando para garantir mais produção, mais arrecadação, mais capacidade nacional e para reduzirmos a dependência de importações. “Nós somos o 9º maior produtor mundial de petróleo, e o maior da América do Sul. O Brasil tem as maiores reservas ultra profundas recuperáveis de petróleo em todo o planeta. Mas precisamos lutar pela independência energética e pelo crescimento econômico do povo brasileiro”, afirmou o Ministro.
Tabita Loureiro, Presidente Interina da PPSA, enfatizou que neste leilão foi obtido o maior valor já pago na história pelo óleo da União: “É um resultado excelente. O preço ofertado é muito superior ao dos contratos vigentes. Trabalhamos bastante no aperfeiçoamento do edital e na dinâmica do leilão, para maximizar os resultados para a sociedade brasileira, e cumprimos o nosso papel”.
@Divulgação
Ao final do evento, Tabita anunciou que, em 2025, a PPSA voltará à B3 para comercializar a produção estimada para a União em 2026. “E tudo isso é apenas o começo. Os contratos de partilha vão gerar muito óleo para a sociedade brasileira. Em 2029, a produção da União nesses contratos vai superar 500 mil barris por dia. Tudo isso significa riqueza para o Brasil, aporte direto no Fundo Social”, disse ela.
Lote 1: Petrobras arremata primeiro lote de Mero
Após vencer disputa com as empresas CNOOC, Galp, Petrochina, Refinaria de Mataripe e Total Energies, a Petrobras arrematou o primeiro lote do campo de Mero, referente à produção de 12 milhões de barris de petróleo do navio-plataforma FPSO Guanabara, pelo valor de Brent datado menos US$ 1,85/barril.
Lote 2: Segundo lote de Mero foi adquirido pela chinesa CNOOC
O segundo lote de Mero, também de 12 milhões de barris de petróleo, desta vez do FPSO Sepetiba, foi adquirido pela chinesa CNOOC, pelo valor de Brent datado menos US$ 1,59/barril, disputado no viva-voz com a Petrobras. Também colocaram valores para este lote: Galp, Petrochina e Refinaria de Mataripe.
Lote 3: Último lote de Mero vai para a Petrochina
A Petrochina adquiriu por Brent datado menos US$ 1,35/ barril, o terceiro e último lote de Mero, referente às produções previstas para os FPSOs Duque de Caxias e Pioneiro de Libra, de 11 milhões de barris, em 2025. A disputa foi acirrada no viva-voz entre as empresas Petrobras e Petrochina. Também colocou valor a empresa Galp.
Lote 4: Lote de Búzios é arrematado pela Petrobras
No encerramento do 4º Leilão de Petróleo da União, o lote de Búzios foi arrematado pela Petrobras, ao valor de Brent datado menos US$ 1,85/barril. A disputa foi acirrada no vivavoz entre a Petrobras, Prio e CNOOC. Petrochina e Galp também colocaram propostas.
Lotes arrematados:
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“Mapa
Estratégico do Hidrogênio para o Rio de Janeiro”
Como maior produtor de óleo e gás natural do país, o estado do Rio, incluindo o interior fluminense, sai na frente como potencial produtor de hidrogênio no país. É o que aponta o “Mapa Estratégico do Hidrogênio para o Rio de Janeiro”, levantamento produzido pela Firjan – Federação das Indústrias do Rio de Janeiro – para orientar os investidores e as políticas públicas para o mercado de energia. Conforme o estudo e o sumário executivo “Transição e Integração Energética no Rio”, também produzido este ano pela federação, o potencial de investimentos na produção e uso de H2 ultrapassa os R$ 40 bilhões.
O Marco Legal do Hidrogênio (H2) foi aprovado em julho pelo Congresso Nacional, o que possibilita criar um ambiente de segurança jurídica propício à atração de investimentos e à realização de novos projetos industriais. A Firjan considera que estabelecer regras claras e mecanismos que estimulem o uso do hidrogênio é fundamental para o desenvolvimento de toda sua cadeia de valor, da produção ao consumo final, de forma a contribuir para a redução de emissões de carbono no país.
@Divulgação
resfriamento e produção da energia nuclear já produz o energético. Já em Duque de Caxias, na Região Metropolitana, o combustível é produzido a partir do refino de petróleo.
@Firjan/Vinícius Magalhães
“O hidrogênio tem um potencial de levar para o interior do estado diversos projetos, fortalecendo a economia regionalmente, tanto pela produção quanto pelo consumo do energético, além de fomentar novas indústrias fornecedoras, e ampliar o desenvolvimento tecnológico em todo o estado. Podemos liderar esse mercado internamente, oferecendo o energético para a produção de amônia para o uso em fertilizantes, refino e petroquímica, produção de combustível sintético e de aviação, metanol, aço e cimento, entre outras utilidades, assim como exportar para o resto do mundo”, comemora o vice-presidente da Firjan, Luiz Césio Caetano
No Leste Fluminense, o município de Maricá, além de estar na frente da Bacia de Santos, apresenta indicação de uma reserva natural do combustível, que pode ser explorada diretamente do reservatório.
Ele destaca que a federação está comprometida com o desenvolvimento de tecnologias e com a formação de profissionais para encontrar respostas aos inúmeros desafios que precisam ser enfrentados para viabilizar o novo combustível. “Temos uma rede de institutos de tecnologia e inovação, que realiza projetos de pesquisa aplicada com soluções para multiplicar o potencial do hidrogênio”, afirma Caetano.
Todas as regiões do estado com grandes polos industriais também são regiões potenciais para o uso do hidrogênio, o qual pode complementar o gás natural no processo de descarbonização da economia fluminense. Por exemplo, grandes siderúrgicas de aços e refinarias de petróleo poderão ser descarbonizadas a partir da molécula verde.
O potencial para hidrogênio se confirma ao longo de todo o estado. Hoje, o Rio já produz H2 a partir da energia nuclear, em Angra dos Reis, no Sul Fluminense. O processo de
Na capital da Energia do estado, Macaé se destaca por ser um dos principais pontos de entrada de gás offshore no país, uma das fontes potenciais para produção de hidrogênio. Além disso, em conjunto com outros municípios da região, como São João da Barra, também no Norte Fluminense, pode desenvolver a produção de hidrogênio de baixo carbono a partir das fazendas de energia eólica em alto mar.
Especificamente no município de São João da Barra, o Porto do Açu, além de ser um polo consumidor industrial potencial para o energético, possui toda a infraestrutura portuária para exportar o combustível. O complexo portuário se destaca pela disponibilidade de água de múltiplas fontes (incluindo reuso industrial), fator fundamental para projetos de hidrogênio, e capacidade de exportação com terminais de até 25 metros de profundidade. Além disso, está conectado ao Sistema Interligado Nacional (SIN), e pode desenvolver projetos on-grid e off-grid, com oferta de energia certificada para atender a requisitos da União Europeia.
Recentemente, a Prumo Logística obteve Licença Prévia para a criação de um hub de hidrogênio e derivados de baixo carbono. O objetivo é desenvolver uma plataforma integrada para produção de H 2 renovável e de baixo carbono, conectada a unidades de produção de amônia, metanol e HBI. O vetor poderá ser exportado ou usado como insumo nos futuros clusters industriais a serem implantados. Para o H 2, já foram anunciados acordos com a Equinor, Comerc Energia, Spic e Eletrobras, entre outras empresas.
Estudo da ANP mostra que preço do gás para consumidor sobe mais do que para distribuição e revenda
Estudo da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – revela que, nos últimos cinco anos, o preço do botijão de gás de 13 quilos para a população vem aumentando mais do que o preço do GLP para as distribuidoras, nas refinarias. Mesmo quando o preço da Petrobras fica parado, o preço do botijão ao consumidor cresce e as margens de distribuição e revenda sobem mais e descem menos do que os preços da estatal. Segundo os dados da ANP, enquanto o botijão subiu R$ 32,32 em média, entre maio de 2019 e maio de 2024 (passando de R$ 69,29 para R$ 101,61), para a Petrobrás a alta foi de apenas R$ 6,54 e o setor de distribuição e revenda ficou com R$ 19,38. Os impostos subiram R$ 8,38 (ICMS), e houve redução nos tributos federais (menos R$ 2,18).
cometido pela Petrobras, nos governos Temer e Bolsonaro, em privatizar a BR Distribuidora e a Liquigás, ambas empresas hoje controladas pelo capital privado.
@DivulgaçãoFUP
“Ao analisar a composição do preço ao consumidor final, verifica-se que o que sobe muito são as margens para a distribuição e revenda”, destaca o economista do Departamento Intersindical de Estatística e Estudos Sócioeconômicos (Dieese), Cloviomar Cararine. Ele observa que, desde 2016, o gás na refinaria entrou em um processo de aumento de preço e de instabilidade, seguindo a estratégia de paridade internacional e a política de elevação de lucros da Petrobras voltada para a maior distribuição de dividendos a acionistas. Para Cararine, esta situação de maiores ganhos relativos da distribuição e revenda do gás de cozinha mostra o equívoco
O estudo da ANP mostra um maior crescimento nos preços do gás ao consumidor entre 2017 e 2022. A partir de 2023, há um retorno de menor peso do insumo nos salários e na cesta de produtos básicos para a população. Em 2022, o preço do botijão representava 9% das despesas de uma cesta básica e 5% das despesas com um salário-mínimo. Hoje, caiu para 4,5% do total da despesa com a cesta básica e 2,25% do salário-mínimo. Isso acontece por três principais motivos: estabilidade nos preços do botijão; política de valorização do salário mínimo, com reajuste acima da inflação; e inflação controlada, dentro da meta do Banco Central. “ Poderia ser ainda melhor para o consumidor que ganha um salário mínimo, se as margens de lucro das distribuidoras e revendedoras fossem menores ”, avalia Cararine.
Parque das Conchas completa 15 anos
O Parque das Conchas, conhecido originalmente como BC-10, completa 15 anos de operação na Bacia de Campos, com produção acumulada de mais de 230 milhões de barris de óleo equivalente (boe). Desde o primeiro óleo, em 12 de julho de 2009, o ativo tem sido relevante para a indústria de petróleo e gás do Brasil.
Localizado a mais de 120 km da costa do Espírito Santo, o Parque das Conchas engloba três campos principais: Ostra, Abalone e Argonauta. Os reservatórios estão situados a até 2.500 metros abaixo do leito marinho, sendo o campo Abalone o mais profundo. O desenvolvimento do projeto foi dividido em três fases distintas de exploração, abrangendo sete reservatórios diferentes, e três clusters de produção. Após a Fase 3, a Shell realizou campanhas de adensamento da malha de poços (infills) no campo de Argonauta, a fim de maximizar o fator de recuperação, e promover a extensão da vida do campo.
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Com 33 poços em operação, 10 bombas submarinas, um sistema de injeção de água, além de um gasoduto de exportação de gás e um poço de descarte de gás, a operação representa um dos projetos mais desafiadores da Shell Brasil. “Este empreendimento marcou a primeira vez que a Shell liderou um projeto, desde a fase de exploração até a produção, no Brasil. O sucesso do Parque das Conchas é resultado do compromisso da Shell e de seus parceiros em superar desafios técnicos e geológicos, transformando o campo em um ativo de classe mundial, sendo economicamente viável e uma fonte significativa de energia”, destaca Maristela Sá, gerente de operações do BC-10.
O Parque das Conchas é conhecido por seus desafios técnicos, devido a sua localização em águas ultraprofundas e seus reservatórios geologicamente complexos e de baixa pressão. Com objetivo de aumentar a pressão necessária para a extração de petróleo, o BC-10 foi pioneiro na indústria no uso de equipamento submarino inovador, conhecido como MOBO, para bombeio dos fluidos dos poços de forma eficiente para separação e tratamento no FPSO. O BC-10 também foi o primeiro projeto de uma International Oil Company
(IOC) a usar MPFMs (Multiphase Flow Meters ou medidores de vazão multifásicos), o que foi um diferencial para a operação na época do primeiro óleo.
O FPSO Espírito Santo é a primeira operação offshore da Shell Brasil a ter um programa estruturado de Diversidade, Equidade e Inclusão (DE&I), com foco na criação de um ambiente seguro para todos, impulsionado pelo projeto Amó. Em parceria com a SBM, todos os briefings de segurança enfatizam a importância da segurança psicológica e da equidade a bordo.
O Parque das Conchas é operado por meio do FPSO Espírito Santo, que é operado pela SBM Offshore.
Transpetro conclui maior construção de duto terrestre da última década
no Brasil
A Transpetro inaugurou (05/07) um novo trecho do Oleoduto Paulínia-São Paulo (Opasa 16), em São Paulo/SP. O empreendimento teve investimento de R$ 465 milhões, e substituiu 68 km de tubos do ativo que liga a Refinaria de Paulínia (Replan) ao Terminal Terrestre de Barueri. A nova infraestrutura aumenta a segurança, a eficiência operacional e traz avanços tecnológicos que permitem aumentar em até 60% a capacidade de movimentação.
Essa é a maior obra de engenharia de dutos terrestres realizada no Brasil nos últimos dez anos. O projeto foi conduzido integralmente pelas equipes técnicas da Transpetro, com o apoio da Petrobras, e foi concluída em 15 meses.
@DivulgaçãoTranspetro
Da esq. Para dir.: a gerente executiva de Operações e Dutos e terminais Sul, São Paulo e Centro-Oeste, Keurrie Ciprinao; o presidente Sérgio Bacci; o gerente executivo de Engenharia e Dutos e Terminais, Igor de Albuquerque; o diretor de Dutos e Terminais, Márcio Guimarães; e o gerente executivo de Logística da Petrobras, Daniel Sales Corrêa
“A inauguração do novo duto Opasa representa um marco na infraestrutura de transporte de combustíveis no Brasil. Na última década, não tivemos histórico no país da construção de um duto terrestre similar, com essa extensão e tecnologia. Além de possibilitar a geração de frentes de emprego, a execução de uma obra tão complexa como essa, conduzida por trabalhadores e trabalhadoras da Transpetro, evidencia nossa capacidade técnica única e expertise tecnológica. A Transpetro está comprometida em ser uma empresa com soluções logísticas cada vez mais eficientes, gerando valor tanto para a sociedade quanto para nossos clientes”, ressaltou o presidente da companhia, Sérgio Bacci.
O novo empreendimento substituiu o duto original por nova estrutura, dotada de tecnologias mais avançadas de revestimento e isolamento térmico. A nova condição possibilita ainda ampliar em até 60% a capacidade do oleoduto, de aproximadamente 200 milhões de litros por mês, para movimentação de óleo combustível. A entrega deste projeto complementa uma primeira etapa de obras, quando foram substituídos 31 quilômetros de tubos do Opasa 16.
“Nossas equipes foram responsáveis por todas as fases da obra, desde o projeto de engenharia até a etapa de construção e montagem. Tivemos 25 frentes de serviço simultâneas, em nove municípios, entre Paulínia e Barueri, com 670 empregos diretos durante a execução. Essa inauguração reforça o objetivo da companhia de assegurar maior confiabilidade, disponibilidade operacional e movimentação mais eficiente, nesse caso para a Replan, maior refinaria do país. Garantir o escoamento seguro e eficiente do óleo combustível produzido na Replan é também garantir os níveis de produção e escoamento dos demais derivados, como a gasolina e o diesel, que são tão essenciais para a nossa economia”, destacou o diretor de Dutos e Terminais, Márcio Guimarães.
“A obra de substituição do Opasa 16, conduzida com exce-
lência pelo time da Transpetro, faz parte do Portfólio de investimentos da Petrobras, que garantem a Logística como um diferencial competitivo da Companhia. Temos buscado oportunidades semelhantes em todo o país, integrando de forma segura e eficiente todos os elos da cadeia produtiva, para gerarmos valor para nossos clientes e para a sociedade, contribuindo para a geração de emprego e renda e ajudando no crescimento do país”, afirma o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Cláudio Schlosser.
Operando 48 terminais (27 aquaviários e 21 terrestres), cerca de 8,5 mil km de dutos e 33 navios, a Transpetro é a maior subsidiária da Petrobras, a maior companhia de logística multimodal de petróleo e derivados da América Latina, presta serviços a distribuidoras, à indústria petroquímica e demais empresas do setor de óleo e gás, e sua carteira da subsidiária da Petrobras conta com mais de 160 clientes.
O Opasa 16 em números
· Diâmetro: 16 polegadas
· Comprimento total: 99 km
· Origem: Refinaria de Paulínia – Replan (SP)
· Destino: Terminal Terrestre de Barueri (SP)
· Municípios percorridos: 9 (entre Paulínia e Barueri)
· Produto movimentado: Óleo Combustível
Números da obra
Investimento total: R$ 465 milhões
· Trecho de duto substituído: 68 km
· Período de execução: 15 meses
· Frentes de serviço simultâneas: 25
· Empregos diretos: 670
· Equipamentos mobilizados: 197
· Tubos substituídos: 5.682 tubos
FUP trabalha para retomada de refinarias
A FUP – Federação Única dos Petroleiros – acredita que a volta do controle da refinaria de Mataripe (antiga refinaria Landulpho Alves - Rlam), na Bahia, para a Petrobras está próxima de acontecer, porque há negociações em curso com o grupo árabe Mubadala Capital, que adquiriu a unidade em março de 2021.
A Federação foi informada de que os trabalhos de due diligence realizados pela Petrobras já foram concluídos, com análise e avaliação de aspectos financeiros, operacionais, jurídicos, e regulatórios, que são estratégicos para a empresa.
A retomada da Rlam pela Petrobras é bandeira de luta da FUP, desde que a unidade foi privatizada no governo passado, a preço abaixo de mercado.
“A refinaria foi vendida a preço de banana, por apenas US$1,65 bilhão, embora a precificação de mercado indicasse, na época, que a refinaria valia cerca de US$ 4 bilhões”, destaca o coordenador-geral da FUP, Deyvid Bacelar, citando estudos do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep). Vendida, a refinaria da Bahia, operada pela Acelen, passou a praticar o segundo maior preço de gás de cozinha e de combustíveis do país, ficando atrás apenas da refinaria do Amazonas (atual Ream), privatizada em novembro de 2022.
dos ativos: “ Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 22/12/2023, informa que está dando prosseguimento às discussões com o Mubadala Capital, em relação à formação de parceria de downstream no Brasil, cujo escopo envolve a avaliação de aquisição de participação na Refinaria de Mataripe S.A. (RefMat) e de projeto em desenvolvimento de uma biorrefinaria integrada (Biorrefinaria). A Petrobras iniciará a fase de avaliação dos negócios, a qual abrangerá a due diligence dos ativos, bem como a discussão sobre o modelo de negócio adequado para cada um .”
Mas, em atendimento ao Ofício 185/2024/CVM/SEP/ GEA-1 da Comissão de Valores Mobiliários (CVM), recebido em 5 de agosto de 2024, a Petrobras esclarece que informou ao mercado, por meio do Comunicado de 22 de dezembro de 2023, que avaliaria a potencial aquisição de participação acionária na Refinaria de Mataripe (RefMat): “ A Mubadala Capital, que por meio da Acelen controla a Refinaria de Mataripe (RefMat) e a Acelen Energia Renovável S.A. (“Biorrefinaria”), indica em sua correspondência os principais termos e condições da eventual parceria. A Petrobras avaliará a aquisição de participação acionária nestes ativos .” Posteriormente, por meio do Comunicado de 15 de março de 2024, a Companhia informou que iniciaria a fase de avaliação do negócio, a qual abrangeria a due diligence
Com relação à notícia veiculada no Ofício, a Companhia esclarece que a due diligence da RefMat foi iniciada em março de 2024 e, assim, está em fase de conclusão. A Petrobras esclarece, outrossim, que ainda não fez qualquer oferta, não foi celebrado qualquer documento vinculante sobre eventual parceria, e não há qualquer decisão das instâncias competentes sobre eventual aquisição de participação na refinaria. Caso as avaliações internas indiquem a pertinência de apresentação de oferta para a aquisição, a decisão será submetida previamente à aprovação dos órgãos colegiados competentes da Companhia – que reitera que eventuais decisões de investimentos deverão, dentro da governança estabelecida na Petrobras, passar pelos processos de planejamento e aprovação previstos nas sistemáticas aplicáveis, tendo sua viabilidade técnica e econômica demonstrada e em linha com seu Plano Estratégico 2024-2028+. A Ream, antiga Refinaria Isaac Sabbá (Reman), também foi vendida a preço aviltado, no final do governo Bolsonaro. Quando anunciou a transação, em agosto de 2021, o preço era US$ 189,5 milhões, abaixo do valor de mercado, conforme denunciado pela FUP na ocasião, com base, igualmente, em estudos do Ineep. Porém, até a conclusão do negócio, com a venda para o grupo Atem, o montante foi ajustado para US$ 257,2 milhões pela correção monetária e variações de capital de giro, dívida líquida e investimentos.
“A privatização da Reman foi concluída no apagar das luzes do governo”, lembra Bacelar. A expectativa da FUP é de que a refinaria, que tem o monopólio do mercado consumidor do Norte, também seja recomprada pela Petrobras.
Atualmente, a refinaria do Amazonas está com sua produção paralisada e operando apenas como estrutura de apoio logístico para a distribuição de derivados importados. A Atem alega parada de manutenção intensiva em toda a unidade, e por isso teria sido necessário paralisar temporariamente as atividades de refino.
A explicação da empresa, contudo, não coincide com os
fatos, diz o coordenador-geral do Sindipetro-AM, Marcus Ribeiro: “Não se vê ritmo e movimentação de parada de manutenção, que exige contratação de empregados para acompanhar e fazer o serviço. O que estamos vendo é a demissão de trabalhadores”.
Em maio último, o Sindipetro-AM já havia entrado com uma ação civil pública contra o grupo Atem, por não ter divulgado informações obrigatórias sobre a produção de combustíveis. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) também abriu processo de infração sobre o caso.
“Compraram as refinarias da Bahia e do Amazonas, sob a alegação de que reduziriam preços ao consumidor final e aumentariam a
concorrência. Mas, hoje, querem reserva de mercado e fornecimento de petróleo subsidiado da Petrobras”, afirma Bacelar. Segundo dados da ANP, elaborados pelo Ineep, o Amazonas continua a ter os maiores preços de combustíveis do Brasil. Na semana de 7 a 14 de julho, após reajuste aprovado pela Petrobras, a Ream praticou aumento de 6,97% no litro da gasolina ao consumidor, muito acima do reajuste médio nacional de 2,68% por litro. Também os preços da gasolina nos operadores Ream e Acelen estão mais altos que os da Petrobras: R$ 3,46 por litro na Ream, R$ 3,18 na Acelen e R$ 3,04 na Petrobras, na posição de 15 de julho, de acordo com a ANP.
ANP lança Painel Dinâmico de Poços na Fase de Produção
Acesse o Painel Dinâmico de Poços e Sondas na Fase de Produção: https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/paineis-dinamicos-da-anp/paineis-dinamicos-sobre-exploracaoe-producao-de-petroleo-e-gas/painel-de-pocos-na-fase-deproducao
A ANP disponibilizou (26/07) o Painel Dinâmico de Poços na Fase de Produção: uma ferramenta interativa, que oferece ao usuário diversas informações sobre poços e sondas em operação no país. Neste Painel, os usuários podem personalizar consultas usando diversos filtros, o que facilita a compreensão dos dados.
O Painel é composto por quatro páginas:
Na página “Situação de Poços”, exibem-se dados básicos de todos os poços já perfurados no país, tanto na fase de exploração quanto na de produção, tais como: localização, datas de perfuração e de operação, situação (status) atual, método de elevação, entre outros. Nessa página, é possível aplicar diversos filtros para obter uma visualização personalizada dos dados, de acordo com o interesse do usuário. Além disso, os poços resultantes da aplicação dos filtros podem ser exibidos em uma tabela ou em um mapa.
Já a página ‘Sondas em Operação’ exibe, para cada sonda
em operação, seu nome, sua sigla, os campos em que opera, bem como seu operador. Os dados desta página podem ser filtrados segundo o ambiente operacional da sonda (mar ou terra), o campo, o operador e o período de atuação.
A página ‘Intervenções em Poços’ traz dados e gráficos relativos às intervenções sofridas pelos poços, indicando o período e o objetivo dessas intervenções, entre outras informações. Além disso, a página oferece diversos filtros para que o usuário personalize sua consulta, como período da intervenção e objetivo da intervenção, bem como a bacia em que o poço que sofreu intervenção está localizado. Por fim, há um glossário com os termos técnicos utilizados no painel.
A atualização do painel não ocorre em tempo real. Essa atualização ocorre à medida que os contratados alimentam os bancos de dados da ANP, conforme os prazos estabelecidos nos contratos ou nas resoluções da ANP.
Para ver também os dados de poços na fase de exploração (poços exploratórios), acesse o Painel Dinâmico da Fase de Exploração: https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/paineis-dinamicos-da-anp/paineis-dinamicos-sobreexploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/painel-dinamicoda-fase-de-exploracao
US$ 500 bilhões (termos de 2023) no desenvolvimento global de ativos de petróleo e gás é suficiente para atender ao pico de demanda na década de 2030
Ganhos de eficiência, disciplina de capital e petróleo de baixo custo manterão um limite nos requisitos de gastos até o pico da demanda de petróleo de 108 milhões de b/d no início da década de 2030.
Apesar das preocupações com o subinvestimento em upstream, o pico da demanda por petróleo e gás pode ser atendido na década de 2030, sem um aumento substancial nos atuais níveis anuais de investimento em desenvolvimento de ativos de US$ 500 bilhões, em termos de 2023, de acordo com um novo relatório da Horizons da Wood Mackenzie. Os gastos atuais com upstream são pouco mais da metade do pico de US$ 914 bilhões de 2014 (em termos de 2023), de acordo com o relatório “Fazer mais com menos: há investimento suficiente em upstream?” Esse aparente déficit alimentou uma crença generalizada de que o setor está investindo pouco e que uma crise de oferta é inevitável, seja mais cedo ou mais tarde.
“Esta nunca foi a opinião da Wood Mackenzie”, disse Fraser McKay, chefe de análise upstream da Wood Mackenzie. “Nossa visão de longa data é de que os gastos e a oferta aumentariam para atender à demanda em recuperação, e que a indústria upstream não iria e não poderia repetir os anos de ‘pico de ineficiência’durante o início dos anos 2010.” Com a demanda por petróleo se recuperando das baixas pandêmicas, a Wood Mackenzie prevê que ela eclipsará as máximas pré-pandêmicas em 2023. A partir de 2024, o crescimento da demanda por petróleo diminuirá, atingindo um pico de 108 milhões de barris por dia (b/d), no início da década de 2030.
Perspectiva de transição energética (ETO) para 2050
e além. Existem três razões principais: o desenvolvimento de recursos petrolíferos gigantes de baixo custo, disciplina de capital implacável, e uma melhoria transformacional na eficiência do investimento. Em termos absolutos de dinheiro do dia, o número aumentará, é claro. Por exemplo, o investimento necessário em 2033 em dinheiro do dia será de US$ 613 bilhões, com apenas 2% de inflação macro. A adversidade foi o principal catalisador para uma mudança estrutural na eficiência do fornecimento. Os choques de preços de 2015-2016 e 20202021 forçaram a indústria a se tornar muito mais disciplinada com seu capital. “Os custos convencionais de desenvolvimento de unidades greenfield foram reduzidos em 60% em termos de 2023, e os poços de petróleo apertados dos EUA geram quase três vezes mais produção hoje para a mesma unidade de capital do que em 2014. Novas tecnologias, eficiência de capital e modularização foram aproveitadas com efeitos poderosos.” disse McKay. A maior parte do investimento em petróleo e gás da indústria para o resto desta década terá como alvo recursos vantajosos: aqueles com o menor custo, as menores emissões e o menor risco. Além disso, o desenvolvimento de novos suprimentos se tornará mais caro. Para atender à demanda, a indústria dependerá cada vez mais do crescimento das reservas de vida útil de fontes de fornecimento legadas, desenvolvimentos greenfield de custo mais alto e volumes ainda não descobertos.
Níveis de gastos upstream necessários para atender às nossas perspectivas de demanda de ETO de cenário base
Fonte: Perspectivas de Planejamento Estratégico de Mercados Globais de Produtos da Wood Mackenzie Níveis de gastos no desenvolvimento de ativos não muito mais altos do que a taxa de execução atual podem fornecer a oferta necessária para atender à demanda até seu pico
Fonte: Serviço Upstream Wood Mackenzie. Os gastos com desenvolvimento de ativos mostrados excluem exploração e despesas gerais.
“Contra intuitivamente, a taxa de execução de meio trilhão em termos de desenvolvimento de ativos em 2023 precisará ser mantida além do pico de demanda”, disse McKay. Mas existem cenários alternativos de demanda, cada um com implicações muito diferentes para futuros investimentos upstream. E há riscos para o investimento necessário aparecendo. A eficiência e o investimento evoluirão, e é improvável que o equilíbrio necessário se desenvolva. O cenário base da Wood Mackenzie Energy Transition Outlook (ETO) é equivalente a um caminho de 2,5°C, mas, mesmo em nossa perspectiva de Transição Energética Acelerada para uma trajetória de 1,5°C, ainda é necessário um investimento substancial. A Wood Mackenzie calcula que quase
US$ 400 bilhões por ano seriam necessários na década de 2020, e quase US$ 250 bilhões por ano na década de 2030 (em termos de 2023).
Os impactos do subinvestimento seriam de longo alcance, com consequências para a economia global. Mas a Wood Mackenzie acredita que é improvável que os desequilíbrios sustentados de investimento persistam. “Este ciclo é certamente diferente. A incerteza da transição energética adiciona uma nova camada de complexidade e risco para os investidores upstream. Mas o mercado de petróleo é líquido – literal e metaforicamente. Os sinais de preços, as taxas de reinvestimento e as ações da OPEP + acabam por trazer a procura e a oferta de volta ao equilíbrio”, conclui McKay.
PARCER prejudica terceirizados mais uma vez no GASLUB
A PARCER, prestadora de serviços para a Petrobras, foge novamente das responsabilidades e deixa os trabalhadores sem salários, benefícios e FGTS – nunca tiveram Plano de saúde. Isso aconteceu no GASLUB e confirma denúncias que o Sindicato recebeu no final do ano passado, quando foram cobradas respostas da Petrobras. Na época, o Sindicato apurou que o contrato da Petrobras com a PARCER terminaria em abril, mas foi renovado.
Agora, a PARCER está em dívida com os trabalhadores, e não apresenta garantias de arcar com os pagamentos pendentes. No início de julho, o preposto do contrato informou que havia ocorrido “falha no procedimento bancário”, e que a folha salarial referente ao
mês de junho, férias e rescisões seriam paga no dia 08/07, o que não ocorreu.
Até o fechamento desta edição, a fiscalização do contrato está articulando solução junto ao financeiro e jurídico da estatal, para que o pagamento contratual à empresa seja usado para sanar as dívidas com os trabalhadores. E já está em andamento o processo licitatório para a contratação de outra empresa para substituir a PARCER em agosto.
O Sindipetro-RJ apoia a luta dos terceirizados e, no caso da PARCER, já está em contato com o Sindicato dos Profissionais Técnicos Industriais de Nível Médio do Estado do Rio de Janeiro (SINTEC-RJ) para estreitar ações de mobilização dos trabalhadores.
ANP aprova nova resolução sobre gás natural comprimido (GNC) a granel
A Diretoria da ANP aprovou (25/07) resolução que substituirá a Resolução ANP nº 41/2007, e regulamentará as atividades de acondicionamento e movimentação de gás natural comprimido (GNC) a granel, por modais alternativos ao dutoviário (como, por exemplo, o rodoviário).
A nova resolução introduz simplificações no processo autorizativo, traz o alinhamento dos termos e conceitos da Nova Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021), faz a inserção das modalidades intermodais de transporte, como possibilidade para o desenvolvimento dos processos de GNC, e concentra os requisitos técnicos pertinentes às instalações de GNC em um único instrumento, além de remeter as questões de comercialização do gás natural na forma comprimida à Resolução ANP nº 52/2011, que já disciplina a matéria.
A modernização da resolução objetiva também uma atualização com relação às normas de segurança, de modo a aperfeiçoar as alternativas de atuação dos agentes regulados, mas sem deixar de garantir que eles se responsabilizem pela segurança jurídica e operacional de suas atividades.
O gás natural comprimido é o gás natural processado e
acondicionado para o transporte em cilindros ou ampolas à temperatura ambiente, e a uma pressão que o mantenha em estado gasoso (Lei 14.134, de 8 de abril de 2021). A atividade de distribuição de GNC a granel contribui para o desenvolvimento de novos mercados consumidores de gás natural, principalmente em localidades desprovidas de acesso à infraestrutura dutoviária, favorecendo a expansão contínua de redes de distribuição de gás natural canalizado das concessionárias estaduais.
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Como se organiza a Petrobras
O Conselho de Administração da Petrobras elegeu, em 28/06, os seguintes membros para a diretoria executiva da companhia: Renata Baruzzi (Diretora Executiva de Engenharia, Tecnologia e Inovação), Sylvia Anjos (Diretora Executiva de Exploração e Produção) e Fernando Melgarejo (Diretor Executivo Financeiro e de Relacionamento com Investidores).
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Com os nomes aprovados, a diretoria executiva passa a ter quatro mulheres, um recorde na história da Petrobras – Magda Chambriard (Presidente da Petrobras) e Clarice Coppetti (Diretora Executiva de Assuntos Corporativos) são as outras mulheres que compõem a diretoria executiva da companhia. O recorde anterior era de duas mulheres atuando simultaneamente na diretoria da companhia.
Renata Baruzzi e Sylvia Anjos tomaram posse no mesmo dia, e Fernando Melgarejo foi eleito com efeitos a partir de 15/07/2024, data em que foi concluído seu processo de aposentadoria, após 37 anos de carreira no Banco do Brasil. As indicações foram submetidas aos procedimentos internos de governança corporativa, incluindo as respectivas análises de conformidade e integridade, necessárias ao processo sucessório da companhia.
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va da ETM-CORP (Engenharia, Tecnologia e Materiais – Corportativo) em 2012. Tem experiência internacional, onde atuou como Corporate Manager na Petrobras América Inc (Houston, TX), de 2015 a 2019. Atualmente estava gerenciando a área de Gestão Integrada da Logística.
Desde 2023 como consultora especial da presidência da Petrobras, Sylvia Maria Couto dos Anjos, é formada em Geologia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), possui mestrado em Geologia pela University of Illinois at Urbana-Champaign, e PhD pela mesma universidade. Geóloga aposentada da Petrobras, possui mais de 42 anos de experiência na área de E&P, tendo ocupado diversos cargos gerenciais ao longo de sua carreira na companhia, com especial destaque às funções no Cenpes, na Gerência Geral da Exploração, de Gerente Geral de Tecnologias do Ativo de Libra. Atuou, ainda, no programa “Gás & Energia competitivo”, preparando a Petrobras para o novo cenário competitivo do gás natural no Brasil. Orientadora de inúmeras teses de mestrado e doutorado, com dezenas de publicações nacionais e internacionais. Membro e co-fundadora do Comitê de diversidade do IBP desde 2018. Foi presidente por dois termos da Associação Brasileira de Geólogos do Petróleo – ABGP – e também vice-presidente da American Association of Petroleum Geologists – AAPG Latin America.
Renata Baruzzi é formada em Matemática pela Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), com especialização em Gestão Estratégica de Tecnologia pela COPPE/NCE e em Administração pelo IBMEC, além de diversos cursos de extensão no exterior, com destaque para o Advaced Management Program (AMP), na Harvard Business School. Ingressou na Petrobras há 38 anos, tendo atuado na Refinaria de Cubatão (RPBC), Refinaria de Paulínia (REPLAN), nos oito primeiros anos da Companhia. Iniciou a carreira gerencial em 2001, no RH; posteriormente passou a atuar na Engenharia, onde, por 12 anos, ocupou todos os níveis gerenciais, chegando à Gerente Executi-
Fernando Melgarejo é formado em Ciências Econômicas pela União Educacional de Brasília (UNEB), pós-graduado em Negócios Internacionais pela Fundação Getúlio Vargas (FGV), e com mestrado em Economia de Empresas na Universidade Católica de Brasília (UCB). Possui 37 anos no conglomerado Banco do Brasil S/A, dos quais dedicou cerca de 30 anos à área financeira, onde foi Gerente Executivo na Diretoria de Finanças e Relações com investidores do Banco do Brasil, na área de Estruturação e Análise Financeira. É Diretor de Participações da Previ desde 2022, onde foi também o Administrador Estatutário Tecnicamente Qualificado (AETQ) em 2023. É atualmente Conselheiro de Administração e integra o Comitê de Auditoria da Neoenergia, Presidente do Conselho de Administração do Grupo Litel, e Conselheiro Curador da Fundação Banco do Brasil.
Parceria estratégica com a Petrobras é destaque no Fórum Empresarial
Bolívia-Brasil
A importância de ampliar, fortalecer e diversificar os negócios com a Bolívia marcou as falas de abertura do Fórum Empresarial Bolívia-Brasil, em Santa Cruz de la Sierra. O evento foi organizado pela ApexBrasil – Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos – em parceria com o Ministério das Relações Exteriores (MRE), no marco da visita do presidente Luís Inácio Lula da Silva ao país vizinho. Uma delegação de mais de 350 empresários e representantes de instituições públicas, de ambos os países, esteve no Fórum, que buscou discutir temas relacionados ao comércio bilateral, e oferecer espaços para conexões e negócios entre produtores brasileiros e bolivianos.
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lembrou que a integração dessas cadeias é, inclusive, uma das metas da Nova Indústria Brasil, idealizado pelo MDIC para estimular o desenvolvimento do setor industrial brasileiro. “O Brasil quer ser um parceiro cada vez mais ativo da Bolívia”, reforçou.
O presidente da ApexBrasil, Jorge Viana, enfatizou que o encontro não poderia ocorrer em melhor momento. “Há alguns dias, a Bolívia passou por um problema que ela mesma superou e, agora, acaba de aderir ao Mercosul. É um país irmão nosso, tem semelhanças com o centro-oeste brasileiro”, lembrou. No dia 5/8, durante a 64ª Cúpula do Mercosul em Assunção, no Paraguai, o país foi incorporado como membro pleno do bloco.
Viana também destacou que os maiores grupos econômicos brasileiros estavam representados no Fórum. “Esse encontro inaugura a retomada do fluxo de comércio e investimentos com a Bolívia. Temos grandes oportunidades envolvendo a geração de energia; o gás; os minerais críticos, especialmente o lítio; e o agronegócio. Ambos os países têm as maiores produções de castanha-do-brasil, por exemplo. É uma cadeia produtiva enorme, que envolve muita gente e gera muita renda”, pontuou o presidente da ApexBrasil, lembrando ainda que persistem dificuldades para que o produto amplie sua presença no mercado externo.
O vice-ministro de Comércio Exterior e Integração da Bolívia, Huascar Ajata Guerrero, lembrou a longevidade das relações bilaterais, e chamou a atenção para desafios comuns entre os países, que enfrentam a mudança climática e a dependência por combustíveis fósseis, por exemplo. Ao mesmo tempo, destacou, ambos estão em posição privilegiada para conduzir um processo de transição energética, dada a abundância de recursos. “Nessa aproximação da Bolívia com o Mercosul, vamos fortalecer e diversificar nossa relação com os países vizinhos, e esse evento é uma oportunidade para isso”, complementou.
O secretário-executivo do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), Márcio Elias, destacou que o governo federal quer, não apenas integrar as cadeias produtivas entre os dois países, como também promover a integração econômica de toda a América do Sul. Elias
O cônsul-geral do Brasil em Santa Cruz de la Sierra, Francisco Carlos Soares Luz, lembrou que o país é um importante mercado para os produtos industrializados brasileiros de alto valor agregado. “É o tipo de mercado que o exportador brasileiro precisa conhecer e explorar”, pontuou Luz, chamando a atenção para as oportunidades geradas pela recente incorporação da Bolívia ao Mercosul. Na mesma linha, o presidente da Federação de Empresários Privados de Santa Cruz, Oscar Mario Justiniano, destacou: “a proximidade de mercados estratégicos, como Mato Grosso, Rondônia e Acre, são oportunidades para o mercado de fertilizantes e para o desenvolvimento da agropecuária de Bolívia, além do intercâmbio de tecnologias”.
A primeira keynote speech ficou por conta da presidenta da Petrobras, Magda Chambriard, que anunciou a prospecção de poços de gás natural na região de San Telmo Norte, no departamento de Tarija. As obras estão previstas para 2025, e dependem apenas da obtenção de licenciamento ambiental. “Se tivermos a possibilidade de perfurar esse poço, vamos entregar a produção de gás que o Brasil e a Bolívia merecem”, destacou. Segundo a executiva, 1/4 da produção de gás boliviano hoje é responsabilidade da Petrobras, bem como 33% das exportações do país.
Chambriard lembrou que os países são parceiros há quase 30 anos na indústria do gás, tendo o gasoduto Bolívia Brasil, o Gasbol, como um símbolo dessa integração. Ela reforçou que é necessário recuperar os patamares da produção do combustível, tendo em vista que o Brasil já operou 60% da produção de gás na Bolívia, e contribuiu com cerca de US$ 10 bilhões em investimentos para o país vizinho, entre 2002 e 2023. “A Petrobras acredita no potencial do mercado boliviano e nas oportunidades exploratórias que estão disponibilizadas para merecer investimentos”, completou.
A presidenta da Petrobras frisou ainda que o Brasil precisa ser capaz de fornecer gás para as indústrias petroquímica e de fertilizantes, a preços acessíveis. Petróleo e gás, continuou ela, devem ser drivers preponderantes de valor, contribuindo para uma transição energética justa e inclusiva. “Enxergamos, nesse trajeto, a Bolívia, como fornecedora estratégica”, finalizou Chambriard, que destacou também a importância da possível parceria em San Telmo para o futuro das relações entre os dois países.
Também à frente de uma keynote speech, o presidente da Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Ludwig Dorgathen, falou sobre os mais de 50 projetos exploratórios que a estatal de petróleo e derivados tem desenvolvido, entre 2021 e 2024. O CEO discorreu ainda sobre o contrato da empresa com a Petrobras, que permitiu, segundo ele, o desenvolvimento do setor de gás na Bolívia e no Brasil, e o abastecimento do mercado argentino. “A YFBP e a Petrobras estão trabalhando de forma árdua desde 2020. Temos um contrato vigente até 2027, que garante o fornecimento de gás natural ao Brasil”, destacou Dorgathen.
Ainda sobre a integração energética e gasífera entre os países, o presidente da YPFB comentou sobre as perspectivas a partir de 2027, quando haverá, segundo ele, a estrutura necessária para cobrir a demanda de gás do norte argentino. A ideia é destinar o excedente dessa produção ao mercado brasileiro: “nossa infraestrutura permite integrar essa oferta à demanda crescente que temos no Brasil”, pontuou. Segundo ele, 85% do gás produzido na Bolívia é exportado e, além do Brasil, outros países vizinhos, como Peru e Paraguai, têm demandado o combustível.
Projeto “O Mar Também É Delas”: parceria Petrobras-IBP por maior representatividade feminina em funções offshore
Buscando ampliar a participação feminina em postos de trabalho do setor de óleo e gás offshore, a Petrobras e o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) celebraram um convênio para o Projeto “O Mar Também É Delas”, que visa a fomentar a equidade de gênero na área. O evento contou com a presença da Diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Renata Baruzzi, e do Presidente do IBP, Roberto Ardenghy
A iniciativa de “O Mar Também É Delas”, coordenado pelo IBP, se baseará em uma pesquisa de opinião com mulheres que já trabalham embarcadas, para ouvir suas experiências e conhecer os desafios que enfrentam para desempenhar suas atividades offshore. A partir dessa oitiva, um plano de ação será elaborado para mitigar as dificuldades das que já atuam no setor e reduzir barreiras para a entrada de novas profissionais.
“Queremos que cada vez mais mulheres desbravem as águas da nossa indústria de óleo e gás. Todo ambiente é mais saudável, produtivo e inclusivo, quando há diversidade na equipe. A maior presença feminina será fundamental para ampliar a riqueza de olhares e para construir melhores resultados para todo o setor de energia. A equidade de gênero é um compromisso da Petrobras, e convidamos as demais empresas a se juntarem a nós nessa onda de transformação social e laboral”, declarou a Diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi.
“Como representante da indústria de petróleo e gás, o IBP tem um compromisso com a promoção da diversidade e igualdade de oportunidades no setor. Em colaboração com
as empresas, vamos somar forças para fomentar um ambiente diverso, seguro, inclusivo e de igual oportunidade para todos. Esse movimento conjunto impulsionará uma maior participação feminina em um dos segmentos fundamentais para a nossa indústria”, afirmou o presidente do IBP, Roberto Ardenghy. A partir desse convênio, Petrobras e IBP esperam atrair outras empresas e operadoras do setor de energia, historicamente com maior presença masculina, para a consolidação das estratégias do “O Mar Também É Delas.” O programa será lançado oficialmente em setembro deste ano, durante a ROG.e (Rio Oil & Gas), um dos maiores eventos globais de energia.
Para fundamentar todas suas estratégias, o “O Mar Também É Delas” terá início com uma pesquisa entre trabalhadoras do mercado offshore para entender sua realidade e percepções. Os dados obtidos nortearão um grupo de trabalho a propor soluções de melhoria das condições de trabalho e igualdade de oportunidades, que serão repercutidas junto ao setor e aos tomadores de decisão, ampliando ainda o debate à sociedade.
@Divulgação/Fernanda Sabença
O objetivo será promover um ambiente seguro e condições propícias ao desempenho profissional em alto nível das mulheres, planejar caminhos de evolução de carreira, combater a cultura do machismo e sexismo, garantir o bem-estar e a qualidade na rotina feminina nas plataformas e sondas.
Outra iniciativa, o prêmio “O Mar Também É Delas” dará visibilidade às mulheres que se destacam em suas funções e resultados, indicadas pelas empresas participantes do projeto, entendendo o reconhecimento profissional como pilar motivador para ser uma trabalhadora offshore
Petrobras assina acordo de cooperação inédito
com a CGU
para intercâmbio de informações e tecnologias
A Petrobras assinou, em Brasília, um Acordo de Cooperação Técnica com a ControladoriaGeral da União (CGU). A medida prevê o desenvolvimento de ações conjuntas e o estabelecimento de procedimentos técnicos e operacionais entre as instituições, com o intercâmbio de conhecimentos, informações, dados e tecnologias. A parceria pretende aprimorar mecanismos de controle da companhia e de prevenção e combate à corrupção. Estiveram presentes no evento de assinatura do acordo, a presidente da companhia, Magda Chambriard, o diretor de Governança e Conformidade da empresa, Mário Spinelli, e o ministro do órgão de controle, Vinicius Marques de Carvalho
@Divulgação/Nelson mendes
O acordo vai permitir que a Petrobras e a CGU compartilhem ferramentas, sistemas e metodologias de análise de dados e técnicas de fiscalização e investigação interna, com soluções informatizadas, pesquisas e acesso mútuo a instruções e relatórios. Vai também robustecer o monitoramento do Sistema de Integridade da companhia. Está prevista também a realização de capacitações e treinamentos conjuntos, visando a aprimorar os mecanismos de controle interno e externo da empresa.
“O acordo reforça a implementação de medidas de incentivo à adoção de práticas de integridade, prevenção e combate à corrupção, promoção da transparência e da ética e defesa do patrimônio público. Petrobras e CGU já atuam de forma colaborativa sistematicamente. Com esse acordo, estamos dando um passo além nessa parceria”, disse a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.
lidade e efetividade, as irregularidades e indícios de fraude”, disse.
O ministro da CGU, Vinícius Marques de Carvalho, disse que a colaboração é inédita entre as instituições, e que representa um marco significativo na luta contra a corrupção. Ele destacou o compromisso da companhia em aprimorar seus mecanismos de controle. “Esse acordo estabelece um passo importante na busca por uma governança mais robusta, pela integridade nas operações da Petrobras, e pelo compromisso com a melhoria contínua dos processos e confiança dos stakeholders”, afirmou Carvalho.
Para o diretor Mário Spinelli, o acordo tem importância para ambas as instituições, por fortalecer a troca de saberes e contribuir na prevenção e combate a ilegalidades, além de defender o patrimônio público no âmbito da Administração Pública Federal. “Vamos aprimorar e robustecer nosso sistema de integridade, prevenindo e detectando, com maior agi-
A Petrobras também aderiu ao Pacto Brasil pela Integridade Empresarial, uma iniciativa da CGU. A companhia obteve nota máxima na autoavaliação em medidas de integridade, são elas: prevenir, detectar e sanar desvios, fraudes e atos de corrupção praticados contra a Administração Pública; mitigar os riscos social e ambiental decorrentes de suas atividades, zelando pela proteção dos direitos humanos; e fomentar e manter uma cultura de integridade no ambiente organizacional.
O Pacto Brasil é uma participação voluntária, que estimula empresas a assumirem publicamente o compromisso com a integridade empresarial. Por meio da assinatura de um termo de adesão e da realização de uma autoavaliação, as empresas se comprometem a adotar medidas que promovam a ética, a prevenção de fraudes e a transparência em seus negócios.
Petrobras realiza voo pioneiro com aeronave remotamente pilotada
A Petrobras foi protagonista de um marco para a aviação civil brasileira. O primeiro voo de longo alcance com uma aeronave civil remotamente pilotada (RPA), realizado em julho, percorreu cerca de 180 quilômetros entre a base da Petrobras em Imbetiba (Macaé/ RJ) e a plataforma P-51 (Bacia de Campos, litoral Fluminense). O feito foi celebrado em uma reunião solene, realizada na sede da Petrobras, no dia 03/07, no Rio de Janeiro, com a presença de convidados da Força Aérea Brasileira (FAB), da NAV Brasil, da ANAC e da Omni Táxi Aéreo.
A operação, ainda em fase de testes, foi possível devido ao trabalho colaborativo entre o Departamento de Controle do Espaço Aéreo (DECEA), a Agência Nacional de Aviação Civil (ANAC), a NAV Brasil e a OMNI Táxi Aéreo, contratada pela Petrobras para operar veículos aéreos não tripulados em missões offshore. A expectativa é de que os testes viabilizem voos de longo alcance entre o continente e plataformas, permitindo uma série de aplicações com essa tecnologia.
@Divulgação/Petrobras/Cezar Fernandes
disso, a iniciativa avança na descarbonização, pois as RPAs geram menos emissões que os helicópteros, agilizando operações e ampliando o período de atendimento logístico das demandas, já que as missões poderão ser realizadas no período noturno”.
Os objetivos do voo, classificado como BVLOS (Beyond Visual Line of Sight), ou além do alcance visual, foram testar a implantação do transporte para conduzir cargas de até 50 kg; agregar valor à logística do transporte aéreo offshore; reduzir custos e coletar dados para o compartilhamento do espaço com outras aeronaves; definindo melhores rotas, altitudes, procedimentos de subida e descida. Esse tipo de tecnologia também tem o potencial de reduzir emissões de gases de efeito estufa no transporte de cargas leves.
Desde 2018, a Petrobras tem desenvolvido iniciativas com a tecnologia de drones. Já são usados esses equipamentos para a inspeção de flares, pintura de plataformas e embarcações, além de outros trabalhos em altura, reduzindo a exposição humana a riscos.
O diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser, destaca os benefícios da operação: “Foi uma conquista, resultado de trabalho em equipe que uniu Petrobras, iniciativa privada e autoridades governamentais, para superar os desafios de aumentar a segurança das pessoas, reduzindo a exposição ao risco, já que as aeronaves são remotamente pilotadas. Além
Agora, após concluídos os recentes testes com a tecnologia RPA, inicia-se a análise dos dados gerados, o que deve ser finalizado ainda no segundo semestre deste ano. Serão simulados outros voos com aeronaves no mesmo espaço aéreo e, dependendo dos resultados, o procedimento será implantado na Petrobras.
Para celebrar o marco inédito, reunião na sede da Petrobras, no Rio de Janeiro, contou com a presença de representantes da companhia e convidados da Força Aérea Brasileira (FAB), da NAV Brasil, da ANAC e da Omni Táxi Aéreo.
@Divulgação/Petrobras/Daniela Ferrari
Petrobras e Braskem concluem testes de produto químico com conteúdo renovável
A Petrobras concluiu com sucesso uma sequência de testes em escala industrial para produzir uma corrente de Hidrocarbonetos Leves de Refinaria (HLR), rica em eteno, com conteúdo renovável. O projeto, em parceria com a Braskem, desenvolveu, ao longo dos últimos doze meses, uma potencial matéria-prima renovável para a indústria química.
A matéria-prima usada nos testes foi o etanol, obtido a partir de cana-de-açúcar, coprocessado na Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido de Resíduo (URFCC) da Recap, gerando HLR com conteúdo renovável, que irá contribuir para a redução da intensidade de carbono, em comparação ao produto de origem 100% mineral.
Os resultados positivos foram obtidos na Refinaria de Capuava (Recap), em Mauá/SP. No escopo do acordo, firmado entre as duas empresas, o objetivo é identificar soluções tecnológicas para ampliar a sustentabilidade de seus portfólios, com foco nas áreas de economia circular e matérias-primas renováveis.
A produção bem-sucedida de HLR com conteúdo renovável abre novas oportunidades de negócios, e fortalece a posição da Petrobras na busca por soluções sustentáveis. A companhia está preparando suas refinarias para atender à crescente demanda por combustíveis e produtos químicos de baixo carbono, alinhando-se às expectativas do mercado, e contribuindo para um futuro mais verde.
A iniciativa integra o Programa BioRefino da Petrobras, que prevê o desenvolvimento de combustíveis e produtos mais sustentáveis e eficientes, com menores emissões de gases de efeito estufa.
O diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, explica que o teste está alinhado à visão da companhia de criar um parque de refino adaptado a uma economia de baixo carbono. “A Petrobras está preparando as refinarias para assumirem um papel relevante, em direção à transição energética, com investimentos em eficiência no consumo de energia e na redução da pegada de carbono das operações e dos produtos”, afirma.
Com a tecnologia desenvolvida pelo Centro de Pesquisas,
@Divulgação/Petrobras/Kleber Augusto Camanho
Desenvolvimento e Inovação da Petrobras (Cenpes), foi demonstrada a viabilidade técnica do coprocessamento do etanol em escala industrial na Unidade de Craqueamento Catalítico Fluido de Resíduo (URFCC), sem alteração nos demais produtos da refinaria.
O produto do teste foi enviado à Braskem, e o hidrocarboneto com conteúdo renovável foi processado com sucesso na unidade industrial de Santo André/SP. Tais iniciativas estão de acordo com as cláusulas de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Para o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser, “a iniciativa está alinhada ao objetivo da companhia de desenvolver um portifólio de produtos mais sustentáveis, ampliando sua atuação comercial para o ambiente de transição energética”. De acordo com a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, “os estudos realizados no Cenpes contribuem com a criação das refinarias do futuro. Teremos um parque industrial capaz de receber tanto petróleo quanto óleo vegetal ou etanol, para produzir combustível fóssil ou renovável”, ressalta.
Antonio Queiroz, vice-presidente de Inovação, Tecnologia e Desenvolvimento Sustentável da Braskem, explica que a parceria com a Petrobras é mais um avanço no compromisso de implementar uma economia circular de carbono neutro: “A busca por matérias-primas de fontes renováveis desempenha um papel fundamental na construção de um futuro mais sustentável, e tem sido um importante objetivo da Braskem”.
Recorde na produção de diesel S-10 na RPBC faz Petrobras aumentar oferta para o Terminal de Santos
@Divulgação/Petrobras/Wilson Melo
A RPBC – Refinaria Presidente Bernardes –, em Cubatão/SP, registrou um recorde, no segundo trimestre deste ano, na produção de diesel S-10. Foram produzidos 990 mil m³, superando a marca anterior, de 966 mil m³, do terceiro trimestre de 2023. O dado também é superior ao produzido no mesmo período do ano passado.
A produção de diesel S10 na RPBC aumentou a oferta do produto ao mercado, devido à alta confiabilidade da planta industrial da refinaria, e ao sistema logístico de escoamento da produção, que permitiu à unidade trabalhar com cargas mais elevadas, em patamares muito eficientes. Outra ação determinante foi a adequada gestão da rotina operacional, com o controle das variáveis mais impactantes e priorização de recursos.
Para o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, “o recorde na RPBC atesta o empenho da companhia, ao investir no refino e atender os compromissos comerciais com confiabilidade, disponibilidade operacional, valorização das pessoas e rentabilidade das unidades, sempre garantindo a segurança das operações”.
Para alcançar o recorde na RPBC, foi implantada uma série de iniciativas de logística, em parceria com a Transpetro, que possibilitaram aperfeiçoar o escoamento do diesel S-10 pelo Terminal de Santos. O resultado foi uma marca histórica de movimentação do produto desde 2018, alcançando 386,3 mil m³, no segundo trimestre.
Entre as iniciativas, a Petrobras ampliou o tamanho dos lotes para cargas de diesel S-10 em navios. Ou seja, otimizando a tancagem do terminal e a infraestrutura existente, foi incrementada a eficiência das operações de escoamento, aperfeiçoando bombeios, e minimizando perdas por interfaces de derivados.
De acordo com o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser, incrementar o escoamento do diesel S-10 para o Terminal de Santos atende a uma lógica comercial, que traz ganhos para a Petrobras e o país: “É muito importante utilizar a margem disponível de escoamento, e alcançar o mercado com o maior volume possível. Dessa forma, oferecemos mais essa oportunidade para nossos clientes”.
Petrobras obtém
autorização para comercializar bunker renovável
@Divulgação/Petrobras/Daniela Xu
A Petrobras obteve (11/07) autorização da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – para a comercialização de combustível marítimo com conteúdo renovável. A companhia é a primeira no país a receber a autorização para entregar ao mercado um bunker com 24 % de biodiesel.
O VLS (Very Low Sulfur) B24, produzido pela Petrobras, é resultado da mistura de bunker de origem mineral com biodiesel certificado pela ISCC EU RED, uma das mais tradicionais certificações existentes no mercado, aplicável para rastreabilidade e cálculo das emissões de gases de efeito estufa de matérias-primas e bioprodutos sustentáveis.
A autorização da ANP reforça a estratégia da Petrobras no desenvolvimento de produtos mais sustentáveis, para oferecer ao mercado combustíveis com maior valor agregado e com baixa pegada de carbono.
Durante meses, foram realizados testes do produto em situações reais de navegação e acompanhamento de dados de navios, como consumo, potência desenvolvida, distância percorrida, além do desempenho do combustível em filtros e sistemas de purificação. Os resultados indicaram que não houve ocorrência atípica no funcionamento dos motores das embarcações, tampouco nos sistemas de tratamento do combustível (centrífugas e filtros), confirmando as viabilidades operacionais e comerciais do bunker com conteúdo renovável da Petrobras.
Segundo o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser, “o desenvolvimento de tecnologias e produtos mais sustentáveis é prioridade para a companhia. A autorização concedida pela ANP para a comercialização do VLS B24 é mais um indicativo da correção da nossa estratégia de apresentar soluções economicamente viáveis e adequadas às demandas da sociedade por sustentabilidade”.
Confirmada descoberta de gás na Colômbia
A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 29/07/2022, informa que atingiu o objetivo principal do poço Uchuva-2, confirmando a extensão da descoberta de gás realizada em 2022, com a perfuração do poço Uchuva-1. Este poço agrega informações relevantes para o desenvolvimento de uma nova fronteira de exploração e produção na Colômbia, reforçando o potencial volumétrico para gás na região.
O poço Uchuva-2, iniciado em 19/06/2024, se encontra em águas profundas da Colômbia, a 31 km da costa, e em uma profundidade d’água de 804 metros.
O poço está sendo executado em cinco fases, e o intervalo portador de gás foi constatado na fase 4 da perfuração, por meio de perfis elétricos, que serão posteriormente caracterizadas por meio de análises de laboratório.
O consórcio, formado pela Petrobras como operadora (participação de 44,44%), em parceria com a Ecopetrol (participação de 55,56%), dará continuidade às operações para concluir o projeto de perfuração do poço até a profundidade prevista, e caracterizar as condições dos reservatórios encontrados, com a previsão de realização de um teste de formação
até o final do ano de 2024.
A atuação da Petrobras no Bloco Tayrona está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia, visando à recomposição das reservas de petróleo e gás, por meio de exploração de novas fronteiras e atuação em parceria, assegurando o atendimento à demanda global de energia durante a transição energética.
Memorando para desenvolvimento de pesquisas em tecnologia para aquisição e processamento sísmico
@Divulgação/Petrobras/André Motta de Souza
A Petrobras assinou um Memorando de Entendimento (MOU) com a norueguesa Shearwater, para desenvolvimento e execução de pesquisa científica e inovação tecnológica, em processamento e aquisição sísmica. O objetivo é aumentar a qualidade dos dados obtidos, assim como a eficiência de aquisição. Dados sísmicos são essenciais para mapeamento de jazidas de petróleo. O acordo, válido por cinco anos, apoia o esforço da Petrobras e da Shearwater, para desenvolver tecnologias inovadoras que melhorem as informações obtidas do subsolo marinho, e aumentem o valor desses dados, ao mesmo tempo que reduzem o tempo, o custo dos projetos de aquisição sísmica.
“Esta cooperação reforça o nosso envolvimento contínuo em inovação geofísica, acelerando assim a exploração e o desenvolvimento de recursos energéticos. Ao alavancar tecnologias avançadas em conjunto, pretendemos melhorar significativamente as tecnologias geofísicas e alcançar uma eficiência operacional superior, impulsionando, em última análise, a inovação”, avalia Roberta Alves, gerente geral de P&D,I em Exploração e Produção, do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), que participou da assinatura na Noruega.
A CEO da Shearwater, Irene Basili, se disse entusiasmada com a parceria com a Petrobras, “uma empresa que compartilha nosso compromisso com a pesquisa e inovação sísmica”.
“A Shearwater é uma empresa movida pela curiosidade e pelo desejo de responder perguntas, e compartilhamos um forte compromisso de resolver conjuntamente grandes desafios e, por meio disso, criar valor de longo prazo para as empresas e para a sociedade em geral.”
A Petrobras é reconhecida e premiada mundialmente pelo desenvolvimento de tecnologias inovadoras para o setor. O investimento em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação, previsto para o período 20242028, é de U$ 3,6 bi, o maior da história da empresa.
Petrobras e Curtiss-Wright firmam parceria para novo sistema de bombeamento submarino
Visando a aumentar a eficiência e a segurança de atividades do setor de óleo e gás em águas profundas, a Petrobras e a Curtiss-Wright firmaram um acordo de cooperação tecnológica, para desenvolvimento de um sistema de bombeamento submarino totalmente elétrico, de alta confiabilidade e menos dependente da plataforma de produção. O novo equipamento, produzido a partir da parceria, permitirá reduzir os custos com embarcações, possibilitará a produção através de longas tubulações submarinas, conectando a plataforma ao poço, e auxiliará na revitalização de campos maduros. Sendo bemsucedidos os testes do protótipo, previstos para começar em 2026, nos campos de Jubarte e de Espadarte, na Bacia de Campos, a expectativa é de que esteja disponível no mercado a partir de 2028.
O sistema desenvolvido pela Petrobras e a Curtiss-Wright será utilizado para bombear misturas de petróleo e gás não processadas, em profundidades de até 1.500 metros de água. O equipamento utilizará motores hermeticamente selados, que são mais confiáveis e eficazes do que os modelos de selagem mecânica atualmente utilizados, e reduzirá as interrupções não planejadas e consequentes perdas de produção. A parceria combina o know-how da companhia brasileira em escoamento de petróleo e gás em águas profundas, acumulado ao longo de décadas de explotação no mar, com a experiência da empresa norte-americana, que é referência na fabricação de motores elétricos hermeticamente selados para aplicações de bombeamento intenso.
@Divulgação/Petrobras/Tais Peyneau
dução submarino totalmente elétrico, ao mesmo tempo que oferecemos uma oportunidade de trazer grande valor à Petrobras”, disse a presidente e CEO da Curtiss-Wright, Lynn M. Bamford.
“A cooperação estratégica entre Petrobras e Curtiss-Wright simboliza a complementariedade de domínios de tecnologias e conhecimentos de duas empresas sólidas e reconhecidas em suas áreas. O sucesso desse novo projeto trará impactos positivos para toda a indústria de óleo e gás, abrindo novas e otimizadas oportunidades de produção. A parceria reforça o compromisso da Petrobras, de buscar inovação e desenvolvimento tecnológico, visando ao aprimoramento contínuo das nossas atividades”, destacou o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos “Estamos entusiasmados em colaborar com um usuário final líder e experiente em sistemas de bombeamento de fundo de poço e aumento de pressão em leito marinho. Esses esforços conjuntos nos permitirão aplicar nossa comprovada expertise em tecnologia de motores encapsulados a esse mercado adjacente, possibilitando assim um sistema de pro-
Em sistemas de bombeamento usados para produção de petróleo e gás natural, as máquinas bombeadoras têm a função de aumentar a energia e pressão sobre o fluido do reservatório, para que ele consiga subir até a plataforma de produção com um fluxo maior, em comparação com aqueles sem essa energia a mais.
As bombas disponíveis no mercado para esse desempenho têm atualmente uma vida útil média de cerca de três anos, e, ao fim desse prazo, cada troca gera custos de até US$ 70 milhões. A expectativa é de que a nova tecnologia apresente no mínimo o dobro de durabilidade, de pelo menos seis anos, reduzindo custos e aumentando a confiabilidade.
“O novo sistema de bombeamento é pioneiro no mercado. Já há motores similares, inclusive da própria Curtiss-Wright, mas esse poderá ser o primeiro a receber fluido como o petróleo sem vedação no leito marinho. A Petrobras tem orgulho em participar do desenvolvimento de uma tecnologia como essa, que nos permitirá operar melhor e com mais lucratividade”, apontou o diretor Travassos.
Os especialistas da Petrobras e da CurtissWright já estudam também uma evolução do protótipo em desenvolvimento, com potência até cinco vezes maior. Essa versão mais avançada terá vida útil mínima de dez anos, e uma mesma máquina poderá bombear dois poços ou mais simultaneamente, gerando redução de custos e aumentando a produtividade.
Trabalho de recomposição vegetal e catalogação de espécies na Floresta Amazônica torna Urucu em referência internacional
Quando, na década de 1980, foi iniciada a exploração de petróleo no meio da floresta Amazônica, a Petrobras firmou o compromisso de gerir a atividade de forma transparente, limpa, sustentável e ecologicamente segura. Todo o trabalho realizado pela companhia nesses mais de 35 anos de atuação na Província Petrolífera de Urucu, em Coari, a cerca de 650 km de Manaus/AM, comprova que é possível produzir petróleo com respeito ao meio ambiente e redução dos impactos sobre a região. Entre as diversas ações, um recorde: mais de 1,4 milhão de mudas foram plantadas na recuperação ambiental.
@Divulgação/Petrobras
Desde o início do projeto, as áreas afetadas pelas atividades da empresa são recompostas e, dessa forma, poucas intervenções demonstram que existem equipamentos na floresta. É um trabalho minucioso, de recomposição da cobertura vegetal e de catalogação das espécies retiradas das áreas de extração de óleo, entre outras medidas ambientais. Viveiros abrigam dezenas de milhares de mudas, de cerca de 80 espécies nativas da Amazônia, para viabilizar o programa de replantio intensivo, à medida que poços são perfurados. O resultado torna Urucu uma referência internacional no setor.
@Divulgação/Petrobras
Viveiros abrigam dezenas de milhares de mudas de cerca de 80 espécies nativas da Amazônia para viabilizar o programa de replantio intensivo
de metros quadrados de área verde preservada, evidenciando um cuidado constante com a conservação da biodiversidade e dos recursos naturais da região. Esses números destacam o impacto positivo das ações de reflorestamento da Petrobras, o que reforça o compromisso com a sustentabilidade e a preservação ambiental em Urucu”, explicou Hilter.
As práticas de recomposição ambiental incluem o plantio de diversas espécies nativas, com destaque para o ingá-de-metro, ingá-de-macaco, pau-de-balsa, munguba, açaí-solitário, pacotê, buriti, taperebá e lacre. Além disso, são produzidas mudas de espécies ameaçadas de extinção, como a seringueira, castanheira, copaíba e andiroba. A abordagem é um dos compromissos da Petrobras em promover a biodiversidade e a preservação ambiental, contribuindo para a restauração de ecossistemas impactados pela atividade.
Segundo o Gerente Geral da Unidade de Produção da Amazônia (UN-AM), Hilter Bandeira, a companhia demonstra um compromisso sólido com a conservação e o reflorestamento, com mais de um terço das áreas de poços não produtores já recuperados ambientalmente. As técnicas de manejo utilizadas incluem etapas, como preparo do solo, descompactação, correção de acidez de solo, adubação verde, implantação de drenagem, plantio de espécies nativas, adubação de base, aplicação de cobertura morta, além de manutenções periódicas e monitoramento constante dos resultados. “A unidade também mantém 467 milhões
Para a Gerente Geral de Licenciamento e Meio Ambiente da Petrobras, Daniele Lomba, além do reflorestamento, entre outras práticas, se destaca também o empenho da unidade em reduzir as emissões de carbono, e adotar práticas sustentáveis para mitigar as mudanças climáticas. “A Petrobras é responsável por implementar práticas de gestão ambiental e sustentabilidade, garantindo que as operações em Urucu sejam realizadas de forma responsável, e conforme as regulamentações ambientais. A base também desempenha um papel importante no desenvolvimento econômico e social da região, gerando empregos diretos e indiretos, e contribuindo para a geração de receitas por meio da produção de petróleo e gás natural”, reforça a Gerente Geral.
Conhecimento técnico na palma da mão
A Universidade Petrobras (UP) é responsável por normatizar e orquestrar as ações de gestão do conhecimento da Companhia, incluindo o desenvolvimento de soluções educacionais. Para isso, ela está estruturada em 3 centros de ciência e tecnologia – que atuam em mais de 80 diferentes áreas de conhecimento – e 2 áreas de gestão. Entre as áreas de conhecimento abrangidas, podemos citar exploração de petróleo, processamento de petróleo e gás, sistemas catalíticos, equipamentos estáticos e dinâmicos, soldagem, entre outras.
@Petrobras/ André Ribeiro
“Faz parte do DNA da Petrobras ser uma empresa formadora de conhecimento, não só para suas atividades como companhia, mas de forma mais ampla, contribuindo muito para o desenvolvimento da sociedade brasileira. Vamos precisar de bastante preparo, conhecimento, inovação e treinamento, para ajudar a companhia com os novos desafios como os da transição energética”, destacou Clarice Coppetti na cerimônia de reinauguração da UP na Bahia, em março desde ano.
“Por exemplo, a gente tem um centro de ciência e tecnologia com foco em petróleo e geociências, com gerências setoriais, que cuidam de áreas de conhecimentos específicas. Então, se alguém no E&P está precisando de um desenvolvimento, a Universidade Petrobras entende qual é essa ne-
cessidade, e desenvolve um programa de capacitação especialmente para ela. Não apenas de forma reativa, mas também proativamente – a UP pode identificar oportunidades de desenvolvimento e levar isso para as áreas”, explica Rodrigo Fernandes de Oliveira, Gerente Setorial de Soluções de Aprendizagem da Universidade Petrobras.
Em parceria com outras gerências do RH, a UP cuida da formação dos empregados – que começa quando são aprovados num concurso, através de processo seletivo público. Assim que admitidos, antes de ir para a unidade designada, eles passam por um curso de formação que, dependendo da função, pode levar quase um ano, e se equiparar a um curso de pós-graduação. De fato, a UP hoje é uma Escola de Governo credenciada junto ao MEC, e que tem a possibilidade de emitir certificados.
encontrar livros e artigos técnicos de diversas áreas de conhecimento, publicados por especialistas da Petrobras e parceiros, incluindo professores, estudantes, agentes do mercado e prestadores de serviço – tudo agora sendo organizado e disponibilizado para a sociedade. No caso dos livros, além dos autores poderem disponibilizar exemplares para venda (porque ainda muita gente gosta de ter o livro a mão!), o Portal traz as versões gratuitas virtuais.
Rodrigo conta que não são todos os cursos que se encaixam nessa categoria, mas todos os cursos de formação da UP recebem o mesmo cuidado. Na escola de governo, a UP possui hoje 5 cursos de formação.
Paula Carrijo Ravaglia, gerente de suporte à Gestão e Serviços da Universidade Petrobras, conta que, hoje, a UP tem quase 1.600 pessoas nesses cursos de formação, e que o foco é entregar esses empregados recém-admitidos para suas unidades com arcabouço técnico de conhecimento, que os permitam produzir de uma maneira diferenciada.
Os gerentes da UP são, portanto, responsáveis por pensar soluções para alavancar a gestão do conhecimento e a aprendizagem. E aí entra o Portal de Publicações da Universidade Petrobras, uma resposta a um direcionamento estratégico e a um marco no processo de gestão de conhecimento da companhia. E é uma das principais entregas recentes em termos de gestão do conhecimento Petrobras. Nele, podemos
“ Estamos renovando nosso programa interno de editoração e publicação de livros técnicos. Quando lançado, há mais de 30 anos atrás, os livros eram apenas impressos, porém, desde 2019, trabalhamos com e-books e, mais recentemente, com algumas tiragens impressas, atendendo inclusive nossos cursos de formação. E, ultimamente, com o apoio da direção da Companhia, conseguimos disponibilizar essas publicações para o público em geral ”, conta Rodrigo.
O portal também marca a retomada da publicação de 2 periódicos – a Revista Técnica da Universidade Petrobras e o Boletim de Geociências, interrompidos em 2018 e 2015, respectivamente. Em breve será aberto chamado para novos artigos, que vão passar por um processo de avaliação criteriosa.
Como a capacidade de produção do sistema Petrobras é gigante, o portal de publicações da Universidade Petrobras vai crescer. A equipe já prepara edições especiais, por exemplo, para a Revista Técnica da UP.
Embora os cursos da UP estejam hoje restritos a quem trabalha ou presta serviço na Companhia, os conteúdos disponíveis no portal estão abertos para todos. Acesse o Portal de Publicações da UP: https://publicacoesup.petrobras. com.br
FPSO Maria Quitéria chega ao Brasil
@Divulgação Yinson
Já chegou ao Brasil o navio-plataforma Maria Quitéria, destinado ao campo de Jubarte, no complexo do Parque das Baleias, na porção capixaba da Bacia de Campos. É uma unidade do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo), equipada com tecnologias para redução de emissões, incluindo o ciclo combinado na geração de energia – que permite maior eficiência operacional, combinada à redução em cerca de 24% de emissões operacionais de gases de efeito estufa.
Alinhado à estratégia de descarbonização da companhia, o FPSO Maria Quitéria está programado para entrar em operação até o final deste ano, adiantando assim o cronograma presente no Planejamento Estratégico 24-28, que era de entrada em operação em 2025. A unidade terá capacidade de produzir até 100 mil barris por dia (bpd) de petróleo, além de processar até 5 milhões de m3 de gás/dia, e injetar por volta de 330 mil bdp de água, interligada a oito poços produtores e oito injetores.
Com 156 metros de altura até o flare – o equivalente à altura do Convento da Penha em Vitória/ES – e 333 metros de comprimento, a plataforma será instalada em lâmina d´água de 1.385 metros – comparável a duas vezes a altura do Morro do Moxuara, situado na capital capixaba. Além disso, terá capacidade de geração de 100 MW de energia, suficiente para abastecer uma cidade de 230 mil habitantes.
O FPSO Maria Quitéria comprova o DNA inovador Petrobras no Espírito Santo, onde a companhia instalou seu primeiro Centro de Operações Integradas de E&P, e são implantados pilotos como uso de realidade mista, para suporte à operação (Ativo 360º), e o primeiro laboratório de impressão 3D para suporte à operação na companhia.
“De olho no futuro, o projeto do FPSO Maria Quitéria marca a entrada em operação de uma tecnologia que será um divisor de águas na estratégia de descarbonização da companhia, a utilização do gás natural na geração elétrica interna em ciclo combinado, com potencial de reduzir até 24% das emissões”, afirmou a Diretora de Exploração e Produção, Sylvia Anjos.
Relatório de Produção e Vendas do segundo trimestre de 2024
A Petrobras encerrou o segundo trimestre de 2024 (2T24) com uma produção média de 2,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), aumento de 2,4%, na comparação com o mesmo período do ano anterior (2T23). O incremento foi propiciado pela evolução na produção ( ramp-up ) dos FPSOs Almirante Barroso, P-71, Anna Nery, Anita Garibaldi e Sepetiba, além da entrada em produção de 12 novos poços de projetos complementares, sendo oito na Bacia de Campos, e quatro na Bacia de Santos.
Na comparação com o primeiro trimestre deste ano (1T24), a produção foi 2,8% inferior, devido, principalmente, ao maior volume de perdas por paradas para manutenções, dentro do previsto no PE 2024-28+, e ao declínio natural de campos maduros.
As vendas de derivados de petróleo no mercado interno tiveram aumento de 3,2% no trimestre, com destaque para a comercialização de diesel e de GLP, reflexo da maior atividade econômica e de temperaturas médias mais baixas, respectivamente. As vendas de diesel S-10 nesse trimestre representaram 64% das vendas totais de óleo diesel pela Petrobras, estabelecendo um novo recorde trimestral.
A partir deste trimestre, o relatório de produção e vendas passa a informar também os dados de emissões atmosféricas da Petrobras. No primeiro semestre de 2024, as emissões operacionais de gases de efeito estufa oriundas das atividades de óleo e gás da companhia foram de 21,4 milhões de toneladas, patamar similar ao 1S23, no qual alcançaram 20,7 milhões de toneladas.
A produção total de derivados teve leve redução, de 0,5%, na comparação com o trimestre anterior. Ao mesmo tempo, houve incremento da produção de gasolina e diesel, produtos de maior valor agregado. No 2T24, a produção de QAV, gasolina e diesel representou 69% do total refinado.
Nova carteira de produtos de gás natural
@Divulgação/Petrobras/Flávio Emanuel
No 2T24, foram celebrados e aditados contratos de fornecimento de gás natural, com volume aproximado de 940mil m³/d, na modalidade de consumidor livre. Foram celebrados também aditivos aos contratos de fornecimento com seis distribuidoras, para inclusão do mecanismo de prêmio por performance, com redução de preços a partir de consumo a maior pelos clientes, mecanismo criado para dar mais competitividade à Petrobras, frente à concorrência.
A venda de gás natural teve redução de cerca de 3 milhões de m³/dia em relação ao 1T24, em função do aumento da participação de outros agentes, decorrente do processo de abertura de mercado. Pelo lado da oferta, houve redução de 2 milhões de m³/dia de importação de gás natural da Bolívia pela Petrobras, em linha com as flexibilidades contratuais negociadas.
Novas plataformas entram em operação ainda em 2024
Fator de Utilização das refinarias continua elevado
O fator de utilização total (FUT) do parque de refino manteve patamar elevado, de 91% no 2T24, mesmo considerando as paradas programadas realizadas nas refinarias REPLAN, REDUC, RECAP, REVAP e REGAP.
A participação de petróleo do Pré-Sal nas cargas das refinarias alcançou índice trimestral recorde, de 69%, favorecendo a produção de derivados de maior valor agregado, e a diminuição de emissões.
Um marco relevante nesse último trimestre foi a chegada do FPSO Marechal Duque de Caxias ao Brasil, e a conclusão da sua ancoragem no campo de Mero, no Pré-Sal da Bacia de Santos. A plataforma, que será o terceiro sistema definitivo de produção do campo, está prevista para entrar em operação no segundo semestre deste ano.
Já o FPSO Maria Quitéria teve sua entrada em produção adiantada para o último trimestre de 2024. A plataforma saiu do estaleiro da China em maio, e está em navegação para o Brasil. A unidade irá operar no campo de Jubarte, localizado no Pré-Sal da Bacia de Campos, no litoral do Espírito Santo, e possui tecnologias para descarbonização, como o ciclo combinado na geração de energia, e Flare Gas Recovery Unit – FGRU (flare fechado).
Petrobras desenvolve ferramenta que facilita proteção de dados pessoais em órgãos públicos
@Divulgação/Petrobras/Bruno
Veiga
Protocolo de Intenções da Petrobras com o Governo do Rio de Janeiro para estudos sobre eólica offshore
@Divulgação/Rômulo Guimarães / CS Eventos
A Petrobras está disponibilizando, para mais de mil órgãos e instituições públicas federais, estaduais e municipais, por meio da Controladoria-Geral da União (CGU), um sistema desenvolvido pela companhia, que facilita o tarjamento de dados pessoais em documentos oficiais. A expectativa é que a ferramenta permita a redução de 15% das negativas de acesso à informação dessas instituições, aumentando a transparência pública e a proteção de dados sensíveis.
A disponibilização é fruto de um Acordo de Cooperação, celebrado recentemente entre Controladoria-Geral da União (CGU). O software será utilizado para o atendimento de demandas enviadas através da Plataforma Fala.BR, canal eletrônico de ouvidoria de órgãos e entidades do poder público.
“Nossa ferramenta visa a resolver um gargalo significativo na transparência pública, reduzindo o tempo necessário para tarjar dados pessoais em documentos, e fazendo com que menos pedidos feitos através da Lei de Acesso à Informação fiquem sem resposta. Ao facilitar o compartilhamento de documentos públicos, essa solução promove a transparência e amplia o controle social.”, explica o ouvidor-geral da Petrobras, Luiz Cristiano de Andrade.
O sistema denominado “TOTH” atua em documentos em PDFs, e foi desenvolvido pela Petrobras com o objetivo de otimizar o atendimento a pedidos de informação à empresa, relacionados a contratos, aditivos e convênios, respeitando as orientações da Lei Geral de Proteção de Dados Pessoais (LGPD). O algoritmo identifica e oculta de forma automática informações sensíveis, como endereço, telefone, CPF e dados bancários, em documentos PDF, facilitando a geração de documentos com os dados protegidos.
Todos os órgãos e entidades do Poder Executivo Federal e demais entes federativos que fazem uso da Plataforma Fala. BR terão acesso à ferramenta, que permite separar, de forma mais eficiente, informações públicas e dados sensíveis, agilizando o atendimento a pedidos de acesso à informação, sem prejudicar a proteção aos dados pessoais. Ao todo, serão atendidos 323 órgãos e entidades do Poder Executivo federal, além de mais de 700 órgãos em 9 estados e 359 municípios que utilizam o Fala.BR.
A Petrobras assinou Protocolo de Intenções com o Governo do Estado do Rio de Janeiro, para a realização de estudos conjuntos para a avaliação da viabilidade de implantação de um projeto piloto de energia eólica offshore. O acordo prevê o estabelecimento de mecanismos de cooperação, com o alinhamento do projeto aos programas e políticas estaduais, e fomento de ações de melhoria da região onde o piloto será implementado.
“A Petrobras tem um histórico de utilização intensa de tecnologia para a viabilização de grandes projetos em ambiente marítimo, e a execução de projetos piloto é uma das ferramentas de aquisição dos conhecimentos necessários, em conjunto à iniciativa da maior campanha de mapeamento eólico offshore no Brasil”, lembrou o diretor de Transição Energética da Petrobras, Maurício Tolmasquim
A construção de um projeto piloto de geração eólica no mar do Rio de Janeiro possibilitará o teste e qualificação de novas tecnologias. Isto contribuirá para a definição de elementos de aumento de competitividade e dos principais desafios a serem superados para o desenvolvimento de futuros projetos em escala comercial. Serão avaliados, diversos aspectos da geração eólica offshore, de modo a identificar seus gargalos e desafios técnicos, considerando as particularidades de uma das regiões do país com maior potencial de geração offshore, que também apresenta potencial para integração, com a descarbonização das atividades de E&P da Petrobras. A empresa já vem realizando, desde 2020, uma campanha de medição de potencial eólico com a tecnologia Lidar (Light Detection and Ranging), na Plataforma de Rebombeio Autônoma (PRA-1), na Bacia de Campos.
“Essa parceria com a Petrobras, reconhecida pela inovação no uso de novas tecnologias, e pelo grande potencial de geração de eólica offshore no país, é um reforço importante para o nosso processo de consolidar o Rio de Janeiro como protagonista na transição energética nacional, e garantir um futuro sustentável para o estado, declarou o governador Cláudio Castro.”
A cooperação com o estado do Rio de Janeiro se soma ao protocolo de intenções, divulgado em 03/12/23, para a avaliação conjunta da implementação do piloto de um hub de captura e armazenamento de CO2 (CCUS) relativo ao desenvolvimento de projeto no norte fluminense, com capacidade para armazenar 100 mil toneladas de CO2 por ano.
“A realização de estudos capacitará a Petrobras para analisar futuras oportunidades em eólica offshore, após a regulação do setor, em análise no Congresso Nacional. A pesquisa e a inovação fazem parte do nosso dia-a-dia, e estamos colocando a excelência do nosso Centro de Pesquisas para, mais uma, vez sermos pioneiros em aplicação de novas tecnologias no Brasil, afirmou o diretor de Engenharia e Tecnologia, Carlos Travassos.
Ampliando escopo de armazenamento de energia de fontes sustentáveis
A UCB Power anuncia a expansão de seu portfólio, com a ampliação da família de equipamentos UBESS (UCB – Battery Energy Storage Systems), agora evoluindo, da capacidade de kilowatts (kWh), para megawatts (MWh). Fortalecendo a linha mais completa e inovadora do mercado, e a disponibilizando para diferentes aplicações do setor elétrico brasileiro.
A empresa já tem o maior volume de implementações de soluções para aplicações críticas no Brasil, e é pioneira na montagem de projetos de BESS móvel – know-how e experiência ampliada ainda mais, com os novos equipamentos da família. Em breve, a UCB Power também será capaz de atender o Mercado Livre de Energia, uma vez que os sistemas de armazenamento têm o potencial para atuar como cobertura (hedge) física nas operações de comercialização de energia.
O UBESS é uma solução abrangente e inovadora, e extremamente flexível para o gerenciamento e armazenamento de energia, adequada para diversas aplicações. Sendo uma alternativa importante para operação ou atenuação dos possíveis efeitos negativos na regulação de frequência e/ou de tensão, recomposição, suavização da
curva de geração, entre outros fatores que agregam eficiência ao processo de geração de energia e à entrega desta energia.
Novo aço para produtos mais sustentáveis e energeticamente eficientes
A Alleima anunciou seu mais recente aço de válvula de compressor Freeflex Versa, um sucessor do premiado Freeflex Core. O novo material contribui para projetar compressores menores, mais sustentáveis e mais eficientes, em termos de energia para refrigeradores e freezers. É um aço pioneiro para válvulas de compressor, com excepcional resistência a fadiga, tensões residuais e resistência ao desgaste.
Nas últimas décadas, a Alleima, fabricante global de produtos de alto valor agregado em aços inoxidáveis avançados e ligas especiais, foi pioneira em avanços em aços para válvulas de compressores, para atender os mais recentes padrões de eficiência energética em aplicações HVACR (aquecimento, ventilação, ar-condicionado e refrigeração). O Freeflex Versa representa um progresso substancial na tecnologia de aço para válvulas de compressores. Com base no sucesso de seu antecessor Hiflex e Freeflex Core, este aço inoxidável martensítico é projetado, com foco em atender aos requisitos exclusivos de tecnologias alternativas e lineares. As características notáveis do Freeflex Versa incluem excepcional resistência à fadiga, excelente resistência ao desgaste, e capacidade de contribuir para a redução de ruído e downsizing.
O aço da válvula de compressor da Allima é ideal para uma variedade de aplicações, incluindo equipamentos de ar-condicionado, bombas de calor, geladeiras, freezers e secadoras de roupas. O inovador Freeflex Versa, em particular, abre novas possibilidades para melhorar o desempenho e a eficiência desses eletrodomésticos e comerciais essenciais. A demanda global por sistemas de refrigeração está aumentando, devido ao crescimento populacional, urbanização, padrões de vida mais elevados e mudanças climáticas. A Agência Internacional de Energia relata que os condicionadores de ar e ventiladores elétricos são responsáveis por cerca de 20% da eletricidade usada em edifícios em todo o mundo, ou 10% de todo o consumo global de eletricidade. Portanto, o uso de sistemas de resfriamento mais eficientes em termos de energia é crucial. Uma pesquisa da Alleima, durante um período de 10 anos, até 2022, mostrou que a Alleima Hiflex melhorou a eficiência energética do ar-condicionado em cerca de 18%. Alleima Versa é a próxima geração deste produto, e avança ainda mais a eficiência energética.
@Divulgação
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Controle microbiano avançado para a indústria de petróleo e gás
A LANXESS ampliou sua oferta de produtos de controle microbiano para a indústria de petróleo e gás com o Aqucar A 20, um microbicida para tratamento de água, desenvolvido para preservação de longo prazo de reservatórios petrolíferos.
O Aqucar A 20 é uma diluição de 20% de Dimetiloxazolidina (DMO), proporcionando uma concentração otimizada para um desempenho eficaz. Foi aprovado pela Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos (EPA), para uso como biocida em campos petrolíferos, para controlar ou eliminar o crescimento de microrganismos em sistemas de produção de petróleo e gás.
Os microrganismos nativos do subsolo e os que são introduzidos durante a injeção de água deixam os poços contaminados com bactérias que sobrevivem e prosperam em condições subsuperficiais.
O microbicida Aqucar A 20 ajuda a proteger o reservatório, ao fornecer controle microbiano sustentado por vários meses, ajudando a prevenir problemas, como formação de biofilme, deterioração e corrosão. É estável ao congelamento em temperaturas abaixo de zero, para uso em condições de clima frio, solúvel tanto em água quanto em hidrocarbonetos – e é classificado como prontamente biodegradável.
O Aqucar A 20 se junta ao portfólio abrangente de soluções da LANXESS para a indústria de petróleo e gás, que ajuda a melhorar a integridade de tubulações e ativos, reduzir a corrosão induzida por microrganismos, e manter a qualidade dos hidrocarbonetos.
Como cada aplicação é diferente, e requer um programa personalizado para atender às necessidades específicas, a LANXESS auxilia os clientes com questões de controle microbiano com base nas condições de cada fase, considerando temperatura, salinidade, compatibilidade e a duração desejada do controle.
SLB divulga dois sistemas inovadores de elevação artificial
A SLB apresenta dois sistemas avançados de elevação artificial: o sistema de bomba submersível elétrica (ESP) compacta de amplo alcance Reda Agile e o sistema de bomba de cavidade progressiva submersível elétrica, sem haste Reda PowerEdge (ESPCP). Seus designs inovadores oferecem confiabilidade e eficiência aprimoradas.
Conectadas a serviços digitais para vigilância contínua ao vivo e otimização em tempo real, essas tecnologias melhoram a estabilidade operacional, permitindo instalação e produção mais rápidas, com menor consumo de energia, custos operacionais e emissões de CO2
Os recursos de amplo alcance desses dois sistemas permitem operação contínua em uma gama mais ampla de condições de produção do que qualquer sistema de elevação artificial atualmente no mercado. Seus designs inovadores também permitem uma implantação mais eficiente, por meio da redução do tempo de instalação e da proximidade aprimorada do reservatório. O sistema PowerEdge ESPCP fornece uma alternativa sem haste mais eficiente, em termos de energia, para taxas de produção de baixo fluxo em poços convencionais e não convencionais maduros. Ele reduz o consumo de energia e as emissões de CO2 relacionadas em até 55 por cento. Usar um único sistema PowerEdge ESPCP para a vida útil restante do poço, como uma alternativa à instalação de elevação de haste em poços não convencionais, reduz revisões e adiamentos de produção.
O sistema Agile ESP fornece flexibilidade operacional incomparável, melhorando a economia e a eficiência, ao mesmo tempo em que reduz o custo geral da operação. Sendo significativamente mais curto e mais leve do que outros ESPs no mercado, o sistema pode ser instalado mais rápido, e colocado mais longe no poço, efetivamente extraindo mais do poço. Com a mais ampla faixa operacional do setor, o sistema ESP elimina a necessidade usual de trocas frequentes de ESP, conforme a produção varia.
