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As transportadoras de gás natural tentam pôr um freio em alguns novos projetos de expansão das distribuidoras, enquanto a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) discute a regulamentação para classificação de gasodutos – em consulta pública até 21 de julho. Em São Paulo, a ATGás pediu à Arsesp (o regulador estadual) que os planos de negócios da Comgás e da Necta sejam reavaliados. A associação, que representa as transportadoras, questiona, em especial, os projetos de interligação das redes das concessionárias, cujos planos de investimentos passaram recentemente por consulta pública no processo de revisão tarifária das companhias. O gasoduto da Comgás, aprovado em 2019 pela Arsesp, foi posteriormente classificado pela ANP como um ativo de transporte e o conflito federativo pela regulação do empreendimento está, hoje, no Supremo Tribunal Federal (STF). E não é só em São Paulo. Em Alagoas, também, há um conflito posto envolvendo projetos da Algás, a concessionária local, e a Transportadora Associada de Gás (TAG). As distribuidoras, por sua vez, veem na proposta de regulamentação da ANP um caso de invasão à competência estadual. A seguir, a gas week se debruça sobre o assunto. Transportadoras veem duplicidade na rede A ATGás pediu mais detalhes sobre os projetos da Comgás e Necta. Quer entender se as características técnicas de diâmetro e pressão conflitam com os limites propostos pela ANP (veja a minuta de resolução na íntegra, em .pdf). A Comgás planeja investir em novos gasodutos para interconectar as redes da companhia com as das demais concessionárias de gás do estado (Necta e Naturgy) – um compromisso previsto na renovação da concessão em 2021. Os projetos inicialmente mapeados são: São investimentos de R$ 543 milhões que permitirão a troca operacional (swap) do gás, por meio do fluxo físico da molécula e não somente pelo fluxo comercial, entre as diferentes áreas de concessão no estado. Na prática, permite que o gás importado pela Edge (do mesmo grupo Compass) pelo Terminal de Regaseificação de São Paulo (TRSP) chegue aos consumidores da Necta e Naturgy pela malha da Comgás. A ATGás teme que os novos investimentos criem duplicidade com as redes da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) e Nova Transportadora do Sudeste (NTS) – comprometendo, assim, a eficiência econômica do sistema de transporte, com impactos negativos sobre as tarifas. A associação alega também que alguns dos projetos consideram indevidamente a plena operação do Subida da Serra, sem que o assunto esteja pacificado na esfera judicial. Ou seja, os investimentos seriam incorporados às tarifas dos consumidores paulistas de forma legalmente duvidosa. A Arsesp ainda analisa as contribuições dos agentes. “Existem gasodutos de transporte que cortam o estado de São Paulo e alimentam as redes das concessionárias locais. Os sistemas precisam ser complementares, não concorrentes, porque estamos falando de uma indústria de rede que depende de escala” “E, no fim, todo mundo perde se deixarmos a infraestrutura de gás se desenvolver de forma ineficiente”, argumenta o presidente da ATGás, Rogério Manso. Em tempo. O conflito federativo em torno do Subida da Serra segue no Supremo, depois das tentativas frustradas de acordo entre ANP, Arsesp e o governo de São Paulo no Núcleo de Solução Consensual de Conflitos no STF. Caberá ao ministro relator, Edson Fachin, julgar liminarmente o pedido da Arsesp e do governo de São Paulo para que a operação do gasoduto seja mantida sob regulação estadual até o julgamento final da ação; e que a ANP seja impedida de adotar quaisquer medidas para interditar a operação do ativo. Distribuidoras veem invasão de competências As distribuidoras, representadas pela Abegás, veem na proposta de regulamentação da ANP um caso de invasão à competência estadual – alegam, nesse sentido, que não existe hierarquia da regulação federal em relação à estadual, pela própria definição constitucional. Segundo a associação, a discussão aberta pelo regulador federal está contaminando a revisão tarifária das concessionárias e pode paralisar investimentos. A Abegás entende que o debate ainda está pouco maduro e pede o adiamento, por 30 dias, dos prazos da consulta pública da ANP, devido à complexidade do assunto. O diretor técnico comercial da Abegás, Marcelo Mendonça, defende um “freio de arrumação” no debate: “Hoje, do jeito que está, a regulamentação da ANP inviabiliza investimentos das distribuidoras”. Nesse ponto, especificamente, a Abegás argumenta que, nos termos do desenho regulatório proposto pela ANP, será preciso ampliar a construção de city-gates (onde ocorre a transferência de custódia do gás para as distribuidoras) – o que tende a encarecer a expansão da infraestrutura. Cada ponto de entrega custa cerca de R$ 50 milhões. Além disso, corre-se o risco de que sejam propagadas malhas de transporte desconectadas entre si, no interior dos estados. A Abegás pontua, ainda, que o segmento de transporte opera com ritos mais complexos de aprovação e prazos para implantação de projetos. Uma das diretrizes da minuta da ANP, para classificação de gasodutos, é o conceito da eficiência global das redes, mas falta, na visão de diferentes agentes, justamente, um aprofundamento sobre o conceito na minuta. TAG e Algás disputam projeto de 1 km Em Alagoas, a TAG questiona um projeto da Algás em Pilar: um gasoduto em aço carbono de 1,5 quilômetro de extensão que, segundo a concessionária estadual, está associado à realocação do ponto de entrega Marechal Deodoro das instalações da Origem Energia para a rede da transportadora. A TAG alega que o ramal já está contemplado nas obras de instalação do novo Ponto de Saída Marechal Deodoro II e que há duplicidade nos projetos. A transportadora defende que o seu projeto valoriza a conexão da rede da Algás à malha de transporte e que permitirá maior precisão na medição dos fluxos destinados à futura instalação de estocagem subterrânea de gás natural de Pilar (uma parceria entre TAG e Origem). A Algás justifica, em seu plano de investimentos, que o seu novo ramal é necessário para a a expansão planejada da rede local e visa manter a estabilidade operacional do sistema. A Arsal, o regulador estadual, não acatou os questionamentos da TAG, na aprovação do projeto,

Os contratos futuros de petróleo fecharam em alta firme nesta segunda-feira (07), a despeito do aumento de produção acima do esperado pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) no fim de semana. O aperto no mercado físico e a alta da demanda pela commodity compensaram o incremento na produção de barris pelo cartel. Na Intercontinental Exchange (ICE), o barril do petróleo tipo Brent para setembro fechou em alta de 1,87%, a US$ 69,58 por barril. Já na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para entrega em agosto avançou 1,39%, a US$ 67,93 por barril. “A queda na contagem de sondas nos EUA e os preços mais baixos praticados pela Arábia Saudita para os barris de agosto deram confiança aos investidores mais otimistas”, afirmam Helge Andre Martinsen e Tobias Ingebrigtsen, do DNB. No entanto, “acreditamos que estamos à beira de uma maior fraqueza estrutural nos próximos meses”, acrescentaram. Mesmo com o aumento na produção pela Opep+ e o aperto no mercado físico, os economistas do Goldman Sachs mantiveram sua projeção de preço para o Brent em US$ 59 no quarto trimestre de 2025 e US$ 56 em 2026. Autor/Veículo: Valor Econômico

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) suspendeu o período exploratório dos contratos da Petrobras em seis blocos na bacia da Foz do Amazonas, até que o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) conceda a autorização para perfuração no bloco FZA-M-59. A decisão unânime foi tomada pelos diretores em circuito deliberativo na semana passada, sob a relatoria da diretora Mariana Cavadinha. A suspensão vale para os blocos FZA-M-57, FZA-M-59, FZA-M-86, FZA-M-88, FZA-M-125 e FZA-M-127, que representam mais de 50% dos blocos com fase de exploração em andamento na bacia. Eles foram arrematados na 11ª Rodada de licitações, em 2013. Durante esta semana, três equipes do Ibama realizarão vistorias nas embarcações e instalações envolvidas na atividade de perfuração do bloco FZA-M-59, em Belém e em Curuçá (PA). A suspensão do período exploratório dos contratos ocorreu a pedido da Petrobras, sob o argumento de que houve atraso no licenciamento ambiental do bloco. Também ressaltou que há interdependência geológica das oportunidades mapeadas nas concessões e a importância da logística integrada. A campanha exploratória da estatal na região prevê, no mínimo, a perfuração de oito poços na bacia, segundo a Superintendência de Exploração (SEP). Antes da suspensão, o prazo para conclusão do primeiro período exploratório dos blocos encerraria em janeiro de 2026. No 5º Ciclo de Oferta Permanente de Concessões da ANP, realizado em junho, o consórcio entre Petrobras e ExxonMobil arrematou outros dez blocos na bacia, sem concorrência por eles. Já o consórcio Chevron/CNPC levou nove blocos, após desbancar a concorrência de Petrobras/ExxonMobil em sete deles. Ao todo, as petroleiras pagaram R$ 845 milhões em bônus de assinatura pelas concessões dos 19 blocos. O leilão de novos blocos na Foz do Amazonas ocorreu em meio a protestos de ambientalistas que tentaram evitar a abertura de novas fronteiras exploratórias para óleo e gás através de ações para barrar o leilão. Autor/Veículo: Eixos

Os produtores de petróleo da Opep+ (Organização dos Países Exportadores de Petróleo e Aliados) devem aprovar outro grande aumento de produção para setembro, ao concluírem tanto a reversão dos cortes voluntários de produção por parte de oito membros quanto a mudança dos Emirados Árabes Unidos para uma cota maior, disseram cinco fontes à agência de notícias Reuters. O grupo, que bombeia cerca de metade do petróleo do mundo, vinha reduzindo a produção há vários anos para sustentar o mercado. Mas reverteu o curso este ano para recuperar participação no mercado e também com a exigência do presidente dos EUA, Donald Trump, que o grupo produzisse mais para ajudar a manter os preços da gasolina mais baixos. A Opep+ começou a reduzir os cortes de 2,17 milhões de barris por dia (bpd) em abril, com um aumento de 138 mil bpd. Seguiram-se aumentos de 411 mil bpd em maio, junho e julho, apesar da queda dos preços do petróleo. No sábado, o grupo aprovou um aumento de 548 mil bpd para agosto. Cinco fontes familiarizadas com as discussões disseram na segunda-feira que o grupo provavelmente aprovará um aumento de cerca de 550 mil bpd para setembro, quando se reunir em 3 de agosto. Também será concluído um aumento adicional de 300 mil bpd na produção dos Emirados Árabes Unidos, à medida que o país passa a operar com uma cota maior, disseram as fontes. A Opep e os Emirados Árabes Unidos não responderam aos pedidos de comentários. (Reuters) Autor/Veículo: Folha de São Paulo

A produção de carros, comerciais leves, caminhões e ônibus no Brasil foi de 200,8 mil unidades em junho, uma queda de 6,5% ante maio e de 4,9% na comparação com o mesmo mês de 2024, segundo dados divulgados pela Anfavea (Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores) nesta segunda-feira (7). As vendas, por sua vez, totalizaram 212,9 mil unidades no mês passado, declínio de 5,7% na base mensal e de 0,6% ante junho do ano passado. De acordo com a entidade, os estoques nas concessionárias e fábricas (mercado interno) alcançavam 259,3 mil unidades em junho, de 270,1 mil veículos um ano antes, equivalentes a 38 dias, de 41 dias no mesmo mês do ano passado. As vendas de veículos novos nacionais recuaram 6,3% em junho ante maio, enquanto os emplacamentos de importados caíram 2,7%. Ano a ano, as vendas dos nacionais cederam 1%, enquanto de importados aumentaram 0,9%. O presidente da Anfavea, Igor Calvet, destacou que a queda na média diária de emplacamentos —de 0,5% em junho ante maio e de 0,6% em junho ante junho de 2024— preocupou a entidade. De acordo com dados exibidos pela Anfavea, os modelos chineses responderam por 6% dos emplacamentos registrados no país no primeiro semestre. Na segmentação por combustíveis, foram vendidos 5.847 veículos elétricos, 8.448 híbridos e 7.081 híbridos plugin, contra 6.958 elétricos, 8.160 híbridos e 7.144 híbridos plugin em maio, segundo a Anfavea. Já as exportações aumentaram 75% em junho ante o mesmo mês no ano passado, para 50,7 mil veículos, acumulando nos primeiros seis meses de 2025 um total de 264,1 mil unidades, incremento de 59,8% ano a ano. (Reuters) Autor/Veículo: Folha de São Paulo

A Petrobras está reavaliando sua operação no Polo Bahia, que consiste em 28 blocos em terra, com produção de cerca de 9 mil barris por dia de petróleo – ou 12 mil barris de óleo equivalente, se incluído o gás natural. O Polo chegou a ter o processo de venda iniciado pelo governo de Jair Bolsonaro (PL), mas foi suspenso em setembro de 2023. De acordo com a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, a possibilidade de venda do ativo voltou à prancheta da estatal recentemente, quando o preço do barril do petróleo começou a cair. “A produção em terra envolve esforço grande, às vezes o campo é menor que um poço do pré-sal. Quando o óleo está a US$ 100 o barril faz sentido (produzir em terra), não a US$ 65 o barril. Vamos decidir se Polo Bahia fica com a gente, se terceiriza a operação ou se repassa o ativo”, disse Magda após sair do Fórum Estratégico da Indústria Naval Brasil-China. A executiva, ressaltou, porém, que apesar de ser em terra, o campo de Urucu, na Amazônia, ainda não está sendo avaliado. “O óleo de Urucu é o melhor óleo do Brasil, vamos pensar na Bahia e depois olhar Urucu”, explicou a executiva. Autor/Veículo: CNN

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) afirmou nesta sexta-feira (4) que a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, parece “frágil” e “bobinha”, mas tem demonstrado competência na gestão da maior estatal brasileira. “Quem olha assim, à primeira vista, para a Magda, essa mulher frágil, que anda devagar, que fala manso —às vezes nem eu entendo— pensa que não tem condições de dirigir uma empresa da magnitude da Petrobras”, afirmou. “E a surpresa é que a companheira Magda é extremamente competente”, completou, em discurso durante evento de anúncio de investimentos em refino e petroquímica no país, realizado na Refinaria de Duque de Caxias, da Petrobras. “Quem vê a Magda assim: ‘ah, aquela presidente é bobinha, vamos acossar ela’. Está ferrado, está ferrado, porque não sabe a quantidade de inteligência tratada de veneno que tem na cabeça dessa mulher”, disse o presidente. A estatal agrupou uma série de projetos já aprovados ou sob análise em um pacote de R$ 33 bilhões para garantir mais um palanque ao presidente da República, que luta com a baixa popularidade. Na cerimônia, Magda disse que sua gestão tem cumprido a determinação de Lula para “ajudar a empurrar o PIB desse país”. Citou como exemplos, além das obras no refino, a contratação de navios em estaleiros brasileiros. O presidente também voltou a reclamar da falta de repasses das reduções nos preços dos combustíveis promovidas pela Petrobras e defendeu que órgãos de fiscalização atuem para que o desconto chegue aos consumidores. Autor/Veículo: Folha de São Paulo

A Petrobras anunciou ontem que vai investir R$ 29 bilhões em projetos de refino e no segmento petroquímico no Rio de Janeiro, incluindo a ampliação da produção da Refinaria Duque de Caxias (Reduc) e do Complexo de Energias Boaventura (exComperj). A companhia confirmou ainda que a Braskem, da qual a estatal é sócia, também investirá R$ 4,3 bilhões na ampliação da sua unidade fluminense de produção de polietileno. Somados, os investimentos chegam a R$ 33,3 bilhões. “Serão R$ 20 bilhões do valor anterior anunciado em setembro mais R$ 6 bilhões no BioQAV ( bioquerosene de aviação), mais R$ 2,4 bi das manutenções programadas que vão acontecer na Reduc nos próximos anos e mais R$ 860 milhões (nas térmicas da Reduc). Os outros R$ 4,3 bilhões são da Braskem. São investimentos totais, mas claro que os da Braskem têm a Petrobras também”, explicou o diretor executivo de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França da Silva. A estatal tem uma fatia de 47% do capital da Braskem, que é controlada pela Novonor (exOdebrecht) – que está tentando vender parte de suas ações. No Rio, a Braskem tem uma unidade em Duque de Caxias, na Baixada Fluminense, que utiliza gás natural como insumo para produzir polietileno – um plástico utilizado em uma ampla gama de aplicações, de embalagens a peças industriais. Presente no evento, o CEO da Braskem, Roberto Ramos, evitou falar sobre a possível venda das ações da empresa. “Esse investimento não afeta a geração de caixa e nem os recursos da Petrobras.” Questionada se a política da Petrobras está alinhada aos planos do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, a presidente da estatal, Magda Chambriard, respondeu que recebeu pedido do presidente para que a Petrobras gerasse “valor para o povo brasileiro” e impulsionasse o Produto Interno Bruto (PIB) Foco Novos valores serão direcionados para a Refinaria Duque de Caxias e o antigo Comperj do País. “Acho que sim, que estamos atendendo às expectativas do presidente Lula, às nossas próprias expectativas e à expectativa da sociedade”, disse ela, em entrevista para detalhar os investimentos. Magda acrescentou que os investimentos foram acelerados dentro do plano estratégico da empresa até 2029. “Estamos produzindo petróleo, gás, e tirando vantagem desse petróleo e gás para combustíveis mais eficientes e focando na transição energética ‘na veia’.” PRODUÇÃO. A estatal pretende aumentar a produção de diesel S-10 em 76 mil barris por dia (bpd); de querosene de aviação, em mais 20 mil bpd; e a de lubrificantes grupo II, para mais 12 mil bpd. “Vamos garantir mais gás a preços acessíveis e teremos também mais duas térmicas neste megaprojeto que é o complexo Boaventura. É um projeto que envolve a chegada do gás do pré-sal do Rio de Janeiro em mais uma nova rota ( Rota 3) para melhorar a efetividade dos processos da Braskem e melhorar a eficiência da Reduc”, disse a presidente da Petrobras. “Estamos falando de mais 38 mil postos de trabalho com esse megaprojeto. Já estamos a pleno emprego e com demanda de profissionais para as operações”, acrescentou a executiva, ressaltando a parceria com a Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) para treinamento de 3,2 mil pessoas. “É um grande pacote de investimentos da Petrobras em associação com o governo federal, garantindo ao Rio de Janeiro emprego, renda, treinamento de pessoal e aportes significativos para o programa Autonomia e Renda ( voltado prioritariamente para pessoas em condições de vulnerabilidade e exclusão social)”, afirmou. Magda informou que a plataforma P-78 vai antecipar sua operação em um mês, aumentando a produção da estatal antes do previsto. A unidade será instalada no campo de Búzios, na Bacia de Santos, maior aposta da empresa por se tratar do maior reservatório de petróleo do País. • Autor/Veículo: O Estado de S.Paulo

A boa qualidade regulatória tem como premissas a segurança jurídica, o aperfeiçoamento do arcabouço regulatório e o incentivo ao bom funcionamento dos mercados. Na indústria do gás natural e biometano, não é o que temos observado. Prova disso é uma recente minuta da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), ora em Consulta Pública [01/2025], com o objetivo de estabelecer uma resolução para definir a classificação dos gasodutos de transporte. O que a princípio parece ser uma discussão ordinária, conduzida pela agência federal, pode ter como resultado uma indesejada ameaça de conflito federativo. Mas, antes de comentar a minuta, vale voltar a 2009. Um breve históricoA cada vez que surge uma nova Lei do Gás, temos a sensação de que jamais teremos as soluções necessárias para o bom desenvolvimento do mercado. Assim foi em 2009, com a publicação da Lei Federal 11.909, que levou quase 10 anos para ter sua regulamentação pela ANP. Naquele período, a maior parte das questões seguiu indefinida ou era objeto de regulamentos vagos e sujeitos a múltiplas interpretações. Mas pelo menos uma coisa era certa: a atividade de transporte de gás, e a respectiva competência da ANP, encerrava-se no ponto de entrega de gás à concessionária, onde tinha início, de forma inequívoca, o serviço local de gás canalizado, sem intervenções nas competências estaduais. Anos depois, quando já se discutia o projeto da chamada Nova Lei do Gás, passamos a ponderar o que seria melhor: conviver com as deficiências da lei até então existente ou arriscar mais 10 anos de incertezas com a edição de uma nova lei? Veio a chamada Nova Lei do Gás, a Lei 14.134, sancionada em abril de 2021, sob influência de diversos grupos, que prometeram 50% de redução no preço do gás ao usuário final, investimentos de U$31 bilhões de dólares/ano e 4 milhões de novos empregos. O marco aprovado incluiu alguns comandos importantes, mas trouxe outros desnecessários e afrontosos à competência dos estadosda federação para regular os serviços locais de gás canalizado. Entre eles, o artigo 7º trazia a temerária possibilidade de a ANP vir a classificar gasodutos como “de transporte” com base em parâmetros de pressão, extensão e diâmetro. Não poderia dar em coisa boa. Nada se disse, explicitamente, sobre os gasodutos de distribuição, mas houve quem interpretasse o artigo 7º da Nova Lei do Gás como uma brecha para uma classificação dos gasodutos estaduais por diferença – isto é, ao se estabelecer os limites para os dutos de transporte, automaticamente estaria se criando um limitador também para os dutos de distribuição. No entanto, como a Lei Federal não poderia avançar sobre a competência constitucional dos estados, a questão permanece em aberto – pelo menos por enquanto. Regulamentação da classificação de gasodutos de transporteEm 2023, dois anos depois da publicação da Lei 14.134/2021 (Nova Lei do Gás), a ANP realizou um workshop para ouvir dos interessados um conjunto de questões sobre a classificação dos gasodutos. Foram quase outros dois anos para que a ANP publicasse as contribuições do workshop e trouxesse uma Avaliação de Impacto Regulatório (AIR), abrindo uma Consulta Pública sobre sua proposta de regulamentação; sem qualquer análise crítica ou juízo de valor em relação às contribuições recebidas. O AIR em questão não se atém ao real impacto econômico da classificação proposta, principalmente para todos os estados da federação, nem mesmo aos enormes custos decorrentes aos usuários, aumentando as incertezas sobre as redes implantadas no passado, e sequer demonstra a necessidade de promover uma intervenção. Todos estes preceitos são reconhecidos não apenas como boa prática regulatória, mas definidos pelo Decreto 10.411/2020 como requisitos para o relatório de AIR, que em seu artigo 2 º inciso ll considera a regulação de baixo impacto quando: a) não provoque aumento expressivo de custos para os agentes econômicos ou para os usuários dos serviços prestados; Logo, o documento parece baseado na suposição de um País onde somente a regulação federal deva prevalecer, confrontando um condicionante básico do setor de gás canalizado: não existe hierarquia da regulação federal em relação à estadual, pela própria definição constitucional. É justamente esse pressuposto que é contrariado na minuta da Consulta Pública 01/2025, em que se vê uma proposta equivocada de Resolução sobre a classificação dos gasodutos. Vejamos, como exemplo, trechos da proposta da ANP em sua minuta de Resolução: IV – O gasoduto com origem ou destino em um gasoduto de transporte e interligado a outra instalação dutoviária diferente de gasoduto de transporte será considerado gasoduto de transporte se o diâmetro nominal de sua tubulação for igual ou superior a 8 polegadas ou sua pressão de projeto for igual ou superior a 36,5kgf/cm2, independentemente da extensão; § 2º Nos casos em que se observar mais do que um duto conectado às instalações de origem elencadas nos incisos I a V do caput, deverão ser considerados, para efeito da avaliação dos critérios de diâmetro nominal de sua tubulação e de pressão nominal de projeto, os valores das somas de diâmetro das tubulações e de pressões de projeto. Em resumo: a resolução proposta pela ANP, e em consulta pública, passaria a classificar como gasodutos de transporte instalações estaduais de apenas 8 polegadas, de qualquer extensão. Caso exista mais de uma instalação a partir de um gasoduto de transporte, os diâmetros se somariam; por exemplo: dois gasodutos de 4 polegadas já seriam considerados como “de transporte”. Em sua proposta, a ANP considera, por exemplo, que dois gasodutos de 4 polegadas equivalem a um gasoduto de 8 polegadas, quando, na realidade, o gasoduto de 8 polegadas distribui o dobro do volume equivalente a dois gasodutos de 4 polegadas. Na verdade, é a física elementar que estabelece que o volume transportado de gás é proporcional à dimensão do quadrado do diâmetro. E qual o sentido de classificar gasodutos de diâmetro tão pequeno como “de transporte”? Autor/Veículo: Eixos

A Ambipar, multinacional brasileira de serviços ambientais, anunciou a inauguração de seu primeiro posto com oferta de etanol produzido a partir de resíduos da indústria alimentícia, o Ambiálcool. O combustível abastecerá parte da frota de veículos da empresa. O Ambiálcool, localizado na cidade de Nova Odessa, no interior de São Paulo, é parte final de um projeto iniciado em 2021. Após resultados positivos a partir de testes com resíduos de açúcar varridos no Porto de Santos, a Ambipar passou a produzir álcool proveniente de sobras do processo produtivo e controle de qualidade como balas, chocolates, biscoitos, macarrões, pães, entre outros. Cada tonelada desses resíduos, desde que tenha alto teor de açúcar, pode produzir de 200 a 350 litros de álcool concentrado, processado em fermentadores e destiladores em uma unidade parceira da Ambipar. Por mês, a Ambipar processa mais de 500 toneladas de resíduos da indústria de alimentos. Desde o início do projeto, já foram produzidos pelo menos 500 mil litros de álcool, nas versões 46%, destinado à limpeza, e 70%, para higienização, além do etanol. “É um trabalho que valoriza resíduos que podem causar impactos ambientais e de custos, transformando-os em um produto nobre e de alto valor. E quanto mais amido e sacarose tiver o resíduo, mais álcool ele produz”, explica Gabriel Estevam, engenheiro ambiental e diretor corporativo de pesquisa, desenvolvimento e inovação da Ambipar. Autor/Veículo: IstoÉ Dinheiro