A Revista digital Oil & Gas Brasil passa a apresentar uma nova estrutura gráfica e digital, para atender melhor essas demandas. A principal mudança está no formato edi torial, que deixa de ser horizontal e passa a ser vertical, padrão amplamente utiliza do por publicações no Brasil e no exterior. Trata-se de um formato consolidado, que facilita a leitura, possibilita organizar melhor o conteúdo e amplia a compatibilidade com diferentes plataformas de visualização. Essa alteração tem impacto direto na área comercial. No modelo anterior, a inserção de anúncios exigia, muitas vezes, o desen volvimento de artes específicas, diferentes dos padrões normalmente utilizados pelas áreas de marketing e agências. Com o novo formato, a revista passa a trabalhar com dimensões já consolidadas no mercado, tor nando o processo de inserção mais simples, rápido e menos oneroso para quem anuncia.
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Sumário
Seções: 03 sumário 04 editorial 05 petróleo e gás 08 petróleo e gás 10 petróleo e gás 14 petróleo e gás 12 petróleo e gás 15 petróleo e gás 20 petróleo e gás 32 petróleo e gás 34 petróleo e gás 35 artigo II 38 fornecedores 22 petróleo e gás
18 artigo I
09 petróleo e gás
28 entrevista exclusiva
23 matéria de capa
Revista digital Oil & Gas Brasil e Guia Oil & Gas Brasil são publicações exclusiva da MJB Editores Associados. Diretora: Renata Soares Reportagem: Flávia Vaz, Julia Vaz e Fabiano Reis Editora: Flávia Vaz Comercial: Irys Lima / Leandro Jesus Diagramação: MJB Editores Associados Fotos: Banco de imagens da Petrobras, Ag. Petrobras, ANP e Redação. Circulação: Mensal envio para + 40 mil e-mails. As matérias jornalísticas e artigos assinados em Revista digital Oil & Gas Brasil somente poderão ser reproduzidos, parcial ou integralmente, mediante autorização da diretoria. Os artigos assinados não refletem necessariamente a opinião da Revista digital Oil & Gas Brasil. A revista é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores, prestadores de serviços e compradores do mercado petrolífero brasileiro.
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Editorial Um ano de inovação e escolhas decisivas
O setor energético brasileiro encerra 2025 em um ponto de inflexão. De um lado, a indústria de petróleo e gás viveu um ano de desempenho robusto, marcado por recordes de produção, expansão de fronteiras exploratórias e consolidação do pré-sal como motor da economia nacional. De outro, a transição energética avança em ritmo mais realista, exigindo do país — e de suas instituições — capacidade de planejamento, inovação e visão estratégica para evitar que o futuro repita velhas dependências. A matéria de capa, que traz uma retrospectiva de 2025, mostra uma indústria global que, mesmo sob preços moderados e pressões ambientais crescentes, reafirmou seu papel estrutural na segurança energética. O Brasil, em particular, destacou-se com novos FPSOs entrando em operação, crescimento expressivo em Búzios e Mero e uma presença cada vez mais relevante na geopolítica do petróleo. A maturidade regulatória e a disciplina de capital também contribuíram para um ambiente mais estável, ainda que desafiador. A expansão dos centros de pesquisa, a ampliação de laboratórios e a diversificação de financiadores — impulsionadas pelos recursos da cláusula de PD&I da ANP — mostram que o país possui uma base científica sólida, como evidencia a entrevista com o professor Marcelo Castro, diretor do CEPETRO/Unicamp. No entanto, o desafio central permanece: como converter conhecimento em inovação de mercado, gerar deeptechs competitivas e criar cadeias produtivas que sustentem empregos qualificados? Essa discussão se conecta diretamente ao debate sobre a renda do petróleo.
O despacho presidencial que orienta a criação de um “mapa do caminho” para uma transição energética justa acerta ao reconhecer que o petróleo deve financiar o futuro — não prolongar o passado. Mas o alerta dos especialistas é claro: antecipar receitas futuras para financiar políticas presentes pode reforçar a dependência que se pretende superar. A renda do petróleo é finita e precisa ser usada com responsabilidade, priorizando setores portadores de futuro, educação e inovação. Já o artigo sobre a Economia Azul lembra que o Brasil ainda subaproveita seu maior ativo estratégico: a Amazônia Azul. Com mais de 5,7 milhões de km² de potencial produtivo, o país
poderia liderar globalmente em biotecnologia marinha, energias renováveis offshore, transporte marítimo sustentável e turismo costeiro de baixo impacto. O Brasil precisa acelerar sua capacidade de inovar, formar talentos, criar empresas tecnológicas e aproveitar plenamente seus recursos marítimos. O desafio é articular produção, ciência e sustentabilidade em uma estratégia coerente. Oportunidades existem — e são imensas. O Brasil tem, mais uma vez, a chance de alinhar crescimento econômico, inovação tecnológica e responsabilidade ambiental. Cabe agora transformar essa chance em projeto de país.
A editora boa leitura!
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petróleo e gás
Petrobras assina contratos de R$ 18 milhões para projetos socioambientais na Baixada Fluminense Três projetos nas áreas de desenvolvimento econômico sustentável e florestas beneficiarão mais de 1.500 pessoas em sete municípios da região metropolitana do Rio de Janeiro. Companhia também doou 50 notebooks para instituições locais.
“Nosso trabalho começa desde pensar e escrever o edital, analisar e escolher os projetos até o processo final de contratação que dura cerca de 1 ano e meio. E ganhar um edital da Petrobras não é fácil. Então nosso objetivo é que os projetos transformem a vida das pessoas, o cuidado com as pessoas é o que mais nos importa, por isso investimos nos projetos socioambientais, os de hoje são no entorno da Reduc, enfatizou o Gerente Executivo de Responsabilidade Social, José Maria Rangel. Os projetos selecionados por meio do Programa Petrobras Socioambiental contemplam duas importantes linhas de atuação e beneficiarão diretamente mais de 1.500 pessoas em sete municípios da região. O programa possui linhas temáticas que incluem Desenvolvimento Econômico Sustentável, Educação e Florestas, focando em geração de renda, capacitação profissional, atividades educacionais e conservação ambiental, com prioridade para comunidades tradicionais e regiões de atuação da companhia. Na linha de Florestas foram aprovados o projeto “Conexão Floresta e Clima”, que promoverá a restauração florestal e criará uma rede de escolas pelo clima em cinco municípios, e o “Recôncavo da Guanabara”, que capacitará 365 participantes em restauração e conservação de florestas. Na linha de Desenvolvimento Econômico Sustentável foi selecionado o “Centro de Formação em Economia do Mar”, que beneficiará cerca de 790 participantes com foco em comunidades tradicionais da pesca artesanal, povos indígenas, quilombolas e agricultores familiares.
Os projetos irão beneficiar diretamente diversas comunidades da Baixada Fluminense, promovendo ações que aliam cuidado ambiental, desenvolvimento social e econômico. A iniciativa está alinhada com os valores da companhia, especialmente o compromisso com a sustentabilidade e o cuidado com as pessoas, gerando valor para a sociedade com visão de longo prazo. Durante o evento, a Petrobras também formalizou a doação de cerca de 50 notebooks para três instituições locais de Duque de Caxias: Associação dos Pescadores e Pescadoras de Saracuruna e Região, Associação Beneficente Braços Abertos (Abba) e Associação Open Your Mind. Esta doação faz parte de uma iniciativa mais ampla da Petrobras de doação de notebooks recondicionados, que nesta etapa atenderá, com cerca de 8 mil equipamentos, escolas públicas municipais de oito estados e instituições do terceiro setor que participam dos Comitês Comunitários da companhia. O objetivo é incentivar a inclusão e empoderamento digital das comunidades da área de abrangência das operações da Petrobras. Desde o início da iniciativa, em 2021, mais de 18 mil computadores já foram doados, reforçando o compromisso da companhia com o desenvolvimento social e a democratização do acesso à tecnologia. O evento também destacou iniciativas já em andamento como o Unicirco, que atende cerca de 800 crianças e jovens através do circo social, e o ViDançar, que transforma vidas através da educação para cidadania e da dança.
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A Petrobras reafirmou seu compromisso com o com a assinatura simbólica de três novos projetos socioambientais, que representam um investimento total de mais de R$ 18 milhões na região metropolitana do Rio de Janeiro. A cerimônia aconteceu no último dia (08/12), das 9h30 às 11h30, no Teatro SESI Caxias, com a presença do Gerente Executivo de Responsabilidade Social, José Maria Rangel, do Gerente-Geral da Reduc, Luis Claudio Michel, do Gerente da Termorio, Reginaldo Souza, e representantes do poder público. desenvolvimento sustentável da Baixada Fluminense
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petróleo e gás (continuação)
Esta ação demonstrou o papel da Petrobras como parceira do desenvolvimento regional, contribuindo para a construção de um futuro mais sustentável e inclusivo na Baixada Fluminense, em consonância com seu propósito de energia que move o país e compromisso com a transição energética justa. A cerimônia marcou mais um importante passo da companhia em sua atuação socioambiental, reforçando o compromisso com as comunidades onde atua. Os projetos Linha de Atuação: Florestas • Conexão Floresta e Clima O projeto promoverá a restauração florestal e criará uma rede de escolas pelo clima em cinco municípios da Baixada Fluminense, contribuindo para a conservação ambiental e educação climática nas comunidades locais. • Recôncavo da Guanabara A iniciativa capacitará 365 participantes em técnicas de restauração e conservação de florestas, fortalecendo a capacidade local para a preservação dos ecossistemas da região. Linha de Atuação: Desenvolvimento Econômico Sustentável • Centro de Formação em Economia do Mar O projeto beneficiará cerca de 790 participantes com foco em comunidades tradicionais da pesca artesanal, povos indígenas, quilombolas e agricultores familiares, promovendo o desenvolvimento econômico sustentável através da economia azul e fortalecimento das atividades ligadas ao mar.
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petróleo e gás
TGS disponibiliza aplicativo de segurança marítima para operações na Bacia de Pelotas
A ferramenta permite o monitoramento em tempo real das embarcações envolvidas na pesquisa sísmica na Bacia de Pelotas, localizada a aproximadamente 100 km da costa entre Santa Catarina e Rio Grande do Sul. O aplicativo detalha a localização exata dos navios Ramform Titan e Ramform Tethys, que operam nas porções Norte e Sul da bacia, respectivamente. A iniciativa visa prevenir incidentes em uma área de intenso tráfego marítimo e atividades pesqueiras. Zonas de segurança e restrição de manobra A necessidade da ferramenta surge devido às características técnicas da operação. Por rebocarem extensas linhas de equipamentos sensíveis, os navios de pesquisa possuem capacidade de manobra limitada. “É fundamental manter uma distância segura dessas embarcações.
Estabelecemos uma zona de segurança de, pelo menos, 6 milhas náuticas na proa, 3 milhas nos bordos e 2 milhas nas boias finais de cabo, situadas na popa”, explica José Luis Pizzorno, oceanógrafo responsável pelas estratégias ambientais da TGS no projeto. Para garantir que essas distâncias sejam respeitadas, a TGS mantém embarcações de apoio e assistentes em prontidão permanente ao redor dos navios principais, orientando outros navegantes que se aproximem da área. Além do novo aplicativo, a comunicação oficial continua sendo realizada diariamente via Rádio Costeira de Itajaí e pelos boletins de Aviso aos Navegantes da Marinha do Brasil. O aplicativo é gratuito e pode ser acessado de duas formas: download pelo site oficial margemsulbrasil.com.br ou acesso direto via web avisoaosnavegantes.oceanpact.app.
C om o objetivo de reforçar a segurança na navegação e proteger as comunidades marítimas, a TGS, empresa líder em levantamento de dados geológicos, desenvolveu o aplicativo Aviso aos Navegantes. Foto: Divulgação
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petróleo e gás
Estatal informa sobre resultado do Leilão de Áreas Não Contratadas A Petrobras arrematou os direitos e obrigações da União em Mero e Atapu no Leilão de Áreas Não Contratadas realizado pela Pré-Sal Petróleo S.A. – PPSA.
Adicionalmente, também em parceria com a Shell (26,76%), a Petrobras (73,24%) adquiriu a participação da União de 0,950% no acordo de individualização de produção da jazida compartilhada de Atapu, ofertando o valor final de R$ 1.001.456.652,00. Com esta aquisição, a Petrobras aumenta a sua participação na jazida compartilhada Atapu de 65,687% para 66,38%. O valor a ser pago em dezembro de 2025 pela Petrobras é de R$ 6,97 bilhões e a assinatura dos contratos ocorrerá até março de 2026. O desembolso já estava previsto pela companhia e os volumes, embora não previstos, estão dentro da margem de +-4%
da projeção da curva de produção do Plano de Negócios 2026-30.Este Leilão foi amparado pela Lei Nº 15.164, de 14 de julho de 2025, que alterou a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, autorizando a União a alienar seus direitos e obrigações decorrentes de acordos de individualização da produção em áreas não concedidas ou não partilhadas na área do pré-sal. A participação da Petrobras no Leilão de Áreas Não Contratadas da PPSA está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia reafirmada no Plano de Negócios 2026-30, que prevê a reposição de suas reservas de óleo e gás com resiliência econômica e ambiental.
O consórcio formado pela Petrobras (80%), em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda (20%), adquiriu a participação da União de 3,500% no acordo de individualização de produção da jazida compartilhada de Mero ofertando o valor final de R$ 7.791.844.310,00. Com esta aquisição, a Petrobras aumenta a sua participação na jazida compartilhada de Mero de 38,60% para 41,40%.
petróleo e gás Nuclep protagoniza maior salto de transparência do País e conquista Selo Diamante no PNTP 2025 De um índice básico de 34,13% em 2023 para 96,58% em 2025, estatal torna-se uma das duas únicas vinculadas ao MME a atingir o nível máximo do Programa Nacional de Transparência Pública. Um avanço histórico reconhecido pelo TCU
“A escolha da Roberta para dar continuidade ao trabalho desenvolvido na Ouvidoria já se mostrava um acerto. Este prêmio consolida essa percepção, fortalece o espírito de equipe, reconhece nosso compromisso com a transparência e intensifica em nós o desejo de, também nas outras áreas, fazer valer a força e a importância da Nuclep.” A Auditoria Interna, integrada ao sistema de controle interno, também foi decisiva para o rigor das informações disponibilizadas ao público. Para o Auditor Geral, Eduardo Airoldi: “A transparência ativa é mais do que uma obrigação legal para uma empresa estatal; é construção de confiança, promoção da integridade e excelência na gestão.” Transparência como valor estratégico Fundada para atender ao Programa Nuclear Brasileiro e reconhecida pela fabricação de equipamentos estratégicos para os setores nuclear, defesa, energia e óleo & gás, a Nuclep reafirma, com o Selo Diamante, seu posicionamento como uma empresa pública moderna, responsável e orientada por integridade. O resultado também fortalece sua credibilidade junto a órgãos de controle, parceiros internacionais e instituições do ecossistema energético e nuclear. A estatal seguirá avançando na melhoria contínua dos processos internos, garantindo que seu portal de transparência permaneça atualizado, acessível e plenamente alinhado às exigências legais e às melhores práticas nacionais.
Na apresentação oficial do PNTP 2025, a Nuclep foi destacada como o maior dos três “Saltos Notáveis” — categoria reservada às instituições que demonstraram evolução extraordinária e transformação completa em suas práticas de transparência ativa. O TCU classificou o desempenho da empresa como “um dos maiores avanços de todo o programa”, evidenciando um compromisso institucional consistente, acelerado e alinhado às melhores práticas do setor público brasileiro. Durante a premiação, o presidente Alexandre Vianna Santana afirmou: “O Selo Diamante confirma a responsabilidade da Nuclep com a transparência, com a boa governança e com a correta prestação de contas à sociedade. É um resultado que honra o trabalho de todas as áreas da empresa e demonstra que estamos no caminho certo.” Ouvidoria e Governança: as engrenagens do salto institucional Responsável pela coordenação do processo, a ouvidora Roberta Pereira da Silva, que recebeu o certificado das mãos do Auditor-Chefe da AudContratações do TCU, Ítalo Figueiredo, destacou: “Transparência é pilar de governança. Esta conquista demonstra a seriedade da Nuclep no tratamento das informações públicas e amplia a confiança externa na atuação da empresa.” O Gerente-Geral da Presidência, Adeilson Telles, reforçou o amadurecimento institucional:
A Nuclebrás Equipamentos Pesados S.A. (Nuclep) consolidou, em 2025, uma das evoluções mais expressivas já registradas no Programa Nacional de Transparência Pública (PNTP). Em apenas dois ciclos, a empresa avançou de 34,13% (nível Básico), em 2023, para 96,58% e 100% de atendimento aos itens essenciais, desempenho que lhe garantiu o Selo Diamante, nível máximo concedido pelo Tribunal de Contas da União (TCU) e pela Atricon. O reconhecimento foi entregue no último dia (9/12), em cerimônia nacional realizada no auditório Ministro Pereira Lira, no TCU, em Brasília, que contou, na abertura, com pronunciamentos dos ministros Vital do Rêgo, Augusto Nardes e Antônio Anastasia. A Nuclep foi representada pelo presidente Alexandre Vianna Santana e pela ouvidora Roberta Pereira da Silva. O resultado colocou a estatal no seleto grupo das organizações públicas que atingiram excelência máxima em transparência e governança. Dentro do Ministério de Minas e Energia (MME), apenas duas empresas alcançaram o nível Diamante: Nuclep e Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
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petróleo e gás Petrobras e Shell aumentam suas participações em projetos de petróleo no pré-sal Um consórcio formado pela Petrobras e pela Shell Brasil Petróleo, garantiu participação adicional em dois projetos de petróleo no pré-sal, após um leilão liderado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).
Com essa aquisição, a Petrobras aumenta sua participação no reservatório compartilhado de Atapu de 65,687% para 66,38%. O valor a ser pago pela Petrobras em dezembro de 2025 é de R$ 6,97 bilhões (cerca de US$ 1,32 bilhão) e os contratos serão assinados até março de 2026. A participação da Petrobras no Leilão de Áreas Não Contratadas do PPSA está alinhada à estratégia de longo prazo da empresa, reafirmada no Plano de Negócios 2026-30 , que prevê a substituição de suas reservas de petróleo e gás por recursos econômicos e ambientais resilientes. A Shell também confirmou o aprofundamento de sua participação nas unidades Atapu e Mero, adquirindo 26,76% da área de exploração aberta de Atapu (0,95% da unidade) e 20% da área de exploração aberta de Mero (3,5% da unidade). Com essa aquisição, a empresa aumentou sua participação nas unidades de 16,663% para 16,917% em Atapu e de 19,3% para 20% em Mero, na Bacia de Santos, em alto-mar. “Este investimento fortalece a posição da Shell em áreas onde já possuímos ativos e apoia o objetivo da empresa de manter uma produção substancial de líquidos de 1,4 milhão de barris por dia até 2030”, destacou a empresa. O ativo Mero produz hidrocarbonetos por meio do FPSO Guanabara (Mero-1), do FPSO Sepetiba (Mero-2), do FPSO Marechal Duque de Caxias (Mero-3) e do FPSO Alexandre de Gusmão (Mero 4), que entraram em operação em 2022, 2023, 2024 e 2025, respectivamente. Os quatro FPSOs e um sistema de produção antecipada (EPS) têm uma capacidade bruta instalada combinada de 770.000 barris de
petróleo por dia. Por outro lado, a produção em Atapu teve início em 2020 por meio do FPSO P-70 , que tem capacidade para produzir 150.000 barris de petróleo por dia. Para dar suporte ao crescimento futuro, uma segunda FPSO ( P-84 ), com capacidade de produção de 225.000 barris de petróleo por dia, está atualmente em construção. O aumento da participação operacional deverá entrar em vigor a partir de 2027. Peter Costello, presidente da divisão de Upstream da Shell, destacou: “A proposta vencedora de hoje reforça nossa abordagem disciplinada para expandir o portfólio de alta margem da Shell no Brasil. Nossos ativos no Brasil estão entre os mais competitivos do nosso portfólio global, combinando forte desempenho com baixa pegada de carbono. ”
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A o anunciar os resultados do Leilão de Áreas Não Contratadas, a Petrobras (80%) explicou que obteve, em parceria com a Shell (20%), a participação de 3,500% da União no contrato de partilha de produção do reservatório compartilhado de Mero , oferecendo o valor final de R$ 7,79 bilhões (cerca de US$ 1,48 bilhão). Com essa aquisição, a Petrobras aumenta sua participação no reservatório compartilhado de Mero de 38,60% para 41,40%. Em parceria com a Shell (26,76%), a gigante brasileira de energia (73,24%) também adquiriu a participação de 0,950% da União no contrato de partilha de produção do reservatório compartilhado de Atapu , oferecendo um valor final de R$ 1 bilhão (aproximadamente US$ 190 milhões).
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petróleo e gás
Petrobras inicia produção de Búzios 6
FPSO P-78 pode produzir até 180 mil barris por dia e aumentará a oferta de gás.
estaleiros que a construíram, indo além do conteúdo local estabelecido para o campo. O contrato da plataforma prevê o compromisso mínimo de 25% de conteúdo local. Dez módulos de topside, do total de vinte e três, foram construídos no estaleiro BrasFELS, localizado em Angra dos Reis no Rio de Janeiro. A plataforma está equipada com tecnologias para redução de emissões e mais eficiência operacional destacando-se o sistema de recuperação de gases de queima, adoção de variação de rotação em bombas e compressores, e integrações energéticas entre as correntes quentes e frias no processamento de óleo e gás. O projeto conta com 13 poços, sendo 6 produtores e 7 injetores, equipados com sistemas de completação inteligente, que potencializam o gerenciamento da produção. A unidade será interligada com dutos rígidos de produção, injeção e exportação de gás e dutos flexíveis para as linhas de serviço, utilizando tecnologias inovadoras para fixação dos dutos no FPSO. Estes dutos permitirão a produção em alta capacidade prevista para os poços do campo.Com 345 metros de comprimento e 180 metros de altura (até o topo do flare), a P-78 chegou no Brasil em outubro, vinda de Singapura, trazendo as equipes de comissionamento e operação a bordo. Essa estratégia gerou valor, permitindo a dispensa de parada em águas abrigadas no Brasil, além do ganho de segurança, confiabilidade e prontidão operacional pelo avanço do comissionamento dos sistemas durante o translado. A plataforma é a sétima em operação no campo de Búzios, o maior do país em reservas e, em outubro de 2025, superou a marca de 1 milhão de barris por dia. Esse campo, descoberto em 2010 pelo poço 2-ANP-1-RJS, está localizado a 180 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em águas ultra profundas da Bacia de Santos, a mais de 2 mil metros de profundidade.
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A Petrobras iniciou, a produção de petróleo do navio-plataforma P-78, no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. Búzios 6 (P-78) possui capacidade de produzir 180 mil barris de óleo e 7,2 milhões de m³ de gás diários. O FPSO aumentará a capacidade instalada de produção do campo, para aproximadamente 1,15 milhão de barris de petróleo diários. Além disso, é um projeto que permitirá exportar gás para o continente, via interligação com o gasoduto ROTA 3, expandindo a oferta de gás no Brasil em até 3 milhões de m³ por dia. “Com o primeiro óleo da P-78, iniciamos o ano já avançando na principal meta que temos para 2026: o aumento da produção de petróleo e gás da Petrobras. Projetamos produzir 2,5 milhões de barris de petróleo por dia ao longo desse ano e grande parte virá de Búzios, o maior campo do
país em reservas e em produção. Além disso, estamos também ampliando a oferta de gás natural ao mercado brasileiro, outra meta expressa em nosso Plano de Negócios”, disse Magda Chambriard, presidente da Petrobras. A P-78 é uma unidade do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo, da sigla em inglês) e inaugura uma nova família de projetos de unidades próprias. A plataforma foi concebida por meio do PBRef (Projeto Básico de Referência), que consolidou centenas de lições aprendidas das primeiras unidades em operação no Pré-Sal, trazendo ainda maior segurança e confiabilidade para as operações. Além disso, o FPSO passou por mudanças na estratégia de contratação, construção e montagem, por meio do Programa FORTALECE (PROFORT), que estabeleceu o modelo contratual e os requisitos técnicos de qualidade e eficiência para os
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petróleo e gás
Galp inaugura centro de pesquisa no Brasil e consolida novo polo de inovação e descarbonização na UFRJ
O laboratório desenvolverá projetos que englobam do upstream ao refino, visando otimizar a produção e desbloquear ativos offshore, incluindo a descarbonização de todas as operações industriais e abrangendo a produção de combustíveis de baixo carbono. O projeto reforça o Brasil como um dos eixos estratégicos de inovação da empresa. Além disso, amplia a sua capacidade de responder às demandas crescentes do mercado energético, que busca a inovação constante para driblar os naturais desafios tecnológicos e de engenharia complexa para o desenvolvimento dos projetos offshore. Em 2006, por exemplo, quando as primeiras reservas do pré-sal foram descobertas a cerca de dois mil metros de profundidade, não havia à época tecnologia para a sua extração. O desenvolvimento dessa nova região, agora uma das mais produtivas do mundo, avançou lado a lado com o desenvolvimento de novas soluções tecnológicas, muitas delas desenvolvidas por meio de programas com universidades e parceiros tecnológicos. Nova fase do laboratório reúne seis projetos, infraestrutura robusta e consolida integração com a rede global Id.Lab O LIPCAT já atuava como parceiro científico da Galp em projetos de P&D. Instalado em um novo endereço no Parque Tecnológico da UFRJ, o espaço agora reúne infraestrutura ampliada, governança integrada à rede global de inovação e um time de cerca de 70 pesquisadores, engenheiros e especialistas dedicados a projetos financiados pela companhia. O laboratório também passa a integrar a rede Id.Lab – Laboratório para a Inovação e Descarbonização by Galp, que opera uma unidade-irmã na refinaria de Sines, Portugal.
O centro arranca com seis projetos em execução, com destaque para co-processamento em unidades de refinação; captura direta de CO2 para produção de combustíveis sintéticos; e desenvolvimento de rotas para combustíveis sustentáveis de aviação (SAF). A agenda inclui ainda tecnologias de gestão e separação de CO2 em ativos de upstream, essenciais para destravar reservas que ainda não entraram em produção e manter a Petrogal Brasil (JV Galp | Sinopec) com um dos portfólios de menor intensidade carbônica da indústria. Em 2026, entram no radar frentes adicionais como o pré-tratamento e co-processamento de matérias-primas biogênicas, fundamentais para ampliar a produção de combustíveis de baixo carbono de maior valor agregado; a expansão das rotas de biocombustíveis; e um programa integrado voltado ao desbloqueio de reservas, desenvolvido em colaboração com parceiros de consórcio.
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A
Galp, quinta maior produtora de petróleo e gás do Brasil, acaba de inaugurar, em parceria com a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o Id.Lab, um novo centro de pesquisa e tecnologia que representa um investimento R$ 100 milhões e tem o objetivo de se consolidar como um polo de inovação e descarbonização a partir de projetos que atendam às necessidades das operações da companhia. Localizado no Centro de Tecnologia e Pesquisa instalado no LIPCAT – a escola de química da UFRJ na Ilha do Fundão, na capital carioca – o novo centro representa um passo histórico para a Galp. Pela primeira vez, a companhia passa a contar com um centro tecnológico próprio, de grande escala no Brasil, capaz de testar soluções de forma integrada, com infraestrutura dedicada, equipamentos próprios e equipes especializadas.
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petróleo e gás (continuação)
A infraestrutura do Id.Lab no Brasil cobre uma área de 5 mil m², distribuída entre laboratórios especializados, áreas de microscopia eletrônica de alta resolução, impressoras 3D para prototipagem, reatores catalíticos para captura e uso de CO2 e hidrogênio, espectrômetros de massa e plantas-piloto completas de hidrotratamento e Craqueamento Catalítico Fluido (FCC). Além da complexidade tecnológica, a escala dos projetos faz com que o impacto econômico de qualquer inovação tecnológica seja material e significativo, proporcionando fortes incentivos para investimento em pesquisa e desenvolvimento. Colaboração com a UFRJ gera eficiência e soluções de baixo carbono A parceria com a Universidade Federal do Rio de Janeiro, construída ao longo de mais de uma década, já entregou resultados expressivos. No upstream, foram desenvolvidas ferramentas de inspeção e integridade aplicadas a ativos do pré-sal e soluções como o RovScan, criado por uma spin-off da universidade e hoje em fase avançada de industrialização. No refino, o projeto de combustíveis sintéticos produziu as primeiras gotas do produto em 2024, validando caminhos tecnológicos para decisões futuras da companhia. Outro destaque é o Projeto Fênix, que utiliza oxigênio proveniente da eletrólise para otimizar a combustão em unidades FCC e reduzir emissões. A Galp prevê implementá-lo após a entrada em operação de seu eletrolisador de 100 MW, em Sines, em 2026. O professor João Monnerat, responsável científico pelo Id.Lab, destaca a maturidade dessa colaboração. “Aqui desenvolvemos tecnologias que impulsionam diretamente os negócios atuais, do upstream ao refino, e abrimos caminhospara novos vetores energéticos, como hidrogênio verde e combustíveis sustentáveis de aviação.
O laboratório nos permite ir da bancada ao piloto, sempre com foco em eficiência e redução de emissões”, afirma. Para Marco Ferraz, Head of Upstream and Industrial Innovation Center da Galp e responsável pelo Id.Lab, o novo polo brasileiro eleva o patamar da companhia. “O desenvolvimento tecnológico feito no Brasil é estratégico não só para o país, mas para toda a indústria energética. O Id.Lab nasce para acelerar essa entrega. Estamos focados em soluções que têm aplicação direta nos ativos onde a Galp atua, do desbloqueio de reservas à redução de custos e emissões. Muitos ativos considerados inviáveis tornam-se viáveis quando existe tecnologia validada e escalável. O laboratório brasileiro reforça exatamente essa capacidade. E, com Sines, criamos um fluxo de transferência tecnológica que permite que essas soluções sejam aplicadas e até licenciadas para outras empresas.
É uma plataforma que amplia valor para a Galp, para os consórcios e para o setor como um todo.” A diretora de inovação da Galp, Ana Casaca, reforça o papel da inovação na mudança da indústria. “A força do Id.Lab está na capacidade de transformar pesquisa em soluções aplicáveis, rápido o suficiente para acompanhar a velocidade com que o setor de energia está mudando. Ao aproximar a Galp da UFRJ e das equipas de Sines, criamos um ecossistema onde conhecimento acadêmico, exigência industrial e visão de futuro se encontram. Esse laboratório amplia nossa capacidade de testar rotas de baixo carbono, formar talentos e desenvolver tecnologias que vão sustentar a competitividade da empresa na próxima década.” A nova estrutura da empresa consolida um modelo de innovation hub em colaboração estreita com parceiros acadêmicos e industriais. As metas para os próximos anos do LIPCAT | Id.Lab incluem mais de 20 publicações científicas por ano, cinco novas patentes anuais, projetos de descarbonização alinhados aos objetivos globais da Galp e ampliação das rotas tecnológicas para combustíveis sustentáveis. No médio prazo, o laboratório se tornará plataforma de transferência de tecnologia, com potencial de licenciamento para outras empresas do setor. O movimento aprofunda a presença da Galp na academia brasileira e reforça seu compromisso de investir em ciência para construir a energia do futuro. Sobre a Galp no Brasil Presente no país há mais de 25 anos, a Galp é uma empresa integrada de energia, atuando em Upstream (Petrogal Brasil, JV Galp|Sinopec), Gás Natural, Comercialização de Energia, Crude, Gás Natural e Derivativos, assim como Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação.
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petróleo e gás
Companhia informa sobre a forma de distribuição da remuneração aos acionistas relativa ao 3T25 A Petrobras, em continuidade ao Fato Relevante de 6 de novembro de 202, informa que a distribuição da de fevereiro de 2026 integralmente sob a forma de juros sobre capital próprio (JCP).
os valores de cada parcela serão devidamente atualizados pela variação da taxa Selic de 31 de dezembro de 2025 até a data de cada pagamento. Além disso, tem-se que sobre o montante pago sob a forma de JCP incidirá imposto de renda, conforme legislação vigente. Por fim, esses proventos serão contemplados na proposta de remuneração aos acionistas a ser aprovada na Assembleia Geral Ordinária de 2026 relativa ao exercício de 2025.
remuneração aos acionistas, aprovada naquela data pelo Conselho de Administração, no valor de R$ 12,16 bilhões, equivalente a R$ 0,94320755 por ação ordinária e preferencial em circulação, será realizada da seguinte forma, conforme deliberação da Diretoria Executiva em 10 de dezembro de 2025: (I) a primeira parcela, no valor de R$ 0,47160378 por ação ordinária e preferencial em circulação, será paga em 20
(ii) a segunda parcela, no valor de R$ 0,47160377 por ação ordinária e preferencial em circulação, será paga em 20 de março de 2026, sendo R$ 0,17518233 sob a forma de JCP e R$ 0,29642144 sob a forma de dividendos. As demais informações permanecem inalteradas, conforme Fato Relevante de 6 de novembro de 2025. Importante ressaltar que
petróleo e gás SLB conclui a construção do primeiro poço de injeção de carbono da FS
Etapa marca avanço importante do primeiro projeto BECCS do Hemisfério Sul, com potencial de armazenar até 12 milhões de toneladas de CO2 oriundos do etanol de milho.
Durante a etapa de perfuração, a SLB executou com segurança e eficiência os serviços de perfuração direcional, brocas, fluidos de perfuração, controle de sólidos e avaliação de amostras de rocha, incluindo a primeira utilização comercial do Automated Lithology no Brasil em poços voltados para armazenamento de carbono (CCS), avaliação de formações a cabo e sistema de monitoramento com fibras e sensores. Com a perfuração concluída, a SLB deu início aos testes de injetividade, que têm como objetivo validar a viabilidade técnica da injeção de CO2 no subsolo — etapa mais importante do projeto e que deverá se estender por algumas semanas, entre a execução e a análise dos dados obtidos. A conclusão da perfuração do poço e o início dos testes de injetividade consolidam o avanço da parceria entre a SLB e a FS em direção ao armazenamento seguro e permanente de carbono, contribuindo para a redução das emissões e o fortalecimento da transição energética no Brasil. Uma vez com todas as etapas do projeto completadas e confirmadas, a FS terá o potencial de injetar as emissões de carbono atuais da usina – totalizando 423 mil toneladas por ano – no subsolo por 30 anos, o que representa uma capacidade estimada de armazenamento de 12 milhões de toneladas de carbono ao longo do período. A captura e o armazenamento permanente do CO2 gerado diretamente da fermentação do milho no processo de fabricação de etanol possibilitam a produção de um combustível com pegada de carbono negativa, contribuindo para acelerar a descarbonização de diversas indústrias.
Avanços tecnológicos O projeto traz duas tecnologias inéditas: a instalação da primeira fibra óptica, SLB Optiq, em revestimento de poço na América Latina – uma inovação essencial para o monitoramento contínuo da integridade em projetos de CCS; e o Automated Lithology, que introduz a Inteligencia Artifical (IA) às análises geológicas de campo. O sistema de monitoramento por fibra óptica traz um alto padrão de precisão, transparência e confiabilidade das operações de armazenamento de carbono. Segundo a equipe técnica da SLB, essa tecnologia permite a verificação da integridade do poço em tempo real durante a fase operacional de injeção de CO2, elimina a necessidade de intervenções recorrentes no poço, aumenta a robustez e o nível de confiança do armazenamento permanente de CO2 frente à comunidade e junto aos certificadores, além de reduzir riscos e custos operacionais relacionados ao monitoramento de longo prazo em até 75%. Já o Automated Lithology une geologia e inteligência artificial para caracterizar formações com potencial de armazenar e aproveitar CO2. Com foco na economia circular do carbono, ferramentas como LithoLink garantem precisão na identificação das rochas ideais, assegurando eficiência e segurança em todo o processo. Tudo isso de forma remota: as amostras são fotografadas e enviadas à nuvem, permitindo análises em tempo real por especialistas, onde quer que estejam. Essa abordagem reduz riscos operacionais, minimiza a presença no poço e diminui a pegada de carbono — um avanço tecnológico que redefine a maneira de fazer geologia, tornando-a mais sustentável, colaborativa e alinhada ao futuro da energia.
Foto: Divulgação
A SLB, empresa global de tecnologia no setor de energia, concluiu a construção do poço de injeção de carbono do primeiro projeto de Bioenergia com Captura e Armazenamento de Carbono (BECCS, na sigla em inglês) do Hemisfério Sul, que desenvolve para a FS, uma das maiores produtoras de etanol de milho do país. A SLB foi a vencedora da licitação para a construção e avaliação de dois poços, realizada no início ano, reafirmando a parceria com a FS que já se estende por três anos.
Revista digital Oil & Gas Brasil
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petróleo e gás
Petrobras e Shell Brasil lançam o Carbon Countdown, maior inventário de estoques de carbono já realizado no país
Projeto pioneiro cria base científica para impulsionar o mercado de carbono em todos os biomas brasileiros.
O Carbon Countdown estabelece uma linha de base científica inédita, construída a partir de metodologias reconhecidas pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), organismo científico da ONU. Todos os dados serão abertos e disponibilizados publicamente, permitindo aplicações diversas, como conservação, modelagem climática e planejamento territorial. Serão cinco anos de muito trabalho integrado e produção de conhecimento. “As grandes entregas do Carbon Countdown são a geração de um banco de dados geoespacial público, com base em coletas significativa de amostras ambientais, implantação de infraestrutura de pesquisa, e a tropicalização confiável das metodologias internacionais à realidade dos nossos biomas. Esse trabalho se torna ainda mais robusto com a participação de diversas universidades que agregam expertise e conhecimento local a essa iniciativa”, afirma Lílian Melo, Gerente Executiva do Centro de Pesquisas, Desenvolvimento e Inovação da Petrobras – CENPES. “O projeto Carbon Countdown nos dá as ferramentas para criar uma base sólida e confiável de dados sobre os estoques naturais de carbono. Essas informações são essenciais para fortalecer projetos de créditos de carbono, iniciativas de restauração e ações de uso do solo, além de consolidar o papel da ciência brasileira nesse mercado emergente”, afirma Olivier Wambersie, gerente-geral de Tecnologia da Shell Brasil. O levantamento vai abranger 6.500 áreas demarcadas, com mais de 250 mil amostras de solo e um número ainda maior de amostras
de vegetação e outras 400 mil amostras de atributos complementares, caracterizando o maior inventário do tipo já realizado. O projeto implementa uma rede nacional de pesquisa, com polos regionais nos seis biomas brasileiros – Amazônia, Cerrado, Caatinga, Mata Atlântica, Pantanal e Pampa. Cada núcleo envolve pesquisadores, equipes de campo e infraestrutura laboratorial local, garantindo metodologias unificadas, protocolos técnicos de Segurança, Meio Ambiente e Saúde; padrões éticos e consistência dos dados. Ao produzir uma base de dados realista e cientificamente validada, o Carbon Countdown fornece segurança para investidores e formuladores de políticas, apoia a transição para uma economia de baixo carbono e amplia o protagonismo do Brasil no mercado global de créditos de carbono, por meio de Soluções Baseadas na Natureza como projetos agroflorestais, de conservação e reflorestamento. Capacitação científica O Carbon Countdown também investe na formação de equipes, no fortalecimento de laboratórios distribuídos pelo país e na criação de uma base integrada para armazenamento, análise e compartilhamento dos resultados, com liderança científica da Esalq/USP – centro de excelência em ciências agrárias, ambientais, biológicas e sociais. A iniciativa contribui diretamente para a capacitação de profissionais e para o avanço da pesquisa ambiental no Brasil.
Foto: Divulgação
A Petrobras e a Shell Brasil lançaram o Carbon Countdown, o maior projeto já realizado para medir, de forma padronizada e em escala nacional, os estoques de carbono acima e abaixo do solo em todos os biomas terrestres do país. Ao interesse mútuo das empresas na trajetória de descarbonização, soma-se a experiência científica da Esalq/USP, executora do projeto, e de universidades e centros de pesquisa que participam do projeto em todas as regiões do Brasil. O projeto contará com investimento de mais de R$ 100 milhões, provenientes da Cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) prevista nos contratos de exploração e produção de óleo e gás, recurso que tem a aplicação regulada e fiscalizada pela ANP.
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petróleo e gás
Brava prevê elevar investimentos a US$ 550 milhões em 2026, com impulso de novos poços
Para este ano, a projeção dos investimentos é de cerca de US$ 500 milhões, segundo estimativas da companhia.
Os dois primeiros poços previstos deverão entrar em operação no quarto trimestre de 2026 no campo de Papa-Terra, enquanto os outros dois entram no campo de Atlanta entre o primeiro e o segundo trimestres de 2027, segundo o executivo. Os investimentos permitirão que a companhia atinja capacidade de produção de cerca de 100 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) a partir de 2027, após encerrar este ano com cerca de 90 mil boed, conforme o previsto. Para 2026, há uma perspectiva de recuo da produção, em virtude de um declínio natural de campos, antes da entrada dos novos poços, explicou. Preços de petróleo e perspectivas Carvalho, que liderou equipes de análises do setor de Petróleo, Gás e Petroquímicos na América Latina por 13 anos, em passagens por BTG Pactual, UBS e HSBC, afirmou que os preços da commodity devem ficar mais baixos no início de 2026, e que a companhia busca se proteger deste cenário por meio de operações de hedge. “A tendência é que a gente tenha um preço de petróleo, pelo menos na primeira parte do ano (de 2026), mais pressionado, eventualmente indo para US$55 por barril”, afirmou. Para a primeira metade de 2026, a empresa tem cerca de dois terços da produção protegida com operações de hedge e no segundo semestre, cerca de um terço, detalhou Carvalho. Do lado da dívida, a companhia deve encerrar o quarto trimestre com o indicador de alavancagem de dívida líquida sobre Ebitda
semelhante ao do terceiro trimestre, quando atingiu 2,3 vezes. Nos próximos anos, a companhia vai buscar reduzir o indicador para abaixo de 1,5 vez. Fusões e aquisições Carvalho disse ainda que a Brava tem sido muito procurada por agentes de mercado interessados em avaliar possíveis operações de fusões e aquisições e que a companhia está atenta a eventuais oportunidades de negócios. Ele reforçou, porém, posicionamento da empresa que negou notícia de que poderia estar negociando ativos com a Eneva, e reiterou que também não tem conhecimento sobre negociações envolvendo a Ecopetrol. Sobre o mercado em geral, Carvalho afirmou que o mercado das petroleiras menores no Brasil é “muito mais vibrante” do que quando só havia praticamente a Petrobras, permitindo que haja muitas conversas sobre potenciais oportunidades de negócios. “Desde que eu cheguei, o que eu mais recebi foi pedido de reunião, foi de companhia de trading…, de banco”, disse ele, afirmando que os agentes têm interesse em mapear possibilidades de negócios. Carvalho disse acreditar que será mais fácil de ver, daqui em diante, no mercado, a troca de ativos de mãos ou de percentuais desses ativos, do que atividades de fusões e aquisições envolvendo companhias.
Foto: Divulgação
A Brava Energia (BRAV3) prevê investir US$ 550 milhões em 2026, sendo dois terços em sua estratégia de expansão, que prevê a perfuração de quatro poços entre 2026 e 2027, e o restante em manutenção, afirmou o diretor financeiro da petroleira brasileira, Luiz Carvalho, no último dia 17/12. Para este ano, a projeção dos investimentos é de cerca de US$ 500 milhões, segundo estimativas da companhia. A petroleira brasileira manteve seus planos de perfurar quatro novos poços, como parte de investimentos para ampliar a produção, apesar do cenário de baixos preços do petróleo. “A sonda chega em janeiro”, disse Carvalho, em encontro com jornalistas na sede da companhia, no Rio de Janeiro, após assumir a posição de diretor financeiro em novembro.
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