🇧🇷Brazil

Perdas de gás não faturado por falhas de detecção de vazamento

4 verified sources

Definition

Estudos de pipelines indicam que perdas não contabilizadas (unaccounted-for gas) entre 0,2% e 1% do volume transportado são comuns quando sistemas de monitoramento e detecção de vazamento são pouco integrados ou têm baixa resolução temporal.[1][5][7] No contexto brasileiro, redes como NTS, Transpetro e GASBOL movimentam dezenas de milhões de m³/dia de gás natural.[1][2][4] Com preço médio de referência em torno de R$ 1,0–1,5/m³ para gás ao consumidor industrial, um erro sistemático de apenas 0,1–0,3% no balanço de massa devido a vazamentos pequenos não detectados ou mal modelados implica perda anual estimada entre R$ 5 e 20 milhões para um grande operador. A própria Petrobras adotou supervisão comercial em tempo real, integrando SCADA e modelo hidráulico para identificar condições operacionais que poderiam gerar penalidades e problemas de alocação, mostrando que o risco era material antes da automação.[1] Este é um caso típico de vazamento de receita por medições e alarmes de vazamento insuficientes.

Key Findings

  • Financial Impact: Quantified: tipicamente 0,1–0,3% do volume transportado não contabilizado; para um sistema com 20 milhões m³/dia a R$ 1,0–1,5/m³, isso equivale a ~R$ 7–33 milhões/ano em gás não faturado; faixa conservadora usada: R$ 5–20 milhões/ano por grande rede.
  • Frequency: Contínua, diariamente, enquanto o sistema de SCADA e leak detection não tem precisão e integração suficientes; pequenas perdas acumulam-se ao longo de todo o ano.
  • Root Cause: Integração limitada entre dados de SCADA, modelos hidráulicos e sistemas comerciais; baixa sensibilidade dos algoritmos de leak detection; calibração deficiente de medidores; atrasos na consolidação de medições e na reconciliação de balanço de massa.[1][5][7]

Why This Matters

The Pitch: Operadores de dutos de gás no Brasil 🇧🇷 desperdiçam facilmente R$ 5–20 milhões/ano em gás não faturado por vazamentos subcríticos e erros de medição. Automação avançada de SCADA, modelagem hidráulica e sistemas de leak detection em tempo real reduzem esse desbalanço e convertem perda física em receita medida e devidamente cobrada.

Affected Stakeholders

Gerente de Operações de Dutos, Gerente Comercial / Contratos de Transporte, Coordenador de Medição e Balanço de Gás, Controller / FP&A, Diretor de Regulação e Tarifas

Deep Analysis (Premium)

Financial Impact

Financial data and detailed analysis available with full access. Unlock to see exact figures, evidence sources, and actionable insights.

Unlock to reveal

Current Workarounds

Financial data and detailed analysis available with full access. Unlock to see exact figures, evidence sources, and actionable insights.

Unlock to reveal

Get Solutions for This Problem

Full report with actionable solutions

$99$39
  • Solutions for this specific pain
  • Solutions for all 15 industry pains
  • Where to find first clients
  • Pricing & launch costs
Get Solutions Report

Methodology & Sources

Data collected via OSINT from regulatory filings, industry audits, and verified case studies.

Evidence Sources:

Related Business Risks

Penalidades contratuais por desequilíbrios de entrega identificados pelo SCADA

Quantified: logic-based — assumindo 0,05–0,2% do valor anual de transporte de gás pago em penalidades de desequilíbrio, para redes que movimentam >R$ 1–3 bilhões/ano em gás, isso equivale a cerca de R$ 1–5 milhões/ano em multas e ajustes contratuais por operador.

Custos operacionais excessivos com patrulha física por falta de monitoramento remoto eficiente

Quantified: logic-based — para uma malha de 2.000 km, duas inspeções/mês a R$ 10–15/km equivalem a R$ 480 mil–720 mil/ano em custos de patrulha recorrentes que podem ser reduzidos em 20–40% (R$ 100–300 mil/ano) com monitoramento remoto mais granular.[3][4]

Perdas por furtos e derivações clandestinas de dutos detectadas tardiamente

Quantified: logic-based — assumindo 0,01–0,05% do volume transportado furtado/clandestino em uma rede que movimenta R$ 2–3 bilhões/ano em produto, isso representa R$ 1–10 milhões/ano em perdas diretas de produto, sem contar custos de reparo e remediação.

Erros de decisão operacional por falta de integração entre SCADA e modelo comercial

Quantified: logic-based — assumindo que falta de integração SCADA–modelo comercial cause decisões subótimas equivalentes a 0,1–0,3% do valor econômico da operação de shipping em uma malha de R$ 2–3 bilhões/ano, a perda potencial é de R$ 2–10 milhões/ano em custo de oportunidade e ineficiências.

Custos operacionais elevados com calibração e manutenção de skids de medição de transferência de custódia

Quantified (logical): R$1–R$5 milhões/ano em custo incremental (horas extras, deslocamentos, contratação de laboratório/prover móvel e perdas de capacidade devido a paradas não planejadas) para um operador de dutos com dezenas de skids de medição de transferência de custódia, em comparação com um cenário de planejamento e automação otimizados.

Risco de penalidades contratuais e litígios por falhas na medição de transferência de custódia

Quantified (logical): disputas de medição em contratos de fornecimento e transporte de valor na casa de R$500 milhões–R$2 bilhões/ano podem gerar glosas e acordos financeiros na faixa de R$5–R$20 milhões por evento relevante, além de R$500 mil–R$2 milhões em custos jurídicos e de auditoria; empresas com histórico de falhas de medição podem enfrentar 1–2 disputas significativas em um período de 5 anos.

Request Deep Analysis

🇧🇷 Be first to access this market's intelligence