53
ESTIMATIVA DE CUSTOS E POTENCIAL DE
ABATIMENTO DE EMISSÕES DE METANO NO
TRANSPORTE POR GASODUTOS NA CADEIA DO
GÁS NATURAL
COST ESTIMATES AND METHANE ABATEMENT POTENTIAL IN NATURAL
GAS TRANSMISSION PIPELINES
Harnon Martins Ramos1, Ana Claudia Sant’Ana Pinto2, Bruna Guimarães3,
Claudia Bonelli4, Gabriela Nascimento da Silva5, Henrique Rangel6
Marcelo Alfradique7, Rafael Lemme8, Regina Fernandes9
Recibido: 14/11/2024 y Aceptado: 18/6/2025
1.- harnon.ramos@epe.gov.br
2.- ana.pinto@epe.gov.br
3.- bruna.guimaraes@epe.gov.br
4.- claudia.bonelli@epe.gov.br
5.- gabriela.silva@epe.gov.br
6.- henrique.rangel@epe.gov.br
7.- marcelo.alfradique@epe.gov.br
8.- rafael.lemme@epe.gov.br
9.- regina.fernandes@epe.gov.br
54
55
Esse estudo tem o objetivo de estimar as emissões de metano de uma infraestrutura da cadeia do gás
natural, assim como avaliar o potencial e o custo de abatimento com a implementação de medidas de
mitigação. Para isso, foi desenvolvido um estudo de caso genérico para a etapa de transporte de gás
natural, envolvendo três gasodutos de 113 km cada e três estações de compressão. A metodologia
abordou o dimensionamento da infraestrutura, que foi conduzido com a utilização do software Que$tor,
a estimativa das emissões de metano, a avaliação das medidas de abatimento capazes de reduzir
essas emissões e o cálculo do potencial e dos custos de abatimento. Como resultados, as emissões
fugitivas representaram mais de 72% das emissões de metano, enquanto 28% foram emissões de
venting. O estudo de caso mostrou que existem medidas de redução de emissões com um potencial
retorno econômico a partir do gás recuperado: três das cinco medidas avaliadas apresentaram essas
características para todos os níveis de preços de gás natural considerados. Além disso, todas as
medidas trouxeram o benefício da redução de emissões de gases de efeito estufa, com potencial total
para abater até 87% das emissões das fontes analisadas no estudo de caso.
This study aims to estimate methane emissions from a natural gas supply chain infrastructure and
assess the potential and cost of abatement with the implementation of mitigation measures. To achieve
this, a generic case study was developed for the natural gas transport stage, involving three pipelines
of 113 km each and three compression stations. The methodology included infrastructure sizing, which
was conducted using the Que$tor software, estimating methane emissions, evaluating abatement
measures capable of reducing these emissions, and calculating the abatement potential and costs. As
a result, fugitive emissions represented more than 72% of methane emissions, while 28% were venting
emissions. The case study showed that there are emission reduction measures with potential economic
returns from the recovered gas: three of the ve measures evaluated presented these characteristics
for all levels of natural gas prices considered. Additionally, all measures provided the benet of reducing
greenhouse gas emissions, with a total potential to reduce up to 87% of emissions from the sources
analyzed in the case study.
PALAVRAS CHAVE: emissões, metano, cadeia do gás natural, medidas de mitigação, custo de aba-
timento.
KEYWORDS: emissions, methane, natural gas supply chain, mitigation measures, abatement costs.
Resumo
Abstract
56
1. INTRODUÇÃO
Com o acirramento das mudanças climáticas,
diversos setores têm considerado a substituição de
combustíveis de elevado teor de carbono - como
óleo diesel, carvão mineral e óleo combustível -
pelo gás natural, uma vez que sua queima resulta
em menos emissões de CO2 e de poluentes de
efeito local, por exemplo, particulados e óxidos de
enxofre. No entanto, o gás natural é constituído,
em grande parte, por metano, e sua volatilidade
propicia vazamentos em diversas etapas da cadeia,
o que motiva a avaliação de medidas de mitigação
dessas emissões, a m de aumentar ainda mais
a competitividade ambiental desse energético.
Segundo Settler et al. (2022), o total de metano
emitido ao longo da cadeia de produção de gás
natural pode representar de 0,2% a 10% do total
de gás produzido. No Brasil, o aumento potencial
da oferta, a ampliação da malha de gasodutos e a
previsão de novos terminais de GNL (EPE, 2023)
indicam uma tendência de crescimento no uso
do gás natural na próxima década, reforçando a
relevância de analisar as emissões e implementar
tais medidas de mitigação.
A importância de se compreender o processo de
emissões de metano na atmosfera é acentuada
por seu elevado potencial de aquecimento global
(GWP – Global Warming Potential) no curto-
médio prazo, de cerca de 80 vezes o do CO2
(IPCC, 2023), além de sua alta inamabilidade e
explosividade. O elevado GWP e baixo tempo de
vida na atmosfera - cerca de 12 anos - tornam o
metano um Gás de Efeito Estufa (GEE) chave nas
estratégias de mitigação de curto-médio prazo.
As trajetórias de redução de emissões mais custo-
efetivas para manter o aumento máximo de 1,5℃
na temperatura média da atmosfera terrestre até
2050 focam na redução de 30-60% das emissões
mundiais de metano até 2030, em relação
aos níveis de 2020 (GMP, 2023). Além disso, a
viabilidade técnico-econômica favorável das
principais medidas de abatimento das emissões
de metano tem motivado diversas iniciativas
internacionais para redução das emissões desse
gás na cadeia dos combustíveis fósseis (IEA,
2024a; Methane Guiding Principles, 2023; GMP,
2023). Dessa forma, para que a expansão do uso
do gás natural seja acompanhada de esforços
de redução das emissões de GEE, é de grande
importância identicar e contabilizar as emissões
de metano ao longo da cadeia.
Este artigo tem o objetivo de estimar o potencial
de redução de emissões de metano em um trecho
de um gasoduto de transporte hipotético de gás
natural e indicar o custo marginal de abatimento
dessas emissões com a implementação
de medidas de mitigação. A escolha pela
etapa de transporte se justica pela elevada
representatividade desse elo no total de emissões
de metano da cadeia do gás natural, entre 0,05 e
4% do gás produzido (Balcombe et al. 2016).
57
2. METODOLOGIA
A metodologia utilizada para estimar o potencial
de redução de emissões de metano em um
trecho de um gasoduto de transporte hipotético
de gás natural envolveu cinco etapas principais:
1) levantamento de dados; 2) denição dos
parâmetros para a infraestrutura analisada;
3) modelagem; 4) estimativa do potencial de
redução das emissões das medidas de mitigação;
e 5) cálculo do custo marginal de abatimento.
1) Levantamento de dados: Para o
desenvolvimento do estudo foram coletados
dados na literatura (EPA, 2024; IEA, 2024a; ICF,
2014) sobre emissões de metano na cadeia do
gás natural, incluindo: as principais fontes e os
fatores de emissão; as propriedades físicas
das infraestruturas de gás natural no Brasil; e
as medidas de abatimento disponíveis, assim
como seus custos e potenciais de redução
das emissões de metano.
2) Denição dos parâmetros para a
infraestrutura analisada: O escopo do estudo
envolve gasodutos de transporte e as estações
de compressão necessárias para compensar a
perda de carga ao longo de sua extensão. Os
parâmetros necessários para a modelagem,
como vazão de gás natural, diâmetro do
gasoduto e pressões de sucção e de descarga
das estações de compressão, foram denidos
a partir do tratamento estatístico dos dados
disponíveis para os gasodutos de transporte
existentes no Brasil. Os dados foram obtidos
da base de dados da ferramenta WebMap1
da EPE e dos documentos das empresas
transportadoras de gás natural no Brasil TBG
(Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia),
TAG (Transportadora Associada de Gás),
GasOcidente, NTS (Nova Transportadora do
Sudeste) e TSB (Transportadora Sulbrasileira
de Gás).
3) Modelagem: Nessa etapa foi utilizado
o software Que$tor2, com a simulação de
um trecho genérico da infraestrutura de
transporte do gás natural. O modelo foi
utilizado com o principal objetivo de validar o
dimensionamento da infraestrutura e estimar
parâmetros adicionais. Durante a modelagem,
os parâmetros denidos na etapa anterior
foram ajustados de forma iterativa, por meio
de simulação com obtenção de parâmetros
adicionais, garantindo uma equivalência
entre as pressões de saída de gasodutos
e as pressões de sucção de estações de
compressão, bem como entre as pressões de
descarga das estações de compressão e as
pressões de entrada dos gasodutos.
A Figura 1 mostra o trecho simulado do
gasoduto de transporte:
1.- Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/webmap-epe
2.- O Que$tor é um software desenvolvido pela S&P Global, focado na estimativa de custos de projetos de óleo e gás, com detalhamento de
CAPEX e OPEX para infraestruturas onshore, oshore e de regaseicação de GNL. O software possui uma base de dados de custos robusta
e detalhada em tecnologias, mão de obra, materiais, equipamentos, entre outros. O software também é útil no dimensionamento dessas
infraestruturas, na fase conceitual, e permite modelar o escoamento do gás natural nos gasodutos, auxiliando na estimativa preliminar de
parâmetros como pressão, temperatura, perda de carga, diâmetro do duto, potência dos compressores, emissões etc. Mais informações em
https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/ci/products/questor-oil-gas-project-cost-estimation-software.html
58
Figura 1. Trecho da infraestrutura de transporte analisado. O trecho dentro da
linha tracejada representa a infraestrutura analisada.
Tabela 1: Fatores de emissão de metano para fontes selecionadas.
Fonte: elaboração própria no software Que$tor.
Fonte: Elaboração própria, com dados de EPA (2024).
Conforme mostra a Figura 1, foram modeladas
três estações de compressão (ECOMP
UPGN, ECOMP 2 e ECOMP3) necessárias
para que o gás natural pudesse percorrer três
trechos de 113 km cada, dentro das pressões
especi cadas. Adicionalmente, foi incluído
um trecho de gasoduto de 0,1 km, somente
para transportar o gás natural da Unidade
de Processamento de Gás Natural (UPGN)
(origem do gás modelado) para a primeira
estação de compressão, representando
um uxo que no caso real ocorreria dentro
da própria unidade de processamento. Foi
considerada a entrega do gás em um Citygate
no nal do sistema (Onshore sink 1). No
entanto, somente gasodutos de transporte e
estações de compressão foram consideradas
para o cálculo de emissões de metano, ou
seja, a parte da Figura 1 delimitada na linha
tracejada. Partindo dos parâmetros mapeados
na Figura 1 e realizando um processo iterativo
na modelagem, foram obtidos os seguintes
parâmetros de dimensionamento do gasoduto:
4) Estimativa do potencial de redução das
emissões das medidas de abatimento: para
esta etapa, foi necessário também estimar
as emissões de metano provenientes da
infraestrutura analisada. Os cálculos foram
feitos a partir dos fatores de emissão médios
de infraestruturas típicas dos EUA (EPA, 2024),
devido à escassez de dados públicos desse
tipo para o Brasil. A Tabela 5 apresenta as
fontes de emissão identi cadas e os dados de
fatores de emissão utilizados.
• Vazão de entrada de gás natural: 9 milhões
de m3/dia
• Extensão do gasoduto: três trechos de
113 km cada
• Diâmetro nominal do gasoduto: 20”
• Pressão de sucção das ECOMPs: 60,3 –
76 bar
• Pressão de descarga das ECOMPs: 97,8
– 106 bar
• Potência dos compressores das ECOMPs:
2,24 – 4,2 MW (dois compressores em cada
ECOMP)
Notas:
1.- Os valores se referem à média aritmética
dos fatores de emissão disponibilizados pela
EPA nos anos de 2018, 2019, 2020, 2021 e
2022 (EPA, 2024).
2.- As fontes de emissão identi cadas
neste estudo não são exaustivas, ou
seja, representam apenas exemplos de
possíveis fontes de emissão na infraestrutura
selecionada.
59
No cálculo das emissões totais da infraestrutura
analisada, multiplicou-se os fatores de emissão
da Tabela 5 por 1,3 para adaptar os valores
para a realidade brasileira (tropicalização),
conforme procedimento adotado pela Agência
Internacional de Energia, na plataforma
Methane Tracker (IEA, 2024a)3. Em relação
aos dispositivos pneumáticos, cabe ressaltar
que no mercado norte-americano existem, em
média, 3 dispositivos de alta emissão (high
bleed) e 3 de baixa emissão (low bleed) a
cada 2 ECOMPs (EPA, 2024), o que signi ca
um total entre 4 e 5 dispositivos de cada
tipo para o sistema modelado neste estudo.
Considerando que algumas atividades só
podem ser desempenhadas por dispositivos
high bleed (ICF, 2014), optou-se por simular a
troca de apenas 2 dispositivos high bleed por
low bleed no sistema, para ns ilustrativos.
Para as emissões de venting nos gasodutos,
considerou-se que a infraestrutura é composta
de 15 segmentos de gasodutos de 22,5 km (14
milhas), separados por válvulas. Dessa forma,
assume-se que é feita uma manutenção em
um segmento por ano, também para ns
ilustrativos. A de nição dos segmentos do
gasoduto teve como referência o cálculo
conservador da distância mínima média entre
válvulas, que é de 10 a 20 milhas (16 a 32 km)
(MJB&A, 2016).
5) Cálculo do custo marginal de abatimento:
o custo marginal de abatimento é um indicador
muito útil para avaliar a viabilidade técnico-
econômica de projetos de mitigação de GEE.
O indicador se refere ao custo nanceiro
de se abater uma unidade (de massa ou
energia, por exemplo) de GEE. Nesse estudo,
foram avaliadas medidas de abatimento
capazes de reduzir as emissões de metano
da infraestrutura e posteriormente calculados
seus custos marginais de abatimento. Os
cálculos levaram em consideração: os custos
de investimento e de operação e manutenção
(O&M) das medidas de mitigação; o potencial
de mitigação de cada medida; e os ganhos
econômicos4 resultantes do gás recuperado.
Seguindo a metodologia da IEA (2024b),
utilizou-se o custo de investimento (CAPEX)
anualizado, adicionado aos custos anuais de
O&M e subtraído das receitas anuais. O valor
obtido, ao ser dividido pelo potencial anual de
mitigação de emissões de metano, resultou
no custo marginal de abatimento, conforme as
equações apresentadas abaixo:
Onde:
Cabat: custo marginal de abatimento, em US$/
milhão de BTU de metano
Canual: custo anual líquido5, em US$/ano
P: potencial de abatimento anual, em milhão de
BTU de metano/ano
K: custo de capital (CAPEX) anualizado, em US$/
ano
O&M: custo de O&M (OPEX), em US$/ano
R: receita anual do gás natural recuperado, em
US$/ano, obtida mediante P e o preço da molécula
do gás natural
I: investimento inicial (CAPEX), em US$
FRC: fator de recuperação de capital
r: taxa de desconto, considerada 8% para esse
estudo (taxa real)
m: tempo de vida útil do equipamento, em anos6
3.- O Methane Tracker obtém os fatores de emissão dos países a partir de um escalonamento dos fatores de emissão da infraestrutura dos
Estados Unidos. Para o downstream do Brasil, o fator de escalonamento é 1,3 (baseado na extensão das redes de gasodutos e oleodutos e
na capacidade e utilização de re no de petróleo).
4.- O estudo não aborda as particularidades do sistema de transporte, como cálculo de tarifa, base regulatória de ativos e receita máxima
permitida, por exemplo.
5.- A rigor, o custo marginal de abatimento considera somente os investimentos e as despesas e não contabiliza as receitas do projeto. No
entanto, seguindo a metodologia da IEA (2024b), foi calculado um custo anual líquido, em que a receita proveniente da recuperação do gás
natural não emitido é considerada.
6.- Seguindo a metodologia de Natural Gas STAR Program, foi adotado um padrão de 5 anos para os equipamentos referentes a todas as
medidas de mitigação, que é também o tempo em que se espera um retorno do investimento (EPA, 2014).
60
Os dados7 de custos de capital (CAPEX),
os custos de O&M (OPEX) e o potencial
de mitigação das emissões de metano (%)
relacionados à implementação das medidas
de mitigação selecionadas foram obtidos do
ICF International (ICF, 2014) e da EPA (2024).
conforme Tabela 7:
Para ajustar o CAPEX aos valores de 2023,
foram utilizados os índices de custo de
engenharia e construção (CEPCI)8 de 2014 e
2023 e para o ajuste dos custos de O&M, foi
utilizado o INPC de 2014 a 2023. Ainda, aos
custos de investimento da Tabela 7, que são
baseados no mercado dos EUA, foi adicionado
50%, com o objetivo de tropicalizar os custos.
Para o cálculo da receita do gás natural
recuperado, foi considerado como preço
de referência a média da parcela “molécula”
dos preços do gás natural Petrobras para
as distribuidoras para 2023, com valor de 12
US$/milhão de BTU (MME, 2023).
Tabela 2: CAPEX, OPEX e potencial de mitigação para medidas selecionadas.
Fonte: Elaboração própria, com dados de ICF (2014) e EPA (2024).
Notas:
1.-LDAR: Leak Detection and
Repair são programas de
detecção e reparo de vazamentos
7.- É importante destacar que não foi realizada cotação com empresas de equipamentos e serviços para estimativa de custos. Dessa forma,
os custos de CAPEX e OPEX são provenientes da literatura, com uma incerteza associada referente à etapa conceitual de projetos, de -50
a 100%.
8.- Disponível em https://toweringskills.com/nancial-analysis/cost-indices/.
61
Tabela 3: Principais fontes de emissões de metano, suas características
e as medidas de mitigação identicadas.
Fonte: Elaboração própria
3. RESULTADOS
A Tabela 3 mostra as principais fontes9 de
emissões de metano identicadas, os valores
correspondentes de emissão calculados e
A maior fonte emissora do estudo de caso foram
os seis compressores centrífugos (selo úmido) das
estações de compressão, com 530 tCH4/ano.
Na sequência, estão as emissões de venting nas
estações de compressão e as emissões fugitivas
nos gasodutos e estações de compressão, com
281 tCH4/ano e 253 tCH4/ano, respectivamente.
As menores fontes emissoras foram venting
nos gasodutos e dispositivos pneumáticos de
alta emissão (high bleed), com 11 tCH4/ano e
7,4 tCH4/ano, respectivamente. As emissões
fugitivas, aquelas consideradas não intencionais,
representaram mais de 72% das emissões do
estudo de caso. As emissões restantes são
emissões de venting, portanto intencionais e
decorrentes de atividades operacionais ou de
segurança.
O valor baixo das emissões de venting nos
gasodutos, quando comparado às demais fontes
as medidas de abatimento identicadas com
potencial de mitigar essas emissões.3
emissoras, pode estar associado à premissa de
que apenas um segmento de gasoduto de 22,5
km (14 milhas) é esvaziado, uma vez por ano,
para intervenções de manutenção. Caso haja
um número maior de manutenções, ou em mais
trechos, as emissões de venting nos gasodutos
serão maiores.
A Figura 2 mostra a curva do custo marginal de
abatimento obtida para as medidas de mitigação
aplicadas no estudo de caso:
9.- As fontes de emissão identicadas foram usadas como exemplo ilustrativo. Na prática, pode haver mais fontes de emissão.
62
Figura 2: Curva do custo marginal de abatimento para as
médias estudadas para o nível de preço de referência do gás.
No grá co da Figura 2, cada medida de
mitigação é representada por uma barra: sua
extensão horizontal (eixo x) mostra o potencial
de abatimento anual, e sua altura (eixo y) ilustra
seu custo marginal de abatimento, com medidas
abaixo do eixo x apresentando custo marginal
de abatimento negativo (com retorno econômico
a partir do gás recuperado, pois as receitas
superam os custos conforme a equação do custo
marginal de abatimento, Canual). Por outro lado,
as medidas acima do eixo x apresentam custo
marginal de abatimento positivo (sem retorno
econômico a partir do gás recuperado).
Conforme mostra a Figura 2, o potencial total de
abatimento das medidas analisadas refere-se a
no máximo 938 tCH4/ano, 87% das emissões
das fontes avaliadas no estudo de caso. Ressalta-
se que pode haver sobreposição do potencial
de abatimento das medidas relacionadas às
emissões fugitivas do estudo de caso, LDAR e
sistema de recuperação de degasei cação, de
forma que o abatimento total na prática pode ser
menor que o indicado.
Em termos de toneladas de CO2 equivalentes
(tCO2e), a Tabela 4 apresenta os valores de custo
marginal de abatimento e potencial de abatimento
correspondentes, para um GWP do metano10 de
27,9 (IPCC, 2023).
10.- Para um horizonte de 100 anos.
63
Foi construída uma análise de sensibilidade para
entender como variações no preço do gás natural
afetam o custo marginal de abatimento das
medidas mencionadas. A análise foi desenvolvida
considerando a faixa de preço de gás natural de 8
– 16 US$/milhão de BTU, conforme apresentado
na Figura 3.
Tabela 4: Custo marginal de abatimento e potencial de abatimento, em unidades de CO2e
Figura 3: Análise de sensibilidade do custo marginal de
abatimento das medidas avaliadas frente a variações no preço do gás natural
Fonte: Elaboração própria
Fonte: Elaboração própria, com dados de MME (2023).
64
A Figura 3 mostra que, para todas as medidas de
mitigação, o custo marginal de abatimento reduziu
na medida em que o preço da molécula de gás
natural aumentou. Isso se deve ao aumento da
receita anual do gás natural recuperado em níveis
maiores de preço do gás. As medidas de mitigação
“Sistema de Recuperação de Degaseicação”,
“Trocar por dispositivos de baixa emissão
(Low Bleed)” e “Captura de gás” apresentaram
custo marginal de abatimento negativo para
todos os níveis de preços considerados no
estudo de caso. Isso signica que há retorno
nanceiro, mesmo em níveis menores de preço
de gás natural, caracterizando a viabilidade
econômica da implementação destas medidas.
As medidas “LDAR” e “Esvaziamento antes da
manutenção” apresentaram custo marginal de
abatimento positivo para todos os níveis de
preços considerados no estudo de caso, ou seja,
não houve ganho econômico mesmo em níveis
maiores de preço.
Cabe notar que alterações nos parâmetros
utilizados no cálculo do custo marginal de
abatimento, como a evolução tecnológica de
algumas medidas de mitigação e até mesmo
um futuro desenvolvimento de mecanismos de
precicação de carbono, podem modicar a
viabilidade técnico-econômica das medidas e o
seu correspondente deslocamento na análise de
sensibilidade.
4. CONCLUSÃO
Este artigo buscou contribuir para as discussões
de emissões de metano na cadeia de gás natural
no Brasil, trazendo um estudo de caso com
uma proposta de metodologia de quanticação
de emissões robusta e baseada em referências
da literatura consolidadas no assunto. O objeto
do estudo de caso foi uma infraestrutura de
transporte de gás natural, simulada com base
em parâmetros típicos da malha de gasodutos
brasileira, com objetivo de estimar as emissões de
metano e avaliar a viabilidade técnico-econômica
da implantação de medidas de mitigação. Apesar
de se tratar de uma infraestrutura de transporte,
a mesma metodologia pode ser aplicada a outros
elos da cadeia do gás natural.
O estudo de caso mostrou que existem medidas
de redução de emissões com um potencial
retorno econômico a partir do gás recuperado.
Especicamente no caso estudado, três medidas
apresentaram essas características para todos
os níveis de preços de gás natural considerados.
Por outro lado, outras duas não apresentaram
viabilidade econômica para os níveis de preço
de gás natural adotados e dentro do conjunto
de premissas e parâmetros considerados. No
entanto, todas as medidas trouxeram o benefício
da redução de emissões de gases de efeito
estufa, com potencial total para abater até 87%
das emissões das fontes analisadas no estudo
de caso. É importante notar que os custos
relacionados a instalações reais podem divergir
das médias consideradas nesta análise, devido
às diferenças dos dados disponíveis na literatura
e aos parâmetros de projeto escolhidos. Dessa
forma, ressalta-se a importância de conduzir
estudos especícos para cada infraestrutura, de
modo a identicar e priorizar medidas, que vão
ter resultados especícos para cada projeto,
tanto em potencial de mitigação quanto no custo
marginal de abatimento.
65
6. REFERENCIAS
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importance of methane and carbon dioxide emissions. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 5(1), 3–20.
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3.6: Methodology for estimating CH₄, CO₂, and N₂O emissions from natural gas systems. Disponível em https://
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