Clipping Energia

Clipping Energia (Petróleo/Gás/Naval/Renováveis) – 13/Fev/2023 a 19/Fev/2023

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Resumo da Semana:

O spread entre o WTI e outros benchmarks está aumentando à medida que vários fatores de baixa se combinam nos Estados Unidos para empurrar os preços para baixo.

A diferença parece estar aumentando entre o WTI e outros benchmarks globais de petróleo, já que os crescentes estoques de petróleo e outro lançamento do SPR estão empurrando o benchmark dos EUA para baixo. A divulgação desta semana de fortes dados econômicos nos EUA e evidências de um mercado de trabalho apertado também adicionaram alguma pressão macro aos preços do petróleo, aumentando as preocupações de que os aumentos do Federal Reserve possam continuar por mais tempo. Como resultado desses desenvolvimentos pessimistas, o WTI voltou a cair abaixo de US$ 76 na manhã de sexta-feira.

Notícias Locais – Local News

Ocyan realiza primeira etapa do projeto de descomissionamento

Navio afretado com a Solstad descarrega primeiros equipamentos em Vitória

Redação TN Petróleo/Assessoria

A Ocyan celebra a conclusão com sucesso da primeira etapa do projeto de descomissionamento em contrato firmado com a Petrobras para atuação na Bacia de Campos. O navio afretado com a Solstad já está no Porto de Vitória (ES), onde irá descarregar os primeiros equipamentos retirados do fundo do mar. Parte dele será entregue à Petrobras para reaproveitamento e a outra porção terá destinação final, atendendo aos requisitos legais e seguindo as melhores práticas de ESG (Ambiental, Social e Governança).

“Concluímos a primeira etapa com êxito, mantendo a integridade do material recolhido. A atuação conjunta das equipes de engenharia e operações contribuiu em muito para o resultado. Essa atividade de descomissionamento representa um novo momento para Ocyan que segue ampliando sua área de atuação no âmbito da construção submarina”, destaca André Luiz Magalhães, gerente executivo de Construção Submarina da Ocyan.

Nessa etapa inicial, já foram recolhidas mais de 90 toneladas de equipamentos. Entre os materiais estão três MCVs (Módulo de Conexão Vertical), um PLEM (Pipeline End Manifold) e um PLET (Pipeline End Termination). Segundo o executivo, todas as etapas estão sendo cumpridas de acordo com o cronograma. “O trabalho vem sendo executado conforme planejado – dentro do prazo e de acordo com as nossas análises, riscos e estudos para este projeto”, explica ele.

Depois dessa etapa, o navio iniciará uma campanha de cortes e inspeções das estruturas a serem recolhidas e posteriormente retornará ao estaleiro Mauá, em Niterói (RJ) para instalação das bobinas. Depois, seguirá para o trabalho de recolhimento de dutos nas regiões onde operaram os FPSO Cidade do Rio de Janeiro e FPSO Cidade de Rio das Ostras, na Bacia de Campos. No segundo semestre, na Bacia de Sergipe Alagoas, será executado o mesmo trabalho na área do FPSO Piranema. André Luiz Magalhães lembra também que a Ocyan acompanhará todo o processo de destinação final dos equipamentos, que estão sendo recolhidos.

“Com a finalização da colocação dos equipamentos a bordo, estamos aptos para a outra fase que é a do recolhimento dos dutos submarinos. A estimativa é de um trabalho de 14 a 15 meses, com 18 viagens entre todos os trajetos para descomissionar e entregar o material em uma base em Vitória, de onde seguirá para a limpeza final e destinação adequada conforme planejado”, completa.

Refinaria de Mataripe começa produção e comercialização de diesel marítimo

Reuters,

A Refinaria de Mataripe, na Bahia, iniciou a produção e a comercialização de óleo diesel marítimo (ODM), informou a gestora da unidade, a Acelen, em nota nesta segunda-feira.

A previsão, segundo a empresa que pertence ao Mubadala Capital, é produzir 15 milhões de litros de ODM por mês.

O produto é destinado a embarcações de pequeno e médio porte, como de apoio marítimo, abastecimento de barcos de pesca ou passeio, lanchas maiores, rebocadores e transporte de passageiros, e também a grandes embarcações, para uso nos motores denominados auxiliares.

O óleo diesel marítimo se junta ao portfólio de mais de 30 itens produzidos na unidade da Bahia, destacou.

A Acelen, do grupo Mubadala Capital, concluiu a aquisição da refinaria da Petrobras (BVMF:PETR4) na Bahia no fim de 2021. Desde então, a empresa havia lançado outros três produtos, entre eles o propano especial e o butano especial.

A empresa destacou que o incremento do portfólio de produtos é resultado de um amplo programa de revitalização e otimização da refinaria, em busca de mais eficiência e melhor aproveitamento das unidades operacionais, além de rearranjo de infraestrutura e logística na planta.

Preço médio do diesel ao consumidor cai 1,09%, mostra ANP

Reuters,

O preço médio do diesel caiu 1,09% nos postos do Brasil nesta semana, apontou pesquisa da reguladora ANP nesta sexta-feira (10), após a Petrobras reduzir o valor do combustível vendido às refinarias.

O diesel S10 (com menor teor de enxofre) foi comercializado em média a R$ 6,32 o litro na semana, queda de 1,09% ante os R$ 6,39 registrados uma semana antes.

A Petrobras reduziu em 8,89% o preço médio do diesel a distribuidoras, a partir de quarta-feira passada, após um recuo das cotações do petróleo na última semana ter deixado os valores da petroleira acima dos mercados internacionais.

O repasse dos ajustes da Petrobras nas refinarias aos consumidores finais nos postos não é imediato e depende de uma série de questões como margens de distribuição e revenda, adição de biocombustíveis e impostos.

Já a gasolina comum foi comercializada em média a R$ 5,08 o litro na semana nos postos brasileiros, uma queda de 0,8% ante os R$ 5,12 registrados na semana anterior, mostrou a ANP.

O etanol hidratado, concorrente direto da gasolina nas bombas, foi vendido a R$ 3,80 o litro, queda de 0,5% ante os R$ 3,82 na semana anterior.

Rússia propõe teto de descontos para exportação de petróleo

Reuters,

O Congresso da Rússia apresentou um projeto de lei na noite de sábado estabelecendo descontos para exportações de petróleo russo, de acordo com o site da câmara baixa do Parlamento.

Pelo texto da proposta, o desconto no petróleo Brent seria limitado a 34 dólares por barril em abril, caindo para 31 dólares em maio, 28 dólares em junho e 25 dólares em julho.

O governo russo está debatendo como calcular o preço tributável do petróleo da Rússia, após a proibição de importação da União Europeia e a falta de um mecanismo confiável para estabelecer o preço.

A Rússia atualmente usa as avaliações de preço dos Urais, nos portos europeus de Roterdã e Augusta, fornecidas pela agência de relatórios de preços Argus, para determinar seu imposto de extração mineral, imposto de renda adicional, taxa de exportação de petróleo e imposto reverso sobre o petróleo.

Na sexta-feira, a Reuters publicou que a Rússia planeja fixar o preço do óleo bruto dos Urais em 20 dólares por barril, abaixo do Brent, por motivos fiscais, após a receita do petróleo cair em janeiro.

A Rússia depende de receitas de petróleo e gás para financiar seu orçamento, mas tem sido forçado a começar a vender reservas de moedas estrangeiras para cobrir o déficit que subiu para 24,8 bilhões de dólares em janeiro, devido ao custo da operação militar na Ucrânia.

Primeiro leilão do pré-sal na oferta permanente pode arrecadar R$ 1,28 bi

Clipping OFFSHORE Portos & Navios

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) realiza nesta sexta-feira, 16, o primeiro leilão de blocos no pré-sal sob contratos de partilha no modelo da oferta permanente, processo em que áreas são leiloadas ao mercado depois de demanda das empresas. Se os 11 blocos oferecidos forem arrematados, a União pode arrecadar R$ 1,28 bilhão em bônus de assinatura.

Será a primeira rodada da oferta permanente sob o modelo de partilha, depois de três ciclos para contratos de concessão. Até então, os blocos em contratos de partilha eram oferecidos em rodadas tradicionais da ANP. O regime de partilha é adotado para áreas dentro do polígono do pré-sal e prevê que as petroleiras destinem parte do petróleo que produzem para a União - que é sócia nas áreas, representada nos consórcios pela estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). A competição para arrematar contratos de partilha se dá pelo percentual de lucro, em petróleo produzido, oferecido à União, por isso os bônus de assinatura são fixos.

A oferta permanente é hoje o principal mecanismo de licitação de áreas de exploração e produção de petróleo e gás pela ANP. Especialistas dizem que a expectativa é que o leilão seja bem-sucedido, com participação principalmente das “majors”, as grandes companhias globais do setor.

O leilão terá blocos ofertados ao mercado pela primeira vez, assim como áreas que já estiveram em certames anteriores, mas não despertaram interesse. Segundo a ANP, todos os blocos ofertados receberam declaração de interesse das empresas inscritas.

“Uma das características que diferencia esse leilão é que, para um bloco entrar, pelo menos uma empresa tem que ter manifestado interesse nele, então essas áreas são aquelas que de fato despertam interesse do mercado”, diz Edmar Almeida, professor do Instituto de Energia da PUC-Rio.

Há nove empresas inscritas para a concorrência. Além da Petrobras, grandes petroleiras internacionais se qualificaram, incluindo BP, Chevron, Equinor, Shell e TotalEnergies. A colombiana Ecopetrol, a catari QatarEnergy e a malaia Petronas também estão qualificadas.

A Petrobras tem direito prioritário nas áreas leiloadas no regime de partilha, além de poder cobrir ofertas em caso de derrota. A estatal manifestou interesse em exercer o direito de preferência sobre as áreas de Água Marinha e Norte de Brava, com percentual de participação de 30%. Assim, as companhias que apresentarem ofertas por esses blocos vão precisar necessariamente incluir a Petrobras no consórcio, caso saiam vencedoras. “O pré-sal é um jogo para empresas grandes. Os investimentos são muito altos”, diz Almeida.

As áreas de Água Marinha e Turmalina, na bacia de Campos e Ágata, Esmeralda, Jade e Tupinambá, na bacia de Santos, estavam previstas para serem ofertados na 7ª e 8ª rodadas de partilha, que não ocorreram devido à decisão do governo de passar a oferecer blocos na oferta permanente. Os demais não receberam lances em rodadas anteriores: Itaimbezinho e Norte de Brava, na bacia de Campos, e Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário, na bacia de Santos.

O geólogo Pedro Zalan, fundador da ZAG Consultoria, destaca que alguns dos blocos oferecidos na sexta-feira podem ter resultados similares a Libra e Sapinhoá, o terceiro e quarto maiores campos produtores do pré-sal. “As áreas oferecidas são o ‘filé mignon’”, diz.

Segundo ele, os blocos mais promissores na bacia de Campos são Água Marinha e Norte de Brava, sendo que este último tem um perfil geológico similar ao do campo de Bacalhau, na bacia de Santos, área operada pela Equinor que vai entrar em operação em 2024, com um navio-plataforma com capacidade para 220 mil barris por dia. Já na bacia de Santos, o destaque é Tupinambá, que pode se tonar um campo “gigante”, diz o geólogo. Zalan lembra que a alta do preço do barril de petróleo este ano faz com que as companhias estejam capitalizadas para participar do leilão.

Fonte: Valor

Prates diz que Petrobras (PETR4) busca cooperação para transição energética após encontrar CEO da Shell

O Brasil é o primeiro país a ser visitado por Wael Sawan desde que assumiu a liderança global da Shell em janeiro de 2023

Reuters

RIO DE JANEIRO (Reuters) – O presidente da Petrobras (PETR3;PETR4), Jean Paul Prates, afirmou em nota nesta segunda-feira que a companhia está se aproximando de outras grandes empresas do setor para construir novas oportunidades de cooperação tanto no segmento de óleo e gás como para a transição energética.

A afirmação foi feita após o executivo receber mais cedo o CEO global da anglo-holandesa Shell, Wael Sawan, e o presidente da Shell no Brasil, Cristiano Pinto da Costa, no prédio da petroleira brasileira em Brasília.

“Essa iniciativa está dentro da minha nova abordagem de tratar diretamente com os CEOs globais das grandes empresas do segmento para avançarmos na transição energética”, disse Prates.

Mais tarde, Sawan e Prates participarão de reunião com o presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, no Palácio do Planalto.

O Brasil é o primeiro país a ser visitado por Wael Sawan, desde que assumiu a liderança global da Shell em janeiro de 2023, o que demonstra a importância do Brasil no portfólio da empresa, disse a Petrobras.

“Iremos ao Palácio do Planalto juntos para conversar com o Presidente Lula, um grande patrocinador dessa agenda”, destacou Prates.

A Shell vem buscando acelerar investimentos na transição energética, com iniciativas em energia solar, biocombustívieis e energia eólica no mar.

EDF muda marca no Brasil e aposta em diversificação e novas oportunidades

Nova holding EDF Brasil reúne empresas do grupo que atuam na geração, O&M e transmissão de energia

DA AGÊNCIA CANALENERGIA

Por conta de uma reestruturação diante de nova estratégia de crescimento, buscando diversificação e novas oportunidades, a EDF Norte Fluminense passou a se chamar EDF Brasil. Lançada na última sexta-feira, 10 de fevereiro, a nova marca visa a unificação dos projetos e serviços de geração térmica e hídrica, de operação e manutenção e de soluções e transmissão de energia, consolidando a presença da empresa no país.

A nova holding passa a abrigar o seguinte grupo: EDF Norte Fluminense, empresa responsável pela UTE de mesmo nome (RJ – 827 MW); EDF Serviços, anteriormente chamada de EDF Norte Fluminense Serviços, que concentra os contratos de serviços de Operação & Manutenção de usinas; a Sinop Energia, companhia que controla a UHE Sinop (MT – 401,8 MW) e que conta com participação de 51% da EDF Brasil; e a EDF Oiti Transmissora, responsável pelo primeiro empreendimento de transmissão de energia da companhia.

O CEO da EDF Brasil, Emmanuel Delfosse, lembrou que empresa está no Brasil há 18 anos e segue apostando no país, criando oportunidades de atuação em novos negócios e diferentes segmentos do setor. A EDF Serviços vai realizar pelos próximos dez anos a O&M da UTE Marlim Azul (RJ), da Shell. É o primeiro ativo a ser operado no país pela EDF Brasil que não é do Grupo. No fim do ano passado, a EDF arrematou em leilão de LTs o lote 4, que consiste na construção de 1,6 km de trechos de linhas e uma subestação, com investimentos previstos de R$ 238 milhões. O projeto inclui um novo ponto de suprimento na região Norte Fluminense para atender a demanda de energia de longo prazo do Porto do Açu, representando um importante passo para o desenvolvimento econômico local.

Energia renovável: o futuro do abastecimento energético do país já chegou

Representando cerca de 85% da matriz energética do Brasil, energia renovável avança impulsionada pelo crescimento da geração solar

Em 2022, as fontes de energia renovável - usinas hidrelétricas, eólicas, solares e de biomassa - foram responsáveis por 92% da eletricidade produzida pelo país, maior crescimento dos últimos 10 anos, segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Destaque para a geração solar, que teve o impressionante aumento de 64,3% em comparação com o ano anterior. Foram 88 novas fazendas solares adicionadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN), fazendo com que a energia solar alcance 4% na matriz energética nacional. De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Brasil já ultrapassou a marca de 1 milhão de consumidores de energia solar.

Geração Distribuída supera segunda maior usina hidrelétrica do mundo

Quem vem no embalo do ótimo desempenho da matriz energética limpa é a Geração Distribuída, que cresceu nada menos que 66,7% no último ano. Para se ter uma ideia, de acordo com levantamento da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica) e informações do Ministério de Minas e Energia (MME), a chamada GD superou a usina hidrelétrica de Itaipu, que é a segunda maior hidrelétrica do mundo. A proporção foi de 2,5% para 4,1% na participação da fonte solar fotovoltaica na oferta interna de energia elétrica.

Energia renovável

A Geração Distribuída é uma das principais soluções que utilizam a energia solar. “O que as pessoas não sabem é que estão livres para escolher o seu prestador de serviços e a energia que usam, mais ou menos como ocorre com o serviço de telefonia. Um modelo previsto pela Lei 14.300/22, que normatiza a instalação e autoconsumo de energia solar”, Gustavo Grebler, diz o CEO da Woltz, uma das principais empresas de Geração Distribuída de Minas Gerais.

Gustavo ressalta que qualquer pessoa, seja em uma residência, condomínio ou empresa, pode receber a energia com absolutamente o mesmo grau de segurança, mas com maior qualidade e menor preço. “Na Woltz, ele já inicia pagando 20% menos e o desconto pode se elevar em certos casos”, destaca.

Energia sustentável

A energia renovável é obtida a partir de recursos que não se esgotam com o consumo. O que a torna mais atrativa é seu viés sustentável, graças à pequena emissão de CO² em relação às matrizes convencionais, como petróleo e gás natural.

Enquanto estas despejam altos volumes na atmosfera, tanto nos processos de fabricação quanto de geração da energia, as energias renováveis produzem montantes próximos a zero no processo de geração.

Como, por exemplo, a energia solar, que é o grande destaque no Brasil e ocupa a 2ª posição. Ela é captada pela incidência da luz do sol em painéis solares fotovoltaicos, que produzem energia quando a luz solar passa por seu material semicondutor.

As energias renováveis continuarão batendo recordes. Impulsionados pelo apetite dos investidores privados, pelo boom da utilização da energia solar, pela questão ambiental e, claro, pela economia no bolso.

Saiba como garantir 25% de desconto na conta de luz

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Brasil bate recorde em geração de energia renovável

#souagro| A geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis no ano passado alcançou a marca de 92%. O resultado, divulgado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), mostra que a participação das usinas hidrelétricas, eólicas, solares e de biomassa no total de energia gerado pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) foi a maior dos últimos 10 anos. No total, em 2022, foram gerados quase 62 mil megawatts médios por mês de energia.

Segundo a CCEE, o resultado se deu, entre outros fatores, a um cenário hídrico climático mais favorável, que contribuiu para a recuperação dos reservatórios de água e da expansão das usinas movidas pelo vento e pelo sol.

No ano passado, as usinas hidrelétricas responderam por 73,6% do total gerado (45.613 MW médio). As eólicas por 14,6% (9.066 MW médio). Já as demais fontes, como biomassa, pequenas centrais elétricas (PCH), solar e as centrais geradoras hidrelétricas (CGH) foram responsáveis por 11,8% (7.291 MW médio).

Com relação à geração hidráulica, as chuvas de 2022 contribuíram para um aumento de 17,1% na produção das hidrelétricas, para 48 mil MW médios.

Os estados que apresentaram o maior crescimento na produção de energia hidráulica em 2022 foram: Mato Grosso com aumento de 44 MW médio, São Paulo (219 MW médio), Tocantins (51 MW médio), Pará (599 MW médio), Goiás (194 MW médio ), Sergipe (176 MW médio), Rio Grande do Sul (366 MW médio), Paraná (1.728 MW médio), Minas Gerais (1.178 MW médio), Santa Catarina (545 MW médio) e Alagoas (484 MW médio).

Reconhecimento de Indicação Geográfica valoriza a produção nacional de vinhos

Nova cultivar de amendoim tem alto teor de proteína e pode aumentar produção pecuária

“A reversão do cenário crítico de 2021 deixa o país em uma situação muito mais confortável para 2023. Hoje a capacidade instalada desta fonte é de 116.332 MW”, informou a CCEE

Já a geração solar centralizada foi o maior destaque. Este tipo de fonte teve o maior aumento de geração em 2022, de 64,3% na comparação com o ano anterior. Ao todo foram produzidos mais de 1,4 mil MW médios.

Fazendas solares

De acordo com a CCEE, a chegada de 88 novas fazendas solares ao SIN fez com que o segmento alcançasse 4% de representatividade na matriz nacional.

Os estados do Rio Grande do Norte (178 MW médio), da Bahia (666 MW médio) e do Piauí (340 MW médio) forma os que apresentaram aumento na geração por fonte eólica.

A geração eólica cresceu 12,6% no comparativo anual, fornecendo à rede elétrica mais de 9 mil megawatts médios. Atualmente, o país conta com 891 parques eólicos, que juntos somam mais de 25 mil megawatts de capacidade instalada.

A produção de energia a partir da biomassa, que tem como principal matéria-prima o bagaço da cana-de-açúcar, registrou um leve aumento de 0,3%. Com isso, este tipo de fonte entregou ao sistema quase 3 mil MW médios em 2022. Atualmente existem 321 usinas deste tipo, com capacidade instalada total de 14.927 MW.

Fontes não renováveis

Em relação à geração por fontes não renováveis foi de 5.373 MW médio, a maior participação foi por fonte térmica a gás, com 45,0% (2.419 MW médio), seguidp de fonte nuclear com 28,3% (1.522 MW médio), carvão mineral com 12,8% (690 MW médio) e as demais fontes (térmica, GNL, óleo, gás/óleo, importação e reação exotérmica) com 13,8% (743 MW médio).

(Com Agência Brasil)

ENGIE e John Deere fecham contrato de fornecimento de energia renovável

Parceria está em linha com meta assumida pela companhia para redução das emissões de gases de efeito de estufa

A ENGIE Brasil Energia anunciou, nesta segunda-feira (13), que fechou um contrato de fornecimento de energia renovável com a John Deere, que atua na distribuição de equipamentos para agricultura, construção e silvicultura.

Ao adquirir eletricidade incentivada da ENGIE, a John Deere prioriza o investimento na construção de sistemas de produção de energias limpas. Todas as suas unidades produtivas no Brasil, sendo oito fábricas e quatro unidades corporativas, já utilizam essa fonte renovável.

A parceria permitiu à empresa avançar na meta estipulada para o ano, de redução em 15% das emissões de gases de efeito de estufa com abastecimento de 50% de eletricidade renovável e excelência na eficiência energética. O próximo foco é o gerenciamento de métricas para chegar a zero nas emissões de CO2.

“Liderar a transição energética é um propósito que extrapola a nossa própria atuação e segue em linha com as metas de sustentabilidade de grandes empresas, como a John Deere. Para nós, é uma grande alegria sermos escolhidos como parceiros nesta jornada de descarbonização”, comenta Gabriel Mann, diretor de Comercialização da ENGIE Brasil Energia. Fonte: Canal Solar

Setor naval prepara propostas para governo Lula

Retomada das construções geraria centenas de milhares de empregos.

O Sindicato Nacional da Indústria Naval e Offshore (Sinaval) realizou a primeira reunião de trabalho de associados para estudar propostas do setor a serem enviadas ao ministro da Fazenda, Fernando Haddad.

Como o Monitor Mercantil publicou semana passada, levantamentos feitos pelo economista Cloviomar Cararine, do Dieese (subseção FUP), mostram que para cada R$ 1 bilhão investido pela Petrobras na construção de plataformas são gerados em torno de 26,3 mil empregos diretos e indiretos; e cada 1% de conteúdo nacional na construção offshore equivale à criação de cerca de 3,9 mil empregos.

Pelos cálculos do especialista, na plataforma P-80, que está sendo feita no exterior, caso seja cumprido o índice de 25% de conteúdo local, poderiam ser gerados cerca de 395 mil empregos diretos e indiretos, sendo em torno de 296 mil fora do país e 98 mil no Brasil. Se o índice de conteúdo nacional voltasse a 40%, seriam 156 mil postos de trabalho de qualidade gerados no País. Fonte: Monitor Mercantil

Petróleo: o enorme impacto econômico e social das “junior oils”

As operadoras independentes de óleo e gás pagaram cerca de R$ 1 bilhão em royalties, no ano passado, e geraram 315 mil empregos totais nas regiões onde atuam

Uma das maiores reservas de petróleo do mundo se encontra no fundo dos oceanos brasileiros. O que muita gente não sabe é que o país tem enormes oportunidades nessa área também em terra firme. Segundo o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), o mercado onshore é responsável por 6% da produção total de petróleo e gás natural no Brasil. Outro dado que fala por si: entre 2016 e 2022, as operadoras independentes foram responsáveis pelo aumento de cerca de 30% da produção em terra.

“Além de impulsionar a retomada dos investimentos no onshore brasileiro, as produtoras independentes estão ajudando a transformar a realidade econômica e social das regiões nas quais elas atuam”, diz Anabal Santos, secretário executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP). “Essas companhias se transformam no principal motor de desenvolvimento local, seja com empregos diretos ou indiretos”.

De acordo com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), cada emprego gerado nesse setor dá origem a nove indiretos ou até 36 no total, se considerarmos os empregos efeito-renda.

Não à toa, municípios como Macaé, no Rio de Janeiro, e Mossoró, no Rio Grande do Norte –conhecidos pela exploração e produção de petróleo e gás – ocupam boas posições nos rankings de pleno emprego e de empreendedorismo.

Os contratos para E&P, via de regra, são constituídos por duas fases: exploração e produção. A fase de exploração precede a fase de produção e tem por objetivo descobrir e avaliar jazidas de petróleo e/ou gás natural.

O contrato estabelece um prazo, usualmente dividido em períodos exploratórios, durante o qual o concessionário ou contratado deve desenvolver atividades exploratórias de geologia e geofísica, visando ao maior conhecimento sobre os blocos adquiridos. Também é nessa fase que o concessionário ou contratado realiza as avaliações de descobertas e, caso conclua por sua viabilidade econômica, declara a comercialidade das áreas.

Já a fase de produção é dividida em duas etapas: de desenvolvimento e produção. A primeira significa a implantação de toda a infraestrutura necessária à efetiva produção do campo. Na segunda, já com a infraestrutura instalada, o campo passa a produzir os insumos para abastecer o mercado. Esta etapa é a mais longa de todo o ciclo de vida de um campo de petróleo, podendo se estender por décadas a depender da capacidade produtiva do campo.

Atualmente, as empresas do gênero, como PetroReconcavo, 3R, Eneva, Seacrest e Origem, operam em 179 campos. E obtiveram um crescimento considerável nos últimos anos em razão da compra de ativos da Petrobras.

Tudo começou com o plano de desinvestimento da petroleira iniciado em 2015, no governo de Dilma Rousseff. Graças a ele, a produção em bacias terrestres, que entrou em declínio a partir de 2012, voltou a crescer, e muito – agora com novos players.

Para ter uma ideia, as “junior oils”, como as companhias independentes do setor são conhecidas, geram cerca de 315 mil empregos totais, além de capacitar parte considerável desses profissionais. Em 2022, essas empresas pagaram cerca de R$ 1 bilhão em royalties para os municípios nos quais atuam, contribuindo decisivamente para o progresso econômico e social de inúmeras regiões do país, muitas delas esquecidas pelo poder público.

E pelas contas da ABPIP, o total de óleo e gás produzido atualmente pelas operadoras independentes equivale a 150 mil barris por dia. A associação enxerga, no entanto, que há potencial para ampliar a produção para 500 mil até 2029.

Até essa data, a entidade estima que as companhias associadas deverão investir R$ 40 bilhões para aumentar a produção, maximizar o fator de recuperação e ampliar a vida útil dos campos terrestres.

A consultoria Wood Mackenzie tem previsões ainda mais otimistas, com estimativas de que as operadoras independentes deverão investir US$ 10 bilhões (ou R$ 51 bilhões) em projetos já vendidos pela Petrobras. E prevê que a produção das companhias do setor onshore deverá saltar para 485 mil barris por dia em cinco anos. “As perspectivas são todas favoráveis”, afirma o secretário executivo da ABPIP. “Essas empresas estão criando um ambiente de negócios mais diversificado e competitivo, e deixando o mercado mais aberto”.

Convém lembrar que nas três primeiras rodadas da Oferta Permanente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), 109 blocos exploratórios e 13 áreas com acumulações marginais foram arrematados por companhias independentes.

Mais: essas empresas têm sido fundamentais para ampliar a oferta de gás. Os estados do Nordeste, em muitos casos, registraram aumento de competitividade industrial por meio de contratos mais atrativos com as distribuidoras locais. E o Rio Grande do Norte não deixa mentir. Desde o início de 2022, o estado dispõe do gás natural mais barato do país – é produzido, obviamente, por operadores independentes.

“Junior oils”: ESG na prática

Além de contribuir com a economia das regiões em que atuam, as pequenas e médias empresas estão engajadas em projetos que visam acelerar o desenvolvimento local. A PetroReconcavo, por exemplo, mantém o Ciranda Viva Recôncavo, na Bahia, e o Viva Sabiá, no Rio Grande do Norte.

O primeiro projeto promove ações em prol da educação ambiental, da segurança alimentar, da leitura e do esporte. O segundo projeto visa preservar recursos naturais e ampliar o acesso à água potável, o que está sendo feito com a implementação de um engenhoso sistema de purificação que se vale da radiação solar. Essa iniciativa foi ampliada por meio de uma parceria com a Fundação Banco do Brasil, em dezembro de 2022.

Já a Origem Energia, que atua na Bahia, Alagoas, Espírito Santo e Rio Grande do Norte, criou o Projeto Ser+. O programa oferece educação empreendedora nas regiões onde a empresa marca presença, além de realizar a gestão de resíduos com cooperativas locais de reciclagem.

A 3R Petroleum, por sua vez, está à frente de iniciativas que combatem a fome no Rio de Janeiro, na Bahia e no Rio Grande do Norte, além de ter firmado parcerias com o Instituto da Criança e com a ONG Júnior Achievement.

A Seacrest, atuante no Espírito Santo, apoia entidades comunitárias locais e ações em prol da educação e do esporte. E a Eneva investiu mais de R$ 4 milhões em projetos sociais e ambientais que visam estimular a agricultura familiar, a educação e a redução do analfabetismo.

Como se vê, o impacto positivo gerado por todas as empresas ligadas ao setor está apenas começando.

Fonte: Exame

Opep mantém estimativa de aumento da produção de combustíveis líquidos pelo Brasil

Agência Estado

A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) manteve a previsão de que o Brasil irá elevar a produção de líquidos, o que inclui biocombustíveis, em 200 mil barris por dia (bpd), para uma média de 3,9 milhões de bpd, em 2023. Os valores constam em relatório mensal divulgado nesta terça-feira, 14.

Em relação ao resultado de 2022, a estimativa segue de crescimento de 200 mil bpd, para 3,7 milhões de bpd. EUA, Rússia, Canadá, Guiana e China também se destacaram.

Segundo o documento, o crescimento do ano passado foi impulsionado pelo aumento contínuo do Campo Sépia e pela entrada em operação do Mero 1 no pré-sal da bacia de Santos, além do Peregrino (Fases 1 e 2) na bacia de Campos.

Para 2023, a Opep espera que o Brasil seja um dos grandes impulsionadores do crescimento da oferta de líquidos, junto a EUA, Noruega, Canadá, Cazaquistão e Guiana. No país, a previsão segue de que a oferta de petróleo bruto deverá aumentar nos campos de Mero (Libra NW), Búzios (Franco), Tupi (Lula), Peregrino, Sépia, Marlim e Itapu (Florim).

“No entanto, espera-se que a manutenção das offshores cause algumas interrupções nos principais campos”, detalha o relatório.

O cartel acrescenta que a “Petrobras avançou no plano de renovação da bacia de Campos, iniciando dez novos poços produtores e quatro poços injetores para expandir a produção”.

PIB

A Opep manteve suas previsões para o crescimento do Produto Interno do Brasil (PIB) em 2022, de 2,8%, e em 2023, de 1%. Segundo a Opep, o crescimento de 2022 foi apoiado significativamente por medidas fiscais eleitorais e pelos preços mais altos das commodities, mas o fim do ano foi marcado por uma desaceleração, o que deve continuar em 2023.

A organização também destaca que o governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva anunciou planos “ambiciosos” para consolidar o orçamento que, se bem-sucedidos, poderão criar uma base sólida para o crescimento deste e dos próximos anos.

Ainda segundo o relatório, “um crescimento potencialmente maior em 2023 pode ser apoiado por uma inflação mais baixa, e, consequentemente, por uma política monetária mais acomodatícia, condições mais fortes de mercado de ativos e por otimismo empresarial”.

O cartel indica que a atual situação monetária e fiscal do país está sob controle, mas reforça a existência de desafios à economia em 2023 e nos próximos anos, de forma que os desenvolvimentos fiscais “precisarão ser monitorados de perto”.

UE proíbe veículos novos movidos a combustíveis fósseis a partir de 2035

Reuters

O Parlamento Europeu aprovou formalmente nesta terça-feira, 14, uma lei que proíbe a venda de veículos novos a gasolina e diesel na União Europeia a partir de 2035, com o objetivo de acelerar a mudança para veículos elétricos.

As regras exigem que, até 2035, as montadoras de veículos atinjam um corte de 100% nas emissões de CO2 de carros novos, o que poderá tornar impossível a venda de modelos novos movidos a combustível fóssil no bloco de 27 países.

A lei também estabelecerá um corte de 55% nas emissões de CO2 para carros novos vendidos a partir de 2030 em relação aos níveis de 2021, muito acima da meta existente de 37,5%.

“Os custos operacionais de um veículo elétrico já são mais baixos do que os custos operacionais de um veículo com motor de combustão interna”, disse o principal negociador do parlamento sobre as regras, Jan Huitema. A aprovação final está prevista para março.

Vans novas deverão cumprir um corte de 100% de CO2 até 2035 e um corte de 50% até 2030, em comparação com os níveis de 2021.

O presidente-executivo da Volkswagen, Thomas Schaefer, disse no ano passado que a partir de 2033 a marca só produzirá carros elétricos na Europa.

Ainda assim, o acordo final inclui algumas flexibilidades, incluindo que pequenas montadoras que produzem menos de 10 mil veículos por ano poderão negociar metas mais baixas até 2036.

Kate Abnett

Refinarias independentes temem rombo de R$ 5 bilhões com fim de isenção do PIS/Cofins

Agência Estado

As refinarias independentes querem que o governo reedite a Medida Provisória 1157/23, que prorrogou a isenção de tributos federais para o diesel e o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), para incluir a compra de petróleo no benefício tributário.

De acordo com Evaristo Pinheiro, representante da recém-criada Refina Brasil, associação que reúne as seis refinarias independentes brasileiras, se isso não acontecer essas empresas podem amargar um rombo de até R$ 5 bilhões ao longo de 2023, e o mercado corre risco de desabastecimento.

Em março de 2022, o governo Bolsonaro editou medida isentando todos os combustíveis dos impostos federais até o final do seu governo, para conter a inflação. Ao assumir em janeiro deste ano, o governo Lula decidiu prorrogar a medida até 28 de fevereiro para gasolina, etanol, Gás Natural Veicular (GNV), Querosene de aviação (QAV) e a compra de petróleo, enquanto o diesel e o GLP terão o benefício até 31 de dezembro.

Para o mercado, o risco de não incluir a compra de petróleo nessa isenção, além do aumento de preço, é o desabastecimento, alerta Pinheiro, explicando que as refinarias trabalham com uma margem apertada e não terão capital de giro para sustentar o desequilíbrio tributário.

Ele informa que quando ocorreu problema semelhante na edição da Lei Complementar 192/22, que incluía gasolina, etanol, GNV e QAV, as refinarias amargaram imenso acúmulo de crédito, drenando todo o capital de giro.

Somente a Refinaria Mataripe, na Bahia, a maior delas, controlada pela Acelen e responsável por 14% do mercado de refino no país. Os créditos acumulados pelo descasamento tributário chegam a R$ 1,5 bilhão e o ressarcimento é esperado há sete meses. De acordo com Pinheiro, a Receita Federal pode levar até três anos e meio para ressarcir esses valores.

Ao todo, as refinarias independentes correspondem a 20% de todo derivado de petróleo consumido no país. A grande maioria compra petróleo da Petrobras.

“Como são independentes e a Petrobras tem 80% do mercado, essas refinarias não conseguem repassar os preços (para os postos de abastecimento) e vão ter que reduzir a carga processada, o que vai demandar mais importações da Petrobras e consequentemente, aumento de preços para evitar o desabastecimento”, informa Pinheiro.

A associação já procurou os ministérios de Minas e Energia, da Casa Civil e da Indústria e Comércio, mas até o momento não houve sinalização sobre uma solução para o pleito.

A discussão acontece em um momento em que o preço do petróleo registra grande volatilidade, com altas e baixas sucessivas devido a incertezas em relação à economia global, à recuperação da economia chinesa e às consequências da guerra na Ucrânia.

Denise Luna

Sistema de Monitoramento Sísmico Permanente no campo de Mero é assinado entre a Petrobras, Alcatel Submarine e Maersk

Redação TN Petróleo, Agência Petrobras

A Petrobras fechou contrato com o consórcio formado pelas empresas Alcatel Submarine Networks e Maersk, para a construção e instalação do Sistema de Monitoramento Sísmico Permanente (SMSP) do campo de Mero, na Bacia de Santos.

O projeto SMSP de Mero possui características inéditas no Brasil e incorpora o estado da arte em tecnologias de monitoramento sísmico 4D, com as quais registros sísmicos obtidos em diferentes datas são empregados para acompanhar o comportamento dos reservatórios ao longo do tempo.

Os dados adquiridos com o SMSP possibilitarão aprofundar o conhecimento sobre a distribuição de fluidos no reservatório e proporcionar uma maior eficiência na produção do petróleo do campo de Mero.

O contrato firmado com o consórcio contempla a construção e instalação de 400 quilômetros de fibras ópticas, distribuídas em uma área de aproximadamente 200 km² no leito oceânico. As fibras ópticas serão conectadas ao FPSO Sepetiba que, em conexão com os escritórios da Petrobras, permitirá o acesso remoto e instantâneo aos dados gerados pelo sistema de monitoramento. A instalação deste sistema terá início em 2024.

O campo unitizado de Mero é operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda (19,3%), TotalEnergies EP Brasil Ltda (19,3%), CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda (9,65%), CNOOC Petroleum Brasil Ltda (9,65%) e Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) (3,5%), como representante da União na área não contratada.

ANP cria página sobre o andamento do Grupo de Trabalho

Redação TN Petróleo, Agência ANP

A ANP publicou uma página que divulga o andamento das atividades do Grupo de Trabalho (GT) criado para monitorar a situação do Polo Bahia Terra e articular as ações necessárias à retomada gradual, completa e segura de sua produção. A página pode ser acessada em: clique aqui!

Por motivos de segurança, 38 das instalações que compõem o Polo, operado pela Petrobras, foram interditadas pela ANP em dezembro de 2022.

O objetivo da página é dar transparência às ações do GT e ao andamento da retomada das atividades no Polo. Nela, está contido o cronograma de ações apresentado pela Petrobras como resultado dos seus melhores esforços à regularização da situação.

Na tabela presente na página, correspondente a esse cronograma, são informadas as datas atuais previstas de entrega à Agência, pela empresa, da documentação relativa a cada instalação. Essa documentação tem como objetivo comprovar o atendimento às condicionantes apresentadas pela ANP para que cada instalação possa retomar a operação, e será analisada pela Agência. Adicionalmente, será informado o status atualizado do resultado das análises da ANP.

As instalações serão desinterditadas gradualmente, conforme sejam cumpridas, pela Petrobras, as condições estabelecidas pela Agência.

Também serão divulgadas na página fatos relevantes sobre o assunto, como, por exemplo, a retomada de produção dos campos.

São 28 campos terrestres que tiveram sua produção paralisada: Araçás, Buracica, Canário da Terra, Canário da Terra Sul, Cantagalo, Cidade de Entre Rios, Fazenda Alvorada, Fazenda Azevedo, Fazenda Bálsamo, Fazenda Boa Esperança, Fazenda Imbé, Fazenda Panelas, Guritã, Guritã Sul, Jandaia, Lamarão, Leodório, Malombê, Mandacaru, Massapê, Riacho da Barra, Riacho Ouricuri, Rio da Serra, Rio do Bu, Rio Itariri, Rio Sauipe, Tangará e Taquipe.

A Agência entende que não pode se furtar ao seu dever de fazer cessar as situações de risco grave e iminente aos trabalhadores, à população e ao meio ambiente, mas, ao mesmo tempo, não medirá esforços para que a retomada da produção ocorra o mais rapidamente possível.

Equinor inicia campanha de instalação marítima no campo de Bacalhau

Serviços de EPCI estão sendo executados pela Subsea Integration Alliance

Redação TN Petróleo/Assessoria

A Equinor informa que iniciou a campanha de instalação marítima no campo de Bacalhau, localizado na Bacia de Santos. O trabalho é executado em um contrato integrado de EPCI (Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação) com a SIA (Subsea Integration Alliance, uma aliança entre OneSubsea® e Subsea7).

O Seven Pacific, navio de construção/flex-lay da Subsea7, capaz de operar em profundidades de até três mil metros, é o primeiro navio de instalação marítima trabalhando no ativo, instalando infraestruturas pertencentes ao escopo de Surf (subsea umbilicals, risers e flowlines). A campanha deve ser concluída em dois anos.

Além do Seven Pacific, três outros navios de construção principais trabalharão em Bacalhau para completar o campo para receber o FPSO, juntamente com outros navios de apoio. Ao mesmo tempo, a área também está recebendo a West Saturn, a primeira sonda de perfuração de Bacalhau, que está trabalhando desde novembro de 2022 na fase de perfuração do campo. A Valaris DS-17, segunda sonda de perfuração, começará suas atividades este ano.

Como parte do projeto, a Equinor está apoiando uma aliança científica entre a Subsea7 e o National Oceanography Centre - NOC, o BORA Blue Ocean Research Alliance®, financiando e adaptando ao Seven Pacific uma BORAbox®, dispositivo que coletará dados de Variáveis Oceânicas Essenciais (EOV) no campo. A BORAbox® consiste em sensores de pH e alcalinidade total (TA) e um sensor CTD (conductivity, temperature and depth) para fornecer medições de temperatura, salinidade e profundidade, que transmitem dados diariamente. De forma integrada às operações rotineiras, os dados estão sendo transferidos com sucesso para os cientistas, paralelamente ao período operacional.

Este é um ótimo exemplo de colaboração entre a Equinor, a Subsea7 e seu parceiro científico National Oceanography Centre, apoiando o foco das empresas em sustentabilidade, para aprender mais sobre o oceano, o que é de extrema importância para compreender o impacto das mudanças climáticas nos ecossistemas e no meio ambiente. Os dados da campanha do Seven Pacific serão acessíveis a cientistas e universidades locais do Brasil e globais, para melhor compreensão dos nossos oceanos.

"O início da campanha marítima é um marco muito relevante para Bacalhau, que é um projeto-chave para a Equinor. A campanha de instalação marítima é mais um passo na jornada para ser o primeiro operador internacional a desenvolver um campo no pré-sal brasileiro. Para permitir uma execução segura e sustentável do projeto, é essencial que possamos apoiar a sociedade com dados sobre o oceano", diz Trond Stokka Meling, Diretor do projeto Bacalhau, da Equinor.

"Os projetos da Subsea Integration Alliance nos levam a áreas do oceano raramente visitadas pelos cientistas. Adicionando sensores inovadores aos ROVs (Remotly Operated Vehicles), podemos coletar dados em locais inacessíveis, ampliando o alcance global das observações do oceano. Com foco nas variáveis oceânicas essenciais (EOVs), as medições terão um alto impacto em escala global. Os dados coletados são compartilhados e analisados por cientistas oceanográficos no National Oceanography Centre. Toda informação validada é formalmente disponibilizada para a comunidade científica global", disse Olivier Blaringhem, CEO da Subsea Integration Alliance.

Bacalhau é um ativo de classe mundial na área do pré-sal brasileiro, na Bacia de Santos. É o primeiro projeto a ser desenvolvido por um operador internacional no pré-sal do Brasil e onde a Equinor usa sua competência global e conhecimento local para gerar valor e garantir baixas emissões. Bacalhau gerará efeitos positivos na cadeia de suprimentos e oportunidades de emprego local. O projeto deve gerar cerca de três mil empregos durante sua fase de desenvolvimento, o que significa valor local para o Brasil.

Localizado a 185 km da costa do município de Ilhabela/SP, no estado de São Paulo, Bacalhau é um reservatório de carbonato de alta qualidade, contendo óleo leve com contaminantes mínimos. O campo contará com um dos maiores FPSOs do Brasil com capacidade de produção de 220.000 barris por dia e sistema de manipulação/injeção de gás de 15,0 mm scm³/d.

O FPSO de Bacalhau será o primeiro do tipo no Brasil a usar turbinas de ciclo combinado, uma metodologia que melhora a eficiência energética ao reduzir as emissões de CO2 em 110.000 toneladas por ano.

Parceiros em Bacalhau: Equinor 40% (operador), ExxonMobil 40%, Petrogal Brasil 20% e Pré-sal Petróleo SA (Companhia Governamental, Gerente PSA).

Participação especial: arrecadação tem queda devido ao preço do petróleo e do gás

Redação TN Petróleo, Agência ANP

No 4º trimestre de 2022, a arrecadação de participação especial (PE) no Brasil foi de R$ 10,5 bilhões. Os dados foram divulgados pela ANP e podem ser conferidos aqui.

A PE arrecadada no 4º trimestre caiu 19% em comparação ao 3º trimestre de 2022. A redução ocorreu em função das quedas dos preços de referência do petróleo e gás natural, adotados para apuração de PE, que foram impactados pela redução da cotação no mercado internacional do brent, de 12%, e do Henry Hub, de 30%.

O brent é uma classificação de petróleo cru. Trata-se de um petróleo mais leve, negociado na Bolsa de Londres e produzido no mar do norte da Europa e na Ásia. Já o Henry Hub é um ponto de negociação de gás natural na América do Norte, um gasoduto de conexão que transporta gás por toda costa do Golfo dos EUA.

A participação especial é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural para campos de grande volume de produção, sendo apurada trimestralmente com base na receita líquida da produção de cada campo, consideradas as deduções previstas na legislação aplicável.

Veja abaixo os valores de arrecadação de PE, em cada campo, no 3º e nos 4º trimestres de 2022:

Veja também a variação nos valores do brent e do Henry Hub:

Bioquerosene de aviação é novo subproduto de valor da cana-de-açúcar

Etanol de cana-de-açúcar produzido no Brasil foi reconhecido pela EPA como sustentável para a produção de bioquerosene de aviação

RPA News

A Agência Ambiental Americana (EPA) publicou em seu site, no dia 12 de janeiro, a primeira avaliação da sustentabilidade do combustível de aviação produzido a partir de etanol de cana-de-açúcar do Brasil. Este é considerado um passo decisivo para destravar uma agenda de investimentos.

A avaliação da EPA foi resultado de uma revisão científica feita pela Agroicone em parceria com o professor Joaquim Seabra, da Unicamp. A Raízen contribuiu com esses estudos a partir de dados e evidências mapeados em suas operações, coordenados por Paula Kovarsky, enquanto a União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia (Unica) representou o setor nesse processo junto ao órgão regulador americano.

Segundo o sócio e pesquisador sênior da Agroicone, Marcelo Moreira, o Brasil terá novas oportunidades no mercado internacional. “O ganho de escala necessário traz oportunidades para muitas empresas e vai necessitar de um conjunto de tecnologias, desde que sejam altamente eficientes em termos de uso da terra (como o uso de áreas degradadas, alta produtividade, produção em múltiplas safras e aproveitamento de resíduos), para que consigam aproveitar o potencial que o Brasil possui e estejam completamente desassociadas do desmatamento”, afirma ele.

O desafio da transição energética no transporte de longa distância criou uma “corrida do ouro” na forma de um ambiente altamente competitivo em busca de soluções efetivas. De acordo com a Agroicone, reduzir emissões de gases de efeito estufa (GEEs) nos setores de aviação, transporte marítimo e de cargas é essencial para que se possa cumprir os compromissos na agenda do clima, em particular pelos países desenvolvidos.

Ao contrário do setor de transporte leve, onde há uma disputa tecnológica entre eletrificação e combustíveis líquidos de baixa emissão, nesses setores existe consenso científico e político sobre a necessidade do uso de combustível líquido. No longo prazo, será um mercado promissor para os biocombustíveis e quem conseguir alcançar a liderança tecnológica estará em situação muito privilegiada.

Particularmente nos Estados Unidos, o governo federal instituiu robustos incentivos financeiros para quem conseguir produzir bioquerosene de aviação (BioQav) de baixa emissão de carbono e em larga escala. Como resultado, o setor privado americano se lançou em uma investigação global na busca de biomassas capazes de atender os requisitos ambientais e de redução de emissões. Ao longo de 2022 houve grande interesse dessas empresas por biomassa e combustível de alta performance ambiental no Brasil e, afinal, encontraram um porto seguro no etanol de cana-de-açúcar.

O bioquerosene de cana-de-açúcar já havia sido avaliado e aprovado no âmbito multilateral no programa Corsia (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation), mantido pela Organização da Aviação Civil Internacional (ICAO), que é uma agência especializada da Organização das Nações Unidas (ONU). O reconhecimento pela EPA ratifica a sustentabilidade do produto brasileiro, facilitando o acesso aos recursos financeiros disponibilizados pelos governos.

Revisão científica

Em 2010, quando o etanol de cana-de-açúcar brasileiro foi primeiramente reconhecido pela EPA como um biocombustível avançado, todas as atenções estavam voltadas para as emissões de uso da terra (desmatamento indireto) e para a redução de 50% de emissões para o etanol em comparação com a gasolina. O Brasil obteve uma revisão significativa e suficiente para a classificação do seu produto.

Todavia, essa análise continha erros de avaliação relacionados ao teor de nitrogênio na palha da cana-de-açúcar, à dupla contagem das mudanças de uso da terra e às emissões do transporte. Os pesquisadores brasileiros já conheciam esses detalhes, que não tinham impacto para a classificação desse biocombustível como avançado para o transporte leve.

O desafio de viabilizar biocombustíveis de aviação em larga escala trouxe a necessidade de revisitar essa análise e, em abril de 2022, a Agroicone, com colaboração do professor Joaquim Seabra, da Raízen e da Unica, fez o envio de informações técnicas do setor.

“O grosso das reduções diz respeito ao teor de nitrogênio na palha da cana, algo que já saltava aos olhos em 2010”, explica o sócio e pesquisador sênior da Agroicone, que coordenou essas pesquisas.

Dessa forma, o etanol de cana-de-açúcar brasileiro foi também reconhecido pela EPA como sustentável para a fabricação do bioquerosene de aviação. “A nova avaliação publicada no site da EPA, inclusive, reproduz os argumentos da nota técnica que nós enviamos”, destaca Moreira.

Plataforma integrada de baixo carbono

Moreira ainda avalia que, embora nesse momento a autorização tenha sido concedida a uma empresa norte-americana interessada no produto brasileiro, isso certamente abrirá muitas outras oportunidades de negócios no Brasil.

“Dificilmente uma única empresa ou cultura agrícola conseguirá dar conta sozinha dos enormes desafios de redução de emissões que o mundo precisa”, afirmou ele.

Já a vice-presidente de estratégia e sustentabilidade da Raízen, Paula Kovarsky, acredita a validação pela EPA da primeira rota para a produção de bioquerosene de aviação a partir do etanol de cana-de-açúcar brasileiro é um marco muito importante para o agronegócio nacional, para o setor de transportes e para o mercado como um todo.

“Estamos muito contentes por ter colaborado com os especialistas e empresas neste processo para mostrar, a partir de dados e evidências mapeados nas nossas operações, que o etanol brasileiro tem um potencial de descarbonização muito além do que a instituição havia considerado anteriormente para o biocombustível. Essa conquista mostra mais uma vez que a nossa pegada de carbono e prática agrícola de produção é eficiente e pode contribuir significativamente para a transição energética e descarbonização global”, disse.

Para Kovarsky, o movimento reafirma o argumento de que o desafio de descarbonização global precisa de soluções diversas, que valorizem as vocações naturais de cada região. “Os biocombustíveis em geral e o nosso etanol em particular tem e terão papel muito relevante nessa jornada”, complementa.

Governo Lula deve retomar liderança na articulação política e avançar transição energética

Leandro Gabiatti afirmou durante 2º Meet Up da Comunidade CanalEnergia que forma de buscar soluções às agendas deverá ser significativamente diferente do visto nos últimos 7 anos

MAURÍCIO GODOI, DA AGÊNCIA CANALENERGIA

O terceiro mandato do presidente Lula deverá retomar o protagonismo de atuação do Executivo diante do legislativo, diferentemente do que foi a prática do último governo. Essa é a avaliação do cientista político Leandro Gabiatti, durante o segundo Meet Up da Comunidade CanalEnergia no WhatsApp, evento realizado na última quarta-feira, 15 de fevereiro. Com essa perspectiva em vista, o executivo acredita que as pautas do governo deverão ser retomadas diante do que é o plano do PT à frente da Presidência, entre eles, o avanço destacado da transição energética, um ponto que é transversal a diversas pastas de atuação, não se limitando apenas ao Ministério de Minas e Energia.

Gabiatti afirmou que o fato de ainda não se ter uma sinalização de agenda prioritária do MME nesse momento não deve representar um problema que possa leva o legislativo a ter uma atuação mais incisiva quanto à formulação de políticas públicas ou de regulação do setor elétrico, como foi feito, principalmente, nos mandatos de Michel Temer e de Jair Bolsonaro.

Ele não vê problemas na demora pela escolha do secretário-executivo por parte do MME. “As pessoas têm que entender que a política tem o seu tempo de atuação. Estamos com pouco mais de 45 dias de governo e sem a indicação, mas não vejo problema nisso porque esse governo é marcado pela negociação e a política é assim, o governo Lula, assim como os seus mandatos anteriores foram caracterizados pela articulação política que demora e está no tempo dela, que é diferente do timing de empresas”, afirmou ele.

Gabiati lembra que a nomeação de Thiago Barral e Gentil de Sá para secretarias do MME mostram que a escolha deverá estar no campo técnico para o número 2 do ministério. E destacou que o mercado como um todo gostou desses dois nomes por serem profissionais de renome no mercado e que possuem alta qualificação no setor, características que deverão permear a escolha do secretário-executivo. Contudo, esse nome deverá ficar mesmo para depois do carnaval.

Na agenda de governo, Gabiatti citou que o setor elétrico concorre com agendas econômicas e que são mais sensíveis à politica. Estão nesse hall de assuntos, a reforma tributária, questões relacionadas às metas de inflação. Esses assuntos acabam tendo um apelo mais forte e de maior alcance, mas diz que as pautas como eólica offshore, créditos de carbono e até mesmo o PL 414 podem avançar no país. E avaliou que assuntos relacionados a ‘costumes da sociedade’ não devem ser encaminhados.

O Meet Up foi realizado via plataforma Teams e reuniu os membros da Comunidade CanalEnergia no aplicativo WhatsApp onde há discussões e interações entre os membros que fazem parte desse grupo.

“Última gota de petróleo da Shell no mundo sairá do Brasil”, diz presidente da empresa no Brasil

Para tanto, o CEO no Brasil diz que o País precisa acelerar as licenças para investimentos em petróleo e gás e correr com o marco da energia eólica offshore

Por

Estadão Conteúdo

No Brasil há 110 anos, a Shell prevê que a última gota de petróleo extraída pela empresa no mundo deve vir daqui, onde ainda pretende operar por muitos anos e completar a transição energética para fontes renováveis. Para tanto, o presidente da companhia no Brasil, Cristiano Pinto da Costa, diz que o País precisa acelerar as licenças para investimentos em petróleo e gás e correr com o marco regulatório da energia eólica offshore (em alto-mar), sob risco de o capital que poderia ser investido no Brasil ir para outros países onde a empresa atua.

“O Brasil é hoje para a companhia um país prioritário”, afirma Pinto da Costa na primeira entrevista exclusiva desde que assumiu a direção da empresa, em agosto de 2022. Engenheiro químico de formação, o executivo está há 18 anos na petroleira e atuou na sede, em Londres, e em praças como Haia e Houston, antes de voltar ao Brasil, em 2018.

“A Shell continua a ter muito investimento nos campos onde atua (no Brasil), além de novas unidades de produção. O E&P (exploração e produção) ainda é e vai continuar a ser o carro-chefe da companhia no Brasil, mas damos passos concretos para abrir novas frentes de negócios, em linha com a estratégia do grupo de já se preparar para a transição energética”, diz ele ao Estadão.

Atualmente, a Shell tem 14 navios-plataforma ativos, outros três já contratados e mais três planejados para serem incorporados no futuro. “Visualizamos 20 unidades de produção até o fim da década”, comenta o presidente da Shell no Brasil.

Sem faltar a nenhum leilão no Brasil desde 1999, quando começaram as licitações de exploração de petróleo e gás no setor, quebrando o monopólio de décadas da Petrobras, a Shell é hoje a maior produtora de petróleo privada no Brasil, com média de 400 mil barris diários. O recorde, de 448 mil barris em um dia, aconteceu em 9 de outubro do ano passado. E a tendência é crescer.

A lista de 32 países onde a Shell produz petróleo atualmente será reduzida para nove, e o Brasil está entre os escolhidos. Também estão na lista Brunei, Estados Unidos, México, Reino Unido, Nigéria, Cazaquistão, Omã e Malásia. Com isso, os investimentos locais também devem subir, afirmou Costa.

“Quando tem uma concentração do número de países, o porcentual por país vai subir. Então, proporcionalmente, é capaz de que isso aconteça”, avalia.

O motivo para o otimismo é a grande produtividade dos campos do pré-sal, onde está desde o começo em parceria com a Petrobras. Como exemplo, Costa destaca a produção da plataforma Mero 1, na Bacia de Santos. “É um FPSO (unidade flutuante de armazenamento e transferência) enorme, de 180 mil barris, que atingiu o platô em pouco mais de oito meses de produção com apenas quatro poços. É difícil achar algo parecido no mundo”, disse.

O executivo aponta que, quanto maior a produtividade de um campo, mais baixa a intensidade de carbono gerado por barril comparado a outros países, o que ajuda a prolongar a vida da produção no Brasil.

“Do ponto de vista competitivo, tanto de custo de produção quanto de intensidade de carbono, os barris de petróleo produzidos em águas profundas no Brasil e no pré-sal vão ser os mais competitivos e consequentemente os mais resilientes no longo prazo. Outras fontes de produção de óleo e gás vão fechar antes. A nossa vai ser uma das últimas”, prevê.

Futuro da exploração

Pinto da Costa reforça que a Shell segue com o foco na exploração das bacias de Campos e Santos, onde tem perfurações marcadas. Mas não descarta uma fronteira que o País ainda não explorou devido a questões ambientais: a Margem Equatorial. Para Costa, é preciso verificar se existe potencial a ser realizado na região, principalmente depois de grandes descobertas em países fronteiriços, como Guiana e Suriname. Ele destaca que este será um dos grandes temas a serem tratados pelo governo Lula por ser estratégico e atrair investimentos, empregos e impostos.

“Dentro do Brasil, ainda há potencial exploratório em Campos e Santos, mas o País vai ter de começar a olhar em outras bacias porque está ficando claro para todos que o potencial de Santos e Campos está chegando no seu limite”, avalia.

Nos últimos cinco anos, a Shell Brasil investiu R$ 36 bilhões no Brasil, com uma média anual de US$ 1 bilhão a US$ 2 bilhões. A produção brasileira corresponde a algo entre 10% e 12% da produção global da petroleira. No mundo, a empresa investe anualmente entre US$ 7 bilhões e US$ 8 bilhões no negócio de upstream (exploração e produção) e de US$ 3 bilhões a US$ 4 bilhões em energia renovável, além de US$ 5 bilhões a US$ 6 bilhões no braço de gás e petroquímica.

Eólica offshore

O executivo acrescenta que a companhia gosta de fechar parcerias para dividir riscos e não será diferente se houver decisão pela entrada na geração de energia eólica offshore. Um exemplo é o memorando de entendimento assinado com a Eletrobras, no fim do ano passado, para avaliar oportunidades no setor.

Na avaliação do executivo, os projetos só devem sair do papel no fim desta década. Mesmo assim, se o marco regulatório que tramita na Câmara dos Deputados resultar atrativo para os vultosos investimentos previstos. A Shell já protocolou no Ibama projetos de eólica offshore para as costas de seis estados brasileiros, com capacidade instalada prevista de 17 gigawatts (GW).

“Se o Brasil conseguir nos próximos 12 a 18 meses a validação do marco regulatório (de eólica offshore) e publicar o primeiro leilão de áreas para a exploração, não estaremos atrasados (com relação ao mundo). Mas isso é uma corrida. Quanto mais tempo o Brasil demorar a avançar com o marco regulatório, quanto menos competitivo esse marco regulatório for, mais o dinheiro vai para outros lugares”, diz Pinto da Costa.

Petróleo cai 33,4% em um ano. É hora de desmontar posição?

Commodity bateu US$ 127,98 em março de 2020 e caiu para US$ 85,14, no último pregão

ARTUR NICOCELI

artur.santos@estadao.com.br

Petróleo cai 33,4% em um ano. É hora de desmontar posição?

dúvida sobre o futuro da commodity causada pela Guerra na Ucrânia, fez o petróleo brent chegar na casa dos US$ 127 (Foto: Shutterstock)

Segundo especialistas, o atual patamar do barril, de US$ 85,00, ainda é benéfico para o setor

No ano passado, as petrolíferas subiram em média 46,30%, enquanto nesse ano, a alta é de 7,90%

Setor corresponde a 13,94% do Ibovespa

O preço do petróleo do tipo brent (petróleo cru) desvalorizou 33,47% desde que bateu seu pico, em 8 de março de 2022, até o pregão desta quinta-feira (16). Esse movimento pode assustar os investidores, já que, em teoria, a queda no preço da commodity prejudica o caixa e os dividendos das companhias petrolíferas – que correspondem a 13,94% da carteira de papéis do Ibovespa. Porém, segundo especialistas, o atual patamar do barril, de US$ 85,14, ainda é vantajoso para o setor.

Especialistas do mercado financeiro consultados pelo E-Investidor não acreditam que este seja o momento para desmontar posição. Pelo contrário, os ativos estão interessantes, inclusive, por conta do preço da commodity. Vitor Souza, analista da Genial Investimentos, explica que a correção no valor do barril do brent já era algo esperado pelo mercado e o nível atual pode ser visto como atrativo “porque as companhias conseguem operar normalmente”.

Segundo o especialista, os dados operacionais da Petrobras (PETR3/PETR4) apontam que se o petróleo ainda cair 30%, ou até os US$ 60, a petroleira consegue seguir com suas operações sem problemas. O mesmo serve para outras companhias do setor: 3R Petroleum (RRRP3); Enauta (ENAT3); Prio (PRIO3); e PetroRecôncavo (RECV3).

Mas a boa notícia é que, segundo Ilan Arbetman, analista de research da Ativa Investimentos, o barril do brent não cairá mais dada às políticas de expansão da China. “Se o Partido Comunista chinês seguir a expectativa do mercado de ter um crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) na faixa de 5%, podemos ver uma maior demanda de óleo” – a região asiática ocupa o posto de maior consumidora de petróleo do mundo.

E dependendo da conjuntura política e econômica, já que a guerra da Rússia não terminou e as petrolíferas estão em busca de operações mais verdes, há chances de uma alta no preço da commodity nos próximos meses decorrentes da falta de oferta no mercado, acreditam os especialistas. Assim, o analista da Genial indica a Petrobras para investidores que buscam dividendos – a petroleira foi a maior pagadora de proventos em 2022 ao remunerar os acionistas, ao todo, em R$ 12,90 por ação.

Ruy Hungria, analista da Empiricus Research, também espera dividendos relevantes por parte da empresa. “É claro que a queda no preço da commodity desde o ano passado impacta um pouco a receita e a geração de caixa da companhia, que pode trazer uma remuneração menor aos acionistas, mas ainda serão interessantes”. A expectativa dele para os valores desse ano chega em torno de R$ 4,80 por ação.

Quanto as outras empresas do setor, o objetivo do investidor que alocar nas companhias não deve ser dividendos, mas, sim, rentabilidade, afirma o analista da Genial. Isso porque o negócio delas consiste na consolidação de ativos. “Elas compram um campo de extração de petróleo, investem no local para que, no futuro, venda-o por um preço melhor”, explica o especialista. Na prática, não há caixa para remunerar os investidores.

Mesmo assim, o BTG Pactual tem indicação de compra para as ações da PetroRecôncavo. O banco justifica que a produção de óleo e gás de janeiro já foi 2,6% maior que a média do quarto trimestre de 2022. Além disso, de acordo com ele, o fato da companhia ter registrado o 15.º mês consecutivo de melhora nos resultados é sempre algo a se destacar.

Para os papéis da 3R Petroleum, a indicação do BTG Pactual também é de compra, já que a produção de óleo e gás em janeiro de 2023 ficou 50% acima da produção média em quarto trimestre de 2022. “O bom desempenho acontece principalmente pelo primeiro mês de operação da companhia no campo Papa-Terra”, explica.

Já Victor Martins, analista sênior da Planner Corretora, sugere que os investidores mantenham a Enauta e a Prio na carteira, “dado o histórico de valorização recente”. A primeira companhia apresentou ganhos de 8,80% em 2023, enquanto a segunda subiu 8,90% no mesmo período.

Por que o petróleo caiu?

Na visão do analista sênior da Planner Corretora, o preço do barril recuou porque nos últimos meses a alta inflacionária global obrigou os bancos centrais a subirem as taxas de juros. O Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano), por exemplo, começou sua trajetória de alta em março de 2022 e hoje está na faixa de 4,50% a 4,75%. O movimento mais hawkish (duro) do BC norte-americano reduziu o poder de compra da população e, consequentemente, diminuiu a demanda pela matéria-prima, que é usada na produção de diversos produtos, como utensílios domésticos e embalagens de alimentos.

O analista da Empiricus Research diz também que o recuo desde o pico faz parte de uma correção do mercado, que já compreendeu os reais impactos da guerra entre a Rússia e a Ucrânia na economia mundial e na demanda da commodity. “O que está acontecendo é uma normalização do preço com o decorrer do conflito”, afirma.

O BTG Pactual, por sua vez, publicou um relatório em janeiro deste ano no qual ressalta que, apesar da pandemia do Covid-19 já existir quando a guerra na Europa começou, o impacto do vírus permanece no longo prazo. A eclosão dos casos pelo mundo provocou “um dos maiores choques exógenos no mercado de petróleo da história”, deprimindo a demanda e, consequentemente, o preço da commodity.

Veja o desempenho do barril de brent desde janeiro de 2022:

Relembre o caminho ao pico

Em meados de 20 de fevereiro do ano passado, quando começou o embate no Leste Europeu, houve especulação por parte do mercado sobre a oferta de petróleo no mundo. Isso porque os russos são o terceiro maior produtor global da commodity – sua produção chega a 11,3 milhões de barris por dia, principalmente do leste da Sibéria, da região de Yamal e do Tartaristão.

A expectativa era de que a produção russa diminuísse pelo foco do país no conflito e não na produção do óleo e pelas sanções impostas por nações europeias e Estados Unidos contra a Rússia que prejudicariam a quantidade de petróleo disponível no mercado.

As dúvidas sobre o futuro da commodity fez o petróleo brent chegar na casa dos US$ 127,98 em março do ano passado, “já que diversas empresas fecharam contratos com valores mais caros, por pura especulação”, diz o analista da Genial Investimentos.

No mesmo mês, o retorno médio das companhias que pertencem ao setor foi de 10,55%, apontou um levantamento realizado pelo Economatica. No ano passado, as empresas também subiram em média 46,30%, enquanto nesse ano, a alta é de 7,90%.

Detroit lança primeiro rebocador híbrido mecânico projetado e construído nas Américas

Bianca Guilherme INDÚSTRIA NAVAL Portos&Navios

Com sistema, construtor projeta redução de até 6% nas emissões de gases. Embarcação de apoio portuário terá capacidade de tração de 80 toneladas de tração estática

O Estaleiro Detroit Brasil (SC) lançou, na última terça-feira (14), o primeiro rebocador híbrido mecânico projetado e construído nas Américas. A estimativa é que o Starnav Lynx possa reduzir em até 6% as emissões quando comparados a um rebocador convencional de similar potência. A embarcação foi fabricada com recursos do Fundo da Marinha Mercante (FMM) e teve o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) como agente repassador.

Com uma capacidade de tração de 80 toneladas de bollard pull (tração estática), a embarcação conta com a Schottel fornecendo os propulsores e o sistema híbrido e os motores principais da MTU (série 4000). De acordo com Marcelo Rampelotti, gerente de projetos do estaleiro, o sistema híbrido mecânico instalado no rebocador consiste em uma série adicional do eixo que conecta os propulsores de ambos os bordos. Dessa forma, eles compartilham força motriz entre si.

"Isso permite que em navegação, em deslocamentos curtos ou em algumas manobras específicas, como combate a incêndios externos, a embarcação possa manter um dos motores principais desligados, economizando assim o consumo de combustíveis e horas de operação dos motores, além de reduzir as emissões", destacou Rampelotti à Portos e Navios.

Em 2022, a Detroit Brasil lançou na International Tug and Salvage Convention (ITS), em Istambul, na Turquia, a linha de rebocadores ‘Detroit Green Line’, que conta com soluções focadas na redução nas emissões de gases do efeito estufa, em sintonia com as principais diretrizes da Organização Marítima Internacional (IMO, na sigla original).

O Detroit destacou que o Starnav Lynx é a primeira embarcação de seu tipo entregue e também a primeira da ‘Green Line’. Segundo Rampelotti, esta série terá quatro embarcações, sendo três delas preparadas para a futura instalação do sistema híbrido e a outra deixará o estaleiro com o sistema inteiramente operacional. A embarcação teve como madrinha a colaboradora Declivone Alencar Antunes Dias.

Kongsberg fornecerá engenharia para dois ro-ro híbridos da Grimaldi

Da Redação INDÚSTRIA NAVAL Portos&Navios

A Kongsberg Maritime recebeu encomenta da Grimaldi Group para fornecer engenharia e tecnologia para dois novos navios roll on–roll off (ro-ro), que serão construídos na China no Estaleiro Merchant Jinling. O contrato foi assinado no quarto trimestre de 2022 e as embarcações estão programadas para entrega em 2025.

As embarcações se juntarão à frota do Grupo Grimaldi de embarcações ro-ro híbridas de baixa emissão, conhecidas como classe Grimaldi Green 5th Generation (GG5G). Doze embarcações GG5G foram concluídas, com a mais recente, "Eco Italia", entregue em outubro de 2022.

As duas novas embarcações operarão em modo híbrido e em um sistema totalmente elétrico a bateria quando estiverem no porto. As embarcações GG5G reduzem as emissões de dióxido de carbono pela metade por unidade transportada em rotas mais curtas.

“A continuação dessas embarcações representa o futuro das embarcações marítimas comerciais, incorporando tecnologia híbrida prática que permite grandes cortes nas emissões de carbono”, disse a presidente da Kongsberg Maritime, Lisa Edvardsen Haugan. “Desenvolvemos soluções integradas para propulsão híbrida há anos, reduzindo os custos de capex para armadores e opex para operadores, garantindo altos padrões de desempenho em operação com bateria elétrica.”

Com 238 metros de comprimento, boca de 34 metros e arqueação bruta de 64.000 toneladas, os GG5Gs estão entre os maiores navios ro-ro do mundo para operação em rotas curtas.

A Kongsberg Maritime fornecerá sistema de automação marítima e sistemas de controle de propulsão Auto Chief 600, sistemas híbridos, conversores, armazenamento de energia em bateria de 5MWh, sistema de gerenciamento de bateria, sistemas de manobra e propulsão. O contrato tem um valor de 220 milhões de coroas norueguesas.

Acelen inicia produção e comercialização do diesel marítimo

Da Redação NAVEGAÇÃO Portos&Navios

Diversificação do portfólio de produtos é resultado do amplo programa de revitalização e otimização da Refinaria de Mataripe

A Acelen, empresa de energia, gestora da Refinaria de Mataripe, acaba de iniciar a produção e comercialização de mais um produto: o óleo diesel marítimo (ODM ou MGO da sigla em inglês), que se junta ao portfólio de mais de 30 itens produzidos na unidade. O produto é destinado a embarcações de pequeno e médio porte (de apoio marítimo, abastecimento de barcos de pesca ou passeio, lanchas maiores, rebocadores e transporte de passageiros) e também a grandes embarcações, para uso nos motores auxiliares.

No primeiro ano de gestão da refinaria, a empresa lançou outros três produtos, entre eles o propano especial, nunca antes fabricado na Bahia, e o butano especial.

Segundo a Acelen, o incremento do portfólio de produtos é resultado do amplo programa de revitalização e otimização da refinaria, em busca de mais eficiência e melhor aproveitamento das unidades operacionais, além de rearranjo de infraestrutura e logística na planta. “O processo de modernização das unidades operacionais conduzido pela Acelen desde que assumiu a refinaria tem proporcionado à companhia ampliar e diversificar seu portfólio de produtos, ganhando market share num curto espaço de tempo, ao mesmo tempo que garante segurança no abastecimento, fortalecendo toda a cadeia do setor”, destacou o vice-presidente Comercial, Trading e Shipping, Cristiano da Costa.

A Acelen é a única produtora de diesel marítimo da Bahia e já iniciou a oferta do produto na Baía de Todos os Santos, no Terminal Madre de Deus, o Temadre. A previsão é produzir 15 milhões de metros cúbicos por mês. Essa produção é suficiente para atender todo o mercado da Bahia, com expectativa de, no curto prazo, expandir e alcançar novos mercados via cabotagem em outros polos do Brasil, em especial no Nordeste, Norte e Sudeste.

Regionalmente, a produção do diesel marítimo trará importante ganho na questão logística, que pode levar a uma redução de custo das distribuidoras e um melhor atendimento ao mercado da Bahia, beneficiando também embarcações de pequeno porte da localidade, como de ribeirinhos, barcos pesqueiros e de passeio. Com a oferta local do diesel marítimo, as distribuidoras não precisam mais buscar o produto em outros estados, possibilitando maior sinergia na cadeia de suprimentos a embarcações, inclusive as de grande porte.

Antes, embarcações de grande porte, como navio graneleiro, porta-contêiner e petroleiros, que usam o bunker oil produzido na refinaria, precisavam ir até outro ponto distante para abastecer os motores auxiliares com o diesel marítimo. "Ter a oferta dos dois produtos no mesmo terminal traz sinergia, ganho logístico, com redução de custo. Além disso, proporciona ganhos ambientais, a partir da redução de emissões de gases de efeito estufa pelas embarcações, uma vez que não precisarão mais abastecer em dois lugares diferentes e percorrer longas distâncias”, completou o executivo.

Ocyan realiza primeira etapa de projeto de descomissionamento

Da Redação OFFSHORE Portos&Navios

Navio afretado com a Solstad descarrega primeiros equipamentos em Vitória

A Ocyan concluiu com sucesso da primeira etapa do projeto de descomissionamento em contrato firmado com a Petrobras para atuação na Bacia de Campos. O navio afretado com a Solstad está no Porto de Vitória (ES), onde irá descarregar os primeiros equipamentos retirados do fundo do mar. Parte dele será entregue à Petrobras para reaproveitamento e a outra porção terá destinação final, atendendo aos requisitos legais e seguindo as práticas de ESG (Ambiental, Social e Governança).

“Concluímos a primeira etapa com êxito, mantendo a integridade do material recolhido. A atuação conjunta das equipes de engenharia e operações contribuiu em muito para o resultado. Essa atividade de descomissionamento representa um novo momento para Ocyan, que segue ampliando sua área de atuação no âmbito da construção submarina”, destaca André Luiz Magalhães, gerente executivo de Construção Submarina da Ocyan.

Nessa etapa inicial, foram recolhidas mais de 90 toneladas de equipamentos. Entre os materiais estão três MCVs (Módulo de Conexão Vertical), um PLEM (Pipeline End Manifold) e um PLET (Pipeline End Termination). Segundo o executivo, todas as etapas estão sendo cumpridas de acordo com o cronograma. “O trabalho vem sendo executado conforme planejado, dentro do prazo e de acordo com as nossas análises, riscos e estudos para este projeto”, diz ele.

Depois dessa etapa, o navio iniciará uma campanha de cortes e inspeções das estruturas a serem recolhidas e posteriormente retornará ao estaleiro Mauá, em Niterói (RJ), para instalação das bobinas. Depois, seguirá para o trabalho de recolhimento de dutos nas regiões onde operaram os FPSO "Cidade do Rio de Janeiro" e FPSO "Cidade de Rio das Ostras", na Bacia de Campos. No segundo semestre, na Bacia de Sergipe Alagoas, será executado o mesmo trabalho na área do FPSO "Piranema". André Luiz Magalhães lembra também que a Ocyan acompanhará todo o processo de destinação final dos equipamentos, que estão sendo recolhidos.

“Com a finalização da colocação dos equipamentos a bordo, estamos aptos para a outra fase que é a do recolhimento dos dutos submarinos. A estimativa é de um trabalho de 14 a 15 meses, com 18 viagens entre todos os trajetos para descomissionar e entregar o material em uma base em Vitória, de onde seguirá para a limpeza final e destinação adequada conforme planejado”, completa.

Notícias Internacionais – International News

How far has the upgrade work for Enauta’s Brazil-bound FPSO come?

Malaysia’s FPSO operator Yinson has shared an update on the developments regarding the conversion and upgrade of a floating, production, storage, and offloading (FPSO) vessel, which will operate for Enauta offshore Brazil.

Back in January 2022, Enauta entered into an agreement to purchase the FPSO OSX-2 for the Definitive System (DS) of the Atlanta field and this purchase deal was closed in February. This vessel was converted in 2013 under ABS Class to operate in the Waimea field in Brazil but it never started operations.

The Brazilian oil and gas player also inked a firm contract with Yinson for the conversion of the existing production unit, so that the FPSO would be used for Atlanta’s Full Development System (FDS) – approved in February 2022 – under the same terms as specified within the Letter of Intent (LoI) from December 2021.

In May 2022, Yinson hired Drydocks World Dubai for the conversion, life extension services, and refurbishment of the FPSO Atlanta. The upgraded FPSO is expected to be delivered in the third quarter of 2023 to Enauta. After the conversion, the FPSO will be operated under ABS Class and it will be deployed at the Atlanta field.

In its recent update, Yinson revealed that it had completed a detailed inspection of marine and topside systems for the FPSO Atlanta, with over 3.5 km of pipe replacement, over 300 valve refurbishments, several hundred tons of steel replacement, and all hull and utility tanks blasted and painted. In addition, the firm claims that major and minor marine equipment has been inspected.

Furthermore, Yinson says that the topsides are being modified to meet the Atlanta field requirements, with major modifications to the process modules and the demolition of redundant equipment. According to the company, preparations are underway for the installation of new topside process and power modules, which are targeted to arrive in April 2023.

“The FPSO was drydocked in October 2022 for a 12-day period to renew the bottom plates, sea chests, and phase 1 of the propulsion system. Bend stiffeners, chain stoppers, bilge keels, chains, anchors, lockers, turret, and sea water suction penetrations were also inspected and removed. The second drydock is scheduled for May 2023, with the main scope being the hull painting,” explained Yinson in its statement.

Moreover, the FPSO is anticipated to be fully operational by 2024 and support Yinson’s goal of producing up to 50,000 barrels of oil per day from the Atlanta field, which has been producing since 2018 through an Early Production System (EPS), encompassing three wells connected to the FPSO Petrojarl I.

Following a recent recertification, this FPSO is expected to continue operating on the field until the entry of the Full Development System (FDS), which is expected by mid-2024, originally with six wells, reaching ten wells in 2029.

With estimated reserves of 106 MMbbl, the Atlanta field is located in block BS-4 in the Santos Basin, at a 1,500-metre water depth. It is operated by Enauta Energia, a wholly-owned subsidiary of the company, which also has a 100 per cent interest in this asset.