Dia: 9 de setembro de 2020

O Supremo Tribunal Federal (STF) confirmou na sexta-feira, 04/09, que a Petrobras pode vender campos de petróleo sem passar por licitação, mantendo a validade de um decreto, editado no governo Michel Temer em 2018, que definiu regras de governança para a cessão de direitos de exploração, desenvolvimento, produção de petróleo e gás pela estatal petrolífera.

O PT havia recorrido ao Supremo para contestar a validade do decreto. Em dezembro de 2018, o ministro Marco Aurélio Mello, relator do processo, havia dado liminar para suspender a validade do decreto, mas, menos de um mês depois, o presidente do STF, Dias Toffoli, cassou o efeito da medida.

No julgamento virtual, em que se analisou a questão no mérito, por seis votos a quatro, prevaleceu o entendimento de que o decreto 9.355 é apto a regular contratos de exploração da companhia, assim como contratos de bens e serviços em que a Petrobras lidera um consórcio.

A decisão do STF representa uma vitória para o governo Jair Bolsonaro em que a Petrobras reforçou seu plano de desinvestimentos.

Reuters

Divisão de gás e geração de eletricidade da gigante alemã vira empresa própria, com investimentos bilionários no setor no Brasil, como o Gás Natural Açu, maior parque termelétrico da América Latina.

O mercado de gás natural está literalmente aceso no Brasil. Com participação de 12% na matriz energética do País e em pleno processo de discussão da nova lei do gás, em tramitação desde 2013 e que teve o texto-base aprovado na terça-feira (1/9) pelos deputados federais, a perspectiva é de crescimento real do setor para os próximos anos. E isso vale tanto para produção quanto para consumo, a partir da abertura do mercado para participação de novos players, hoje nas mãos quase que exclusivamente da Petrobras. Nesse contexto, a gigante Siemens Energy, que era divisão da companhia alemã para o segmento de gás e energia e que virou empresa em abril deste ano, aposta no desenvolvimento da Gás Natural Açu (GNA).

A GNA é uma joint-venture formada por Siemens, Prumo Logística e British Petroleum (BP) e que será o maior parque termelétrico da América Latina, localizado no porto do Açu, no Rio de Janeiro, com previsão de investimentos de R$ 8,8 bilhões, até 2023. “O Brasil ainda tem demanda crescente em todos os negócios da Siemens Energy e está entre as cinco maiores operações da companhia no mundo”, disse André Clark, CEO da Siemens Energy no Brasil.

O projeto da GNA, desenvolvido no porto do Açu, terá capacidade de geração de 3 GW. Estar próximo às bacias de pré-sal e das principais empresas de transporte do gás foram aspectos que contribuíram na definição do mega-investimento energético. A primeira fase da nova companhia, que teve início em março de 2018, deverá estar concluído até o segundo trimestre do ano que vem. Na sequência, começa a construção do GNA II, com previsão de ser concluída até 2023. A empresa já possui licença para dobrar a produção, podendo atingir 6,4 GW de capacidade instalada, com foco em futuros projetos, possíveis a partir da aprovação da nova lei do gás, que ainda precisa passar pelo Senado. “Esse projeto é estratégico pela sua enorme dimensão e por estar perto dos dois principais dutos distribuidores de gás no País, a Tag, mais voltada para o Nordeste, e a NTS, que abastece Sudeste e Sul”, afirmou Clark.

O plano da Siemens Energy é investir, levando em conta todos os projetos em andamento, um montante da ordem de 1 bilhão de euros no Brasil, até 2022, a maior parte para a termelétrica carioca. Já foram aportados, segundo a companhia, até agosto de 2019 (o ano fiscal da empresa termina em setembro, quando sairão os números de 2020), cerca de R$ 1,4 bilhão. Além da GNA, foram alocados recursos na Usina de Coari, no Amazonas, um projeto em parceria com a Braskem, e a aquisição de 20% da Micropowe-Comerc Energia S.A. (MCP), companhia de armazenamento de baterias. Para André Clark, a nova lei vai garantir espaço e competitividade aos investimentos que devem desembarcar em terras brasileiras. “Cria mercados que não existem no Brasil e permite a entrada de empresas privadas e a competição do mercado de gás, o que é fundamental. Quase que cria um segmento de mercado novo, no momento em que o País precisa criar novos elementos em sua economia”.

Para o presidente da Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Paulo Pedrosa, há a perspectiva de geração de investimentos da ordem de R$ 60 bilhões nesse segmento, a partir da aprovação da lei, e a consequente criação de cerca de 4 milhões de empregos. “Temos condições de criar uma produção de gás muito grande a partir do pré-sal e adotar um programa de reindustrialização no Brasil. Vai ser possível triplicar o consumo de gás natural da produção industrial em 10 anos”, disse o dirigente. Segundo Pedrosa, para isso acontecer, é importante quebrar o monopólio de venda da Petrobras e permitir que outros vendedores usem a rede para fazer negócios.

Ele afirmou, ainda, que é necessário atenção para que, a partir da nova legislação, não se crie pequenos monopólios regionais. “Não podemos criar capitanias hereditárias do gás, e sim garantir essa modernização do sistema brasileiro e assegurar mais mercado. A proposta é de que, no futuro, haja consumidor livre e que as indústrias possam escolher de quem comprar”. Com isso, os volumes irão crescer e os gasodutos existentes poderão ser mais ocupados. Segundo o presidente da Abrace, esse conjunto de iniciativas pode ajudar a aumentar o Produto Interno Bruto (PIB) em 0,5 ponto percentual ao ano.

Se a lei, na avaliação do CEO da companhia alemã, traz benefícios, antes é necessário que o regulador – nesse caso, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) – garanta segurança jurídica ao sistema. Sem um bom regulador, na análise de Clark, os investimentos não avançam. Isso inclui a definição de boa parte do corpo diretivo da Agência, incluindo a diretoria-geral, ocupada interinamente desde março. “O que me preocupa, a curto prazo, é saber se a ANP estará preparada a partir do momento da aprovação. A visão do estado regulador prevê uma agência reguladora bem feita, forte e consistente”, afirmou. “Imagina o Banco Central sem presidente durante meses? Os nomes para o cargo estão no Senado e não são discutidos para aprovação. Isso não é razoável.”

Na visão do presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), Reginaldo Medeiros, adequar as funções na agência reguladora é fundamental, ainda mais em um setor tão complexo, como o de gás natural. O caminho para o crescimento e expansão desse tipo de matriz energética está, de fato, na expansão de oportunidades e aumento de concorrência. “Essa proposta traz um mercado de gás mais competitivo e tira amarrras para que o mercado brasileiro possa funcionar”, disse Medeiros. Em um segmento que contribui para a geração de energia renovável, a questão do meio ambiente – ou, no caso do Brasil, a falta de política pública ambiental clara e eficiente – tem causado enorme dor de cabeça aos executivos das principais indústrias do País. André Clark foi um dos 37 CEOs que assinaram o documento, enviado ao vice-presidente Hamilton Mourão, cobrando ação mais efetiva de combate ao desmatamento, além de soluções para amenizar a já atingida imagem do Brasil no exterior. “O sistema elétrico brasileiro depende dos rios e das chuvas. E esse regime de chuvas é regulado pela Floresta Amazônica, que já teve quase 20% de sua área destruída. Conservar é estratégico para a nossa economia, mas o Brasil não está fazendo essa lição”, afirmou o CEO da Siemens. “O desmatamento ilegal não pode continuar.”

COMPLIANCE André Clark, que foi CEO da Siemens no Brasil entre novembro de 2017 e abril deste ano, reconhece que a companhia precisou aprender a partir do episódio envolvendo o escândalo de corrupção e do cartel no fornecimento de trens e metrô, a maior parte no estado de São Paulo, entre 1998 e 2013. Por ter delatado seus crimes e de outras empresas, a Siemens deixou de ser punida pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). “A companhia jamais esquece esse episódio e não tem orgulho do que aconteceu. Mas temos orgulho de como fizemos para nos recuperarmos. A agenda de compliance é cada vez mais essencial”, disse o CEO. “O Brasil precisa avançar ainda mais no ambiente de combate à corrupção. Isso ajuda a atrair mais investidores para o País.”

Redação

Passado o pior momento da crise do setor de óleo e gás, a Petrobras está retomando o perfil de produção de derivados de petróleo em suas refinarias. Não só o processamento da matéria-prima aumentou, como o cardápio de produtos mudou e voltou ao que era fabricado antes de a cotação da commodity despencar no mercado internacional.

Em vez do óleo combustível marítimo, que nos primeiros meses de 2020 ajudou a empresa a fazer caixa, o óleo diesel, a gasolina e o gás liquefeito de petróleo (GLP), conhecido popularmente como gás de cozinha, voltaram à lista de prioridades da estatal.

Reforçando essa tendência, a utilização das refinarias em relação à capacidade autorizada pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), saltou de 56%, em abril, para 75,5%, em junho. Desta forma, ficou próxima ao nível de janeiro, que era de 76,3%

A indústria do petróleo entrou em crise em fevereiro, por conta de uma desavença da Rússia com a Organização dos Países Exportadores (Opep) sobre uma sobreoferta da commodity, o que fez com que a cotação do barril despencasse para a casa dos US$ 20.

Em seguida, com o coronavírus e retração brusca da demanda, o petróleo chegou a ser vendido a valores negativos nos Estados Unidos. E, no Brasil, o coronavírus afetou, especialmente, a demanda por combustíveis utilizados em automóveis e aeronaves.

Para a Petrobras, abril foi o pior mês da crise. Para evitar prejuízos ainda piores em sua receita, a empresa aproveitou uma nova exigência regulatória internacional por um combustível marítimo mais limpo, como o que produz em suas refinarias a partir do petróleo do pré-sal, para ganhar espaço no mercado externo. A companhia petrolífera se viu obrigada, então, a transformar o perfil das suas refinarias para produzir óleo marítimo no lugar, em parte, da gasolina e do óleo diesel.

Com isso, a refinaria Replan (SP), em São Paulo, mais voltada para a produção de diesel, perdeu a liderança de mercado para a Rlam, na Bahia, de onde sai a maior parte do óleo marítimo da estatal.

Passado o pior momento, as refinarias da Petrobras caminham agora para a normalidade. Em julho deste ano, segundo estatísticas mais recentes da ANP, a fabricação de óleo diesel foi de 1,8 milhão de metros cúbicos , enquanto, em abril, era de 1,3 milhão de m³. A de gasolina passou de 1,1 milhão de m³ para 1,8 milhão de m³ no período. Esses volumes equivalem ao nível de janeiro, no pré-crise. Já a produção de óleo marítimo, que chegou a 458 milhões de kg em abril, três meses depois estava em 341 milhões de kg.

Procurada, a Petrobras não se pronunciou.

O Estado de São Paulo

Mecanismo de baixo custo identifica soldas com defeito através de ultrassom

Pesquisadores do Laboratório de Integridade e Inspeção da Universidade Federal da Paraíba (UFPB) desenvolveram um dispositivo automático para inspecionar, por meio de ultrassom, chapas metálicas soldadas de equipamentos mecânicos. O suporte é uma alternativa de baixo custo, confiável e auxiliará na fabricação e manutenção de cascos de navios, plataformas de petróleo e outras estruturas de aparelhos industriais.

De acordo com o coordenador do laboratório, professor Marcelo Cavalcanti, a maioria dos equipamentos de inspeção de soldas tem operação manual e o dispositivo da UFPB surgiu para automatizar a inspeção por ultrassom, que utiliza a técnica Time of Flight Diffraction (TOFD – algo como Difração de Tempo de Voo) na inspeção de chapas metálicas soldadas de grande porte.

“A concepção levou em consideração o ajuste mecânico das posições dos transdutores e uma forma de construção de baixo custo. As chapas metálicas soldadas podem conter danos e fissuras após a operação de soldagem, comprometendo a integridade estrutural. Então, os alunos desenvolveram o dispositivo desde os desenhos até a fabricação”, explica Marcelo.

O pesquisador da UFPB conta que grande parte dos equipamentos para inspeção de soldagens são manuais e isso gera mais tempo na operação, dificultando o atendimento às necessidades das indústrias de equipamentos. “Dispositivos automáticos para inspeção de soldas já estão sendo utilizados pela indústria na inspeção de tubulação, vasos de pressão e outros. Esses equipamentos são, significativamente, caros. O dispositivo que desenvolvemos se apresenta como uma alternativa de baixo custo, sem abrir mão da confiabilidade”, diz Cavalcanti.

O mecanismo desenvolvido na UFPB é constituído por um carrinho e um módulo de inspeção, o que permite fazer o transporte dos componentes eletrônicos fundamentais para a ação completa por ultrassom. Segundo Marcelo, as ondas ultrassônicas são inseridas no material e, com a técnica da “Difração de Tempo de Voo”, calculam-se as dimensões e a posição dos defeitos que possam existir.

“Verificamos as trincas que, eventualmente, encontram-se inseridas no interior do cordão de solda. Assim, identificamos descontinuidades à medida que é feita uma varredura nele. O dispositivo poderá ser utilizado para treinamentos na UFPB e formarmos profissionais capazes de atuar em diversas ações na área de manutenção industrial”, destaca Marcelo.

O professor da UFPB revela que, devido à falta de material para confeccionar, o dispositivo ainda não foi concluído. Mas que, após a conclusão, poderá ser colocado em operação no laboratório e será apresentado em eventos técnicos da área de inspeção industrial.

“Uma ideia de setor para aplicação seria em reparos de embarcações de grande porte. Com a construção do estaleiro em Lucena, na Paraíba, haverá navios que precisarão de reparos e serviços de inspeções. É um lugar ideal onde o dispositivo poderá ser aplicado em grande escala”, almeja Cavalcanti.

Interessados na produção do mecanismo desenvolvido na UFPB podem entrar em contato pelo site da Agência de Inovação Tecnológica (Inova) da UFPB.

Portal Correio

As importações de petróleo pela China em agosto cresceram 13% na comparação com mesmo mês do ano anterior, impulsionadas por significativas compras feitas neste ano quando os preços entraram em colapso, que atrasaram por congestionamentos nos portos e foram finalmente liberadas pela alfândega.

As importações somaram 47,48 milhões de toneladas no mês passado, mostraram dados da Administração Geral de Alfândegas na segunda-feira, o equivalente a 11,18 milhões de barris por dia (bpd).

Isso ficou bem abaixo do recorde mensal de 12,94 milhões de bpd registrado em junho deste ano, mas ainda superou facilmente a média mensal do ano passado como um todo, de 10,11 milhões de bpd.

A China, maior importadora de petróleo do mundo, tem importado volumes historicamente elevados desde maio, devido à caça por barganhas com a queda dos preços. Com o salto nos carregamentos, tanques de armazenamento foram sendo enchidos e os maiores portos chineses ainda estão sobrecarregados, embora o congestionamento tenha diminuído recentemente.

Segundo dados seguidos pela Refinitiv, nesta segunda-feira 20 navios aguardavam para descarregar petróleo no porto de Qingdao, enquanto 18 esperavam perto do porto de Rizhao, no centro de refino da província de Shandong.

Analistas esperam que o número de embarques caia, uma vez que a demanda da China por combustível já atingiu um pico, enquanto os preços do petróleo têm se recuperado.

“Mas é improvável vermos uma queda acentuada nos próximos meses, uma vez que a demanda chinesa por combustível segue robusta”, disse Li Yan, analista da consultoria chinesa Longzhong, antes da divulgação dos dados.

Os dados mostraram ainda que as exportações de produtos refinados pela China em agosto saltou para 4,27 milhões de toneladas, de 3,21 milhões de toneladas em julho, com alta de 4,8% na comparação com o mesmo mês do ano passado.

Já as importações totais de gás natural, incluindo gás natural liquefeito, atingiram 9,36 milhões de toneladas, alta tanto frente a julho (7,35 milhões de toneladas) quanto na comparação com agosto de 2019 (8,34 milhões de toneladas).

Reuters

Economista formada pela UFSC. Produz conteúdo na área de mercado de capitais, finanças pessoais e atualidades.

O ministro de energia russo, Alexander Novak, acredita em uma recuperação modesta no preço do petróleo em 2021. A estimativa de Novak tem como fundamento a fraca demanda e as mudanças induzidas pela pandemia nos negócios e no comportamento humano.

“Minha previsão para 2021 é um pouco mais modesta do que a do Goldman Sachs. Prevejo a faixa de US$ 50 a US$ 55 por barril, como preço médio para o ano. Mas podemos esperar volatilidade no mercado, com altas e baixas” disse Novak à reportagem da CNBC.

O Goldman Sachs publicou na semana passada uma nota prevendo o preço do petróleo Brent a US$ 65 por barril no terceiro trimestre de 2021, no entanto, o ministro de energia da Rússia é um pouco mais cauteloso.

“A recuperação futura será muito mais lenta”, afirmou Novak, “não a tendência rápida que observamos nos primeiros meses. Principalmente devido à transformação geral e às mudanças no balanço de energia e no padrão de comportamento dos consumidores, em primeiro lugar. ”

Queda no preço do petróleo
Os preços do petróleo caíram mais de 3% na sexta-feira, 4, com o petróleo Brent sendo negociado a US$ 42,67 por barril no final do pregão de ontem.

A queda no preço é reflexo da queda na demanda doméstica de gasolina em função de uma desaceleração no crescimento do emprego nos EUA em agosto.

Além disso, a esperança de novos estímulos está diminuindo enquanto o Congresso permanece paralisado sobre a extensão da ajuda federal a indivíduos, empresas e governos estaduais e locais, atingidos pela pandemia.

“Um cenário é que a queda anual geral na demanda será de cerca de 9-10 milhões de barris por dia”, disse Novak.

“Tivemos um segundo trimestre de desempenho bastante ruim, a situação em julho e agosto melhorou um pouco, com o mercado em julho atingindo um equilíbrio geral, apesar da demanda em julho ainda estar com queda de cerca de 10 milhões de barris por dia”, disse. Mas essa queda na demanda foi “equilibrada” pelo cortes históricos de produção desde maio por uma aliança de países da Opep e não-Opep, acrescentou o ministro russo.

“Se esse equilíbrio se mantiver, se a tendência continuar, podemos falar de uma recuperação gradual e da redução das reservas que se acumularam durante o segundo trimestre de ‘crise’ de 2020.”

CNBC