Dia: 19 de novembro de 2020

Parceria garante às indústrias maior ganho de produtividade, aumento da vida útil dos equipamentos e das ferramentas, facilidade de aplicação e aprovações NSF de grau alimentício

A Dilub atua há mais de 32 anos no mercado do estado do Rio Grande do Sul como distribuidora dos produtos da divisão industrial e de especialidades da FUCHS, empresa global fornecedora de soluções para lubrificação. A parceria entre as companhias permite agregar alta tecnologia e amplo portfólio a mais de mil clientes ativos na região Sul, além de garantir às indústrias maior ganho de produtividade, aumento da vida útil dos equipamentos e das ferramentas, facilidade de aplicação e aprovações NSF de grau alimentício.

De acordo com o Diretor da Dilub, Felipe Nieckele, a parceria com a FUCHS iniciou-se na Alemanha, em 1973, quando o fundador da Dilub, Sr. Roberto Nieckele conheceu o Dr. Peter Klem, então responsável pela operação da FUCHS em São Paulo. Klem convidou Nieckele para representar a marca FUCHS no Rio Grande do Sul e em 1988, Nieckele deu início a distribuição com estoque em Porto Alegre. “Desde essa época, podemos observar uma grande evolução nos negócios. Isto, porque, sempre conseguimos trabalhar com soluções de alto desempenho e que respeitam o meio ambiente e a saúde do usuário”, relata. Hoje, a Dilub atende diferentes segmentos da indústria, entre eles metal mecânico, mineração, fertilizantes, eólico, usinas de açúcar, alimentício, forjaria, injeção de alumínio, equipamentos móveis, portuário, entre outros.

Para o Gerente da Divisão Industrial da FUCHS, Amilcar de Biagi, muito do reconhecimento atual da empresa, deve-se aos resultados de parcerias duradouras e estratégicas no setor. “A Dilub é uma das principais distribuidoras da divisão industrial na região sul do Brasil. Além de fornecer nosso amplo portfólio, a companhia dispõe de toda uma equipe técnica para realizar a escolha do lubrificante mais adequado à sua aplicação nas empresas. Esse atendimento personalizado é um grande diferencial e mostra como os propósitos da FUCHS e Dilub estão alinhados”, conta.

Parcerias chave para negócios específicos

Nieckele garante que sempre apostou na parceria com a FUCHS como o principal negócio da empresa, pois acredita em sua constante capacidade de evolução tecnológica e o respeito às legislações voltadas ao meio ambiente e saúde dos usuários. “A Dilub obteve um crescimento orgânico ao longo da sua história por meio de uma gestão de seriedade, empenho e conservadorismo nas tomadas de decisões. Além disso, entendemos que um bom produto alinhado à uma prestação de serviço eficiente sejam alicerces para uma trajetória de sucesso”, explica.

No que tange às parcerias, a FUCHS busca ter em seu time representantes e distribuidores especializados dos segmentos que atua. Para o Diretor da FUCHS no Brasil, Antônio Oliveira, o amplo portfólio desenvolvido nacionalmente pela FUCHS e a capilaridade de atuação no mercado através de grandes representantes e distribuidores, é o que alimenta a grande vantagem competitiva em relação aos concorrentes. “Com nossas soluções das divisões industrial, automotiva e de especialidades, junto a um time de distribuição e representação atuante e preparado, conseguimos otimizar os resultados da FUCHS trabalhando em parcerias duradouras com grandes mercados de diferentes segmentos e localidades”, finaliza Antônio.

Sobre a FUCHS

O Grupo FUCHS desenvolve, produz e comercializa soluções em lubrificantes de alto grau e especialidades relacionadas para praticamente todas as indústrias e áreas de aplicação. Criado em Mannheim, na Alemanha, em 1931, o Grupo emprega quase 6.000 pessoas em todo o mundo em 62 empresas operacionais. A FUCHS é a maior fabricante independente de soluções em lubrificantes do mundo. Com um portfólio de mais de 10.000 produtos e serviços, a FUCHS atende mais de 100 mil clientes globalmente nos seguintes setores: fornecedores de peças automotivas, OEM (Fabricante Original do Equipamento), mineração e exploração, metalurgia, agricultura e silvicultura, aeroespacial, geração de energia, engenharia mecânica, construção e transporte, bem como as indústrias do aço, metal e cimento, a indústria alimentícia, o setor da produção de vidro e a indústria de fundição e forjamento, entre outros.

Principal ativo da Petrobras, responsável atualmente por cerca de 27% da produção de óleo da companhia no Brasil, o campo de Búzios deve chegar ao final da década com a produção diária acima de 2 milhões de barris de petróleo por dia. Até lá, estarão operando no campo 12 unidades de produção, com a inclusão nos próximos anos de oito novos FPSOs ao atual quadro de 4 unidades já em operação (P-74, P-75, P-76 e P-77). A informação é do gerente executivo da Petrobras Marcio Kahn, que participou, na terça-feira (17/11), do 3° Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo, promovido pela PPSA. “Búzios é um campo de grande valor e baixo custo”, definiu Marcio, no evento online, que reuniu profissionais do setor de petróleo e gás para discutir o cenário dos próximos dez anos no Polígono do Pré-Sal. Localizado na Bacia de Santos, o campo de Búzios produz atualmente cerca de 600 mil barris diários.

Segundo o executivo, as plataformas P-78 e P-79, previstas para iniciar operação em Búzios em 2025, representam a chamada nova geração de FPSOs de alta capacidade da companhia, incorporando as lições aprendidas nos FPSOs já instalados no pré-sal, incluindo aspectos de contratação e construção. Somadas, as duas novas unidades acrescentarão a capacidade de 360 mil barris por dia à produção do campo.

Também presente no evento, a gerente executiva de Libra, Mariana Cavassin, apresentou a tecnologia do HISEP Submarino, prevista para entrar em operação no campo de Mero 3 em 2024, e atualmente em fase de testes. O projeto pretende acelerar a produção do campo e aumentar o fator de recuperação, por meio da separação e da reinjeção submarina do gás com alto teor de CO2 produzido junto com o óleo. A executiva também destacou a contribuição da tecnologia para a mitigação dos impactos relativos à emissão de carbono, uma vez que o CO2 é reinjetado no reservatório a partir do leito marinho.

A executiva defendeu a extensão do contrato de partilha da produção, modelo regulatório válido para o campo de Libra, que prevê devolução do ativo em no máximo 35 anos. Segundo Mariana, a possibilidade de extensão do prazo, a exemplo do que ocorre no regime de concessão, reduziria incertezas para o desenvolvimento da produção e aumentaria a atratividade do setor. “A ideia é que um Projeto de Lei permita estender a atuação desse modelo, o que amplia a continuidade dos investimentos e diminui os processos de descomissionamento. O resultado é um ganho para todos: Petrobras, parceiros e sociedade”, ponderou. O Consórcio de Libra foi formado pela Petrobras (operadora, com 40%), Total (20%), Shell Brasil (20%), CNPC (10%) e CNOOC Limited (10%), no primeiro leilão do pré-sal em regime de partilha, em outubro de 2013, tendo a PPSA como gestora do contrato.

Agência Petrobras

A Petrobras tomou diversas ações para regularizar a oferta de gás para termelétricas desde meados de outubro, mas diante do salto na demanda pelo insumo para geração de energia ainda não conseguiu atender duas térmicas do Nordeste e uma terceira tem sido atendida apenas parcialmente, disse a estatal à Reuters.

O governo decidiu aprovar no dia 16 do mês passado o acionamento de mais usinas termelétricas em meio a perspectivas negativas de chuva nas hidrelétricas, principal fonte de energia do Brasil.

O movimento determinado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), formado por técnicos e autoridades da área energética do governo, foi qualificado pela Petrobras como um “abrupto incremento” no uso de térmicas no Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

A Petrobras disse que, depois disso, promoveu diversas medidas para ampliar o suprimento e conseguiu “normalização” do atendimento às usinas a partir de 22 de outubro, mas depois viu o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) promover um aumento adicional da geração térmica a gás no Nordeste.

“Em função desse acréscimo, a Petrobras não está atendendo duas termelétricas na região Nordeste e uma está sendo atendida parcialmente”, afirmou a petroleira estatal em nota à Reuters.

“Com a expectativa de retorno de plataformas em paradas de manutenção e aumento da importação do gás da Bolívia, que ainda depende de questões de governança interna da YPFB, o atendimento às termelétricas da Região Nordeste poderá ser regularizado”, acrescentou.

A empresa não especificou quais são as questões que envolvem a YPFB, estatal responsável pelo fornecimento boliviano ao Brasil, ou os volumes que serão importados.

Ao final de outubro, o Ministério de Minas e Energia autorizou a Petrobras a exercer atividades de importação de gás natural da Bolívia em volume total de até 10 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), exatamente o total da redução contratual assinada em março com a YPFB, que diminuiu a obrigação de fornecimento de 30 milhões para 20 milhões de m³/d.

A Petrobras, que não deu um prazo para a normalização total, disse ainda que “tem mantido articulação permanente” sobre o tema junto ao ONS, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

“Vale lembrar que a logística do fornecimento de grande volume adicional de gás natural envolve um tempo mínimo para viabilizar o atendimento”, acrescentou a estatal.

O CMSE, que teve uma reunião extraordinária na segunda-feira, disse que durante o encontro houve apresentações de técnicos sobre “ações para o aumento da disponibilidade plena de combustível para a geração das usinas térmicas”.

Antes, em uma reunião do comitê estatal na primeira semana de novembro, a Petrobras havia sido convidada para apresentar “medidas em curso que visam à maior disponibilização de combustível para atendimento pleno à necessidade de geração indicada pelo ONS”.

COMPRAS ADICIONAIS DE GNL

A Petrobras disse que, para atender à demanda extra das térmicas, tomou medidas como o reposicionamento de um navio regaseificador do terminal de Pecém, no Ceará, para a Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, e a aquisição de 17 cargas adicionais de gás natural liquefeito (GNL) para entrega em outubro e novembro.

A estatal também disse ter ampliado a oferta de gás em suas plataformas operacionais, para compensar unidades em parada de manutenção reprogramadas em função da pandemia, e promovido articulação com transportadoras de gás.

“Essas ações possibilitaram a normalização do atendimento a partir de 22/10. No entanto, posteriormente, o ONS também incrementou o despacho de termelétricas da Região Nordeste”, explicou.

A estatal chegou a ser questionada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) devido à frustração de geração no final de outubro em suas termelétricas Arembepe e Muricy, ambas na Bahia.

Em documento visto pela Reuters, a superintendência de fiscalização de geração do órgão regulador pediu explicações da Petrobras pelo fato de as usinas não terem operado na capacidade exigida entre 27 e 29 de outubro, com perguntas inclusive sobre a possibilidade de falta de combustível.

Procurado para comentar a questão da oferta de gás para térmicas, o ONS não respondeu de imediato. O Ministério de Minas e Energia também não retornou de pronto.

A pasta de Minas e Energia apontou em boletim no começo de novembro que a decisão do CMSE de acionar usinas a gás fora de ordem de mérito gerou “aumento acentuado na demanda térmica, da ordem de 30%, na semana de 17 a 23 de outubro, seguido de mais 23% na semana de 23 a 30 de outubro”.

Nesta quarta-feira, usinas térmicas respondiam por cerca de 16 gigawatts médios em geração no Brasil, alta de pelo menos 3 GW médios ante o visto em meados de novembro do ano passado. Atualmente, o uso de termelétricas responde por cerca de 24% da oferta, contra 61% de produção fornecida por hidrelétricas, segundo dados do ONS.

ACIONAMENTO INESPERADO

O presidente da comercializadora de energia Bolt, Gustavo Ayala, disse à Reuters que apesar de chuvas fracas recentes um forte acionamento de termelétricas não era esperado pelos agentes do mercado de energia para aquele momento, o que pode ter dado pouco tempo para a Petrobras organizar a oferta de gás.

“A ata (com as decisões do CMSE) foi publicada no dia 16 de outubro às 16h24, muito em cima mesmo. Não constava do planejamento das térmicas… foi a reunião extraordinária que surpreendeu as usinas”, explicou.

A decisão do CMSE foi pelo chamado acionamento “fora da ordem de mérito” das térmicas o que significa ligar mais usinas do que a necessidade estimada por modelos computacionais que apoiam a operação do sistema elétrico.

Agência Reuters

A Braskem informou que não foi notificada sobre o cancelamento do contrato de fornecimento de gás etano pela Petróleos Mexicanos, como é formalmente conhecida a estatal Pemex.

O comunicado foi uma resposta a notícias sobre um desentendimento entre o governo do país e a filial local da petroquímica.

A Pemex fornece gás etano para a planta petroquímica Etileno XXI da Braskem Idesa. O gás etano é usado para produzir eteno, reduzindo a necessidade do México de importar a matéria-prima usada para produzir plástico para garrafas e embalagens, entre outras aplicações.

“O contrato de fornecimento de etano no México continua em vigor e válido”, disse a empresa em um comunicado. “A empresa reforça seu compromisso de buscar soluções construtivas para a falta de etano no México.”

Uma crise entre a Braskem-Idesa e o governo do presidente mexicano Andrés Manuel López Obrador por causa de denúncias de corrupção se agravou nos últimos dias, colocando em xeque o futuro da planta Etileno XXI, inaugurada em 2016 por 5,2 bilhões de dólares, informou o jornal Valor Econômico na última quarta-feira.

Na segunda-feira, o Post Online Media disse que a Pemex anunciou em 14 de novembro que cancelaria um contrato com a Braskem-Idesa, uma empresa forma pela associação da Braskem e a petroquímica mexicana Grupo Idesa, para fornecer gás ao complexo Etileno XXI.

Em vez disso, de acordo com a publicação, a Pemex concederia uma licença à IEnova, se ela concordar em exportar o gás que a Comissão Federal de Eletricidade contratou em excesso durante o mandato do ex-presidente Enrique Peña Nieto, segundo a publicação.

Agência Reuters

 

A Petrobras decidiu adiar em caráter excepcional o prazo para que trabalhadores de áreas administrativas retornem às atividades presenciais, com prorrogação até 31 de março de 2021 do regime de teletrabalho atualmente em vigor na empresa.

A companhia, como muitas outras pelo Brasil e pelo mundo, instituiu um modelo de trabalho remoto desde meados de março, em meio a preocupações com a pandemia de coronavírus. Esse regime estava previsto antes para durar até 31 de dezembro.

“A companhia continuará monitorando os cenários interno e externo, com avaliação constante das decisões tomadas, tendo sempre como foco a prevenção e a segurança das pessoas”, afirmou a estatal em nota à imprensa, com a ressalva de que pode mudar de planos de acordo com o cenário da pandemia.

A companhia acrescentou que algumas atividades não podem prosseguir de forma remota por sua natureza e essencialidade, sendo que nesses casos “os colaboradores serão comunicados com antecedência e a volta será realizada sempre de forma segura e gradual”.

Agência Reuters

O presidente Jair Bolsonaro aprovou resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) que abre caminho para o uso de matéria-prima importada na produção de biodiesel destinado a atender leilões públicos de compra do insumo.

A medida, publicada no Diário Oficial da União, estabelece que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) poderá permitir a utilização de matéria-prima importada nos editais de leilões, o que foi considerado “de interesse da política energética nacional”.

O movimento do governo ocorre enquanto o setor de biodiesel do Brasil, maior produtor e exportador global de soja, lida com preços recordes da oleaginosa após fortes exportações e consumo interno da commodity.

A ANP chegou a reduzir temporariamente o percentual de mistura obrigatória de biodiesel no diesel em leilão para amenizar a alta dos preços.

No final de outubro, a Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove) projetou que a produção de biodiesel do Brasil deve terminar 2020 com total de 6,4 bilhões de litros, alta de 8,5% na comparação com 2019 e nível recorde para um ano.

Uma autorização temporária para importações de matérias-primas já vinha sendo defendida por parte do setor, como a União Brasileira do Biodiesel e Bioquerosene (Ubrabio), para quem a medida poderia ajudar a aliviar a indústria em meio ao aperto de oferta de soja.

O programa nacional de biodiesel não previa originalmente o uso de matéria-prima importada para atendimento da demanda dos leilões porque teve entre seus objetivos, entre outros, a criação de uma demanda para produtores familiares.

O presidente da Ubrabio, Juan Diego Ferrés, estimou no fim de setembro que o óleo de soja importado pode chegar a portos brasileiros 50 dólares por tonelada mais barato que o nacional.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 19 de novembro de 2019, informa que o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), em sessão do Tribunal ocorrida nesta data, aprovou por unanimidade a operação de alienação da Liquigás Distribuidora S.A. (“Liquigás”), subsidiária integral da Petrobras, para o grupo adquirente composto pela Itaúsa S.A. (Itaúsa), Copagaz – Distribuidora de Gás S.A. (Copagaz) e Nacional Gás Butano Distribuidora Ltda. (Nacional Gás), mediante a assinatura de acordo (Acordo em Controle de Concentração – ACC).

O acordo foi proposto pela Itaúsa, Copagaz e Nacional Gás e visa a atender às preocupações de natureza concorrencial identificadas pelo CADE.

A decisão será publicada no Diário Oficial da União conforme prazo regimental do CADE.

Além dessa aprovação, a conclusão da transação ainda está sujeita ao cumprimento de outras condições precedentes usuais. O valor de R$ 3,7 bilhões, sujeito a ajustes, será pago à Petrobras na data do fechamento da operação.

Agência Petrobras

O Programa de Energia para o Brasil (BEP), do Fundo de Prosperidade do Reino Unido, deu início a uma nova parceria com o projeto GEF Biogás Brasil, liderado pelo Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovações (MCTI) e implementado pela Organização das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial (UNIDO). O objetivo da parceria é reunir forças para acelerar a transformação de resíduos em energia no Brasil.

A parceria visa aumentar o uso de biogás e biometano na matriz energética brasileira. Esses biocombustíveis são fontes de energia de baixo carbono que podem ajudar o Brasil a reduzir suas emissões de gases de efeito estufa e a dependência de combustíveis fósseis.

A ação conjunta facilitará o compartilhamento de dados e informações e fortalecerá o intercâmbio de políticas e regulamentos que promovam uma transição energética de baixo carbono por meio do desenvolvimento do mercado de biogás e biometano.

O projeto GEF Biogás Brasil dá assistência a projetos de biogás em várias escalas, bem como apoio ao desenvolvimento de modelos de negócios e estratégias financeiras. Os principais objetivos do projeto são expandir a oferta de energia e combustível renováveis por meio do apoio à produção de biogás e biometano, fortalecer as cadeias de abastecimento de tecnologia no setor, e facilitar investimentos.

O projeto GEF Biogás Brasil implementa acordos de cooperação com o setor privado para gerar oportunidades de negócios inovadoras e desenvolver projetos executivos, mobilizando investimentos privados voltados para a construção de plantas de biogás. O projeto é financiado pelo Fundo Global para o Meio Ambiente (GEF).

O Programa de Energia para o Brasil (BEP) oferece experiência internacional para apoiar a transição do Brasil para uma matriz energética limpa e sustentável que pode dar às partes desfavorecidas da sociedade mais controle sobre a fonte e os custos da energia que usam. O BEP apresenta inovações tecnológicas por meio de projetos-piloto implementados por empresas brasileiras e internacionais, e auxilia o Brasil a adaptar políticas públicas e regulamentações que promovem o uso de tecnologias de energia limpa.