Dia: 3 de março de 2022

A ação vai alcançar mais de 1,3 mil famílias que vivem no entorno da Refinaria Isaac Sabbá (REMAN)

A Petrobras promove até o dia 22/03 a doação de cestas básicas e voucher para aquisição de gás de cozinha em Manaus, no Amazonas. A ação é promovida em conjunto com o Instituto de Assistência à Criança e ao Adolescente Santo Antônio (IACAS) e a Oficina Escola de Lutheria da Amazônia (OELA) e vai beneficiar diretamente 1.333 famílias de comunidades no entorno da Refinaria Isaac Sabbá (REMAN). A ação começou em 2021, quando as famílias receberam cestas básicas durante três meses, e terá continuidade ao longo de 2022.

O objetivo é atender comunidades vizinhas das unidades de Refino e Gás Natural da Petrobras, conforme dados do sistema do Cadastro Único (CadUnico), que disponibiliza quantitativos de pessoas em situação de vulnerabilidade e risco social. Nesta fase, o voucher para aquisição de gás de cozinha tem valor de até R$ 100,00. A distribuição das cestas básicas e do voucher para compra do gás está sendo executada em etapas pelas instituições IACAS e OELA desde janeiro, seguindo os protocolos sanitários para prevenção à Covid 19.

“Essa ação será realizada em todo o país, com foco sobretudo nas regiões onde temos operações da Petrobras. O país ainda passa por um período pandêmico e a companhia é sensível às necessidades da sociedade. Ficamos muito gratificados em poder ajudar a amenizar um pouco as dificuldades enfrentadas por essas famílias em situação de vulnerabilidade, para que possam ter alimento e gás de cozinha”, destacou a gerente executiva de Responsabilidade Social da Petrobras, Rafaela Guedes.

Desde o início da pandemia, a Petrobras vem realizando uma série de ações voluntárias de apoio à sociedade. Em 2022, R$ 270 milhões serão destinados ao programa social de acesso a gás de cozinha para famílias em situação de vulnerabilidade. O valor é complementar aos R$ 30 milhões destinados em 2021, totalizando R$ 300 milhões até o fim desse ano.

A Petrobras iniciou, em 30/4, a produção de petróleo e gás natural por meio do FPSO Guanabara, primeiro sistema de produção definitivo instalado no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma, do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo e gás), tem capacidade de processar até 180 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás, o que representa 6% da produção operada pela Petrobras, contribuindo para o crescimento previsto da produção da companhia. Mero é o terceiro maior campo de petróleo do pré-sal (atrás apenas de Búzios e Tupi).

A plataforma chegou ao campo de Mero no fim de janeiro de 2022. Neste período, foi conectada a poços e equipamentos submarinos, e passou pelos testes finais antes de dar início à produção. Na primeira onda serão interligados 6 poços produtores e 7 injetores ao FPSO. A previsão é que a plataforma atinja o pico de produção até o final de 2022.

“O FPSO Guanabara é a unidade de produção de petróleo mais complexa a operar no Brasil. A implementação de um projeto com essa tecnologia é resultado de mais de uma década de aprendizado no pré-sal e da atuação integrada entre a Petrobras, parceiros e fornecedores. O projeto foi concebido visando aliar capacidade produtiva, eficiência e redução de emissões de gases de efeito estufa”, destaca João Henrique Rittershaussen, diretor de Desenvolvimento da Produção da Petrobras.

O peso da plataforma é de 102.443 toneladas (equivalente a 258 Boeings 747); altura de 172 metros, equivalente a 4,6 estátuas do Cristo Redentor e comprimento de 332 metros, ou três campos de futebol. Além disso, tem capacidade de geração de energia de 100 megawatts, suficiente para abastecer uma cidade de 330 mil habitantes.

Construída e operada pela Modec, a unidade está localizada a mais de 150 km da costa do estado do Rio de Janeiro em profundidade d´água que chega a 1.930 metros. Ao todo, mais três plataformas definitivas estão programadas para entrar em operação no campo de Mero no horizonte do Plano Estratégico 2022-2026 da Petrobras.

O FPSO Guanabara conta com sistemas de reinjeção do gás, onde a produção de gás com teor de 45% de dióxido de carbono (CO2), após consumo próprio no FPSO, será toda reinjetada na jazida visando a manutenção de pressão e a melhora na recuperação de petróleo, além de reduzir o lançamento de CO2 na atmosfera. A reinjeção de gás será feita de forma alternada com a injeção de água (Water Alternating Gas – WAG).

Adicionalmente, o campo de Mero está desenvolvendo uma tecnologia inédita de separação ainda no leito marinho, do gás rico em CO2 do petróleo, para sua reinjeção a partir do leito marinho, reduzindo a quantidade de gás que chega ao FPSO, aumentando assim a disponibilidade do FPSO ao óleo e a eficiência do projeto.

O projeto de Mero 1 é parte de um dos mais robustos programas de Captura, Uso e Armazenamento geológico de CO2 do mundo – chamado CCUS. Essas iniciativas estão alinhadas ao compromisso da Petrobras de redução de 32% na intensidade de carbono na área de Exploração e Produção até 2025.

O campo unitizado de Mero é operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNPC (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.

A Yinson, decidiu revisar seus negócios com a intenção de desbloquear o valor de seu segmento de produção offshore, explorando opções como IPO ou parcerias estratégicas.

A Yinson revelou na terça-feira que, como parte da estratégia de médio a longo prazo do grupo para garantir que esteja preparado e apto para o crescimento futuro, a empresa realizará um exercício de revisão estratégica do segmento de negócios do FPSO para explorar e avaliar opções disponíveis para o grupo.

Conforme explicado por Yinson, a revisão estratégica visa explorar uma ampla gama de opções para desbloquear e maximizar o valor para os acionistas e, ao mesmo tempo, fortalecer o negócio de FPSO. Também posicionaria a Yinson para executar sua estratégia de sustentabilidade de longo prazo para operar em um futuro de baixo carbono e resiliente ao clima.

Essas opções podem incluir uma oferta pública inicial (IPO) ou oportunidades de parceria estratégica para o segmento de negócios FPSO. No entanto, Yinson observou que não há garantia de que a revisão estratégica resultará em qualquer transação ou que qualquer acordo definitivo ou vinculativo seja alcançado.

Yinson disse que fará outros anúncios conforme apropriado.

Quando se trata de seu negócio de FPSO, Yinson assinou dois contratos para o fornecimento de um FPSO e serviços em menos de um mês. No início de fevereiro, Yinson concordou em fornecer um FPSO para a Petrobras do Brasil para o Projeto Integrado Parque das Baleias. O valor agregado estimado dos contratos é de US$ 5,2 bilhões e o FPSO deve entrar em operação no quarto trimestre de 2024.

Semanas depois, Yinson assinou um contrato de FPSO com outra empresa brasileira, a Enauta . Pelo contrato, a Yinson fornecerá à Enauta o FPSO para o Full Development System do campo de Atlanta.

A empresa escocesa Mocean Energy garantiu € 875.000 para acelerar o lançamento comercial de sua tecnologia de energia das ondas e impulsionar sua adoção no setor de petróleo e gás offshore.

A Mocean Energy levantou pouco mais de € 875.000 em fundos de capital de financiadores existentes, liderados pelo sindicato de anjos Equity Gap, juntamente com o Old College Capital, o fundo de investimento de risco interno da Universidade de Edimburgo e a Scottish Enterprise.

Os novos fundos permitirão que a empresa avance no projeto de sua máquina de ondas Blue Star de próxima geração e impulsione sua adoção em petróleo e gás submarinos , disse a Mocean Energy.

No ano passado, a empresa testou com sucesso seu protótipo Blue X no mar no Centro Europeu de Energia das Ondas (EMEC) em Orkney, e atualmente está colaborando com parceiros para avançar em um projeto de demonstração, chamado ‘Renewables for Subsea Power’ .

Espera-se que o projeto mostre como a tecnologia da Mocean Energy pode ser acoplada ao armazenamento de energia subaquática para fornecer energia confiável de baixo carbono para equipamentos submarinos e veículos submarinos autônomos . De acordo com a Mocean Energy, os planos estão em vigor para testar o sistema no mar no final de 2022.

Comentando sobre os novos fundos, o diretor administrativo da Mocean Energy, Cameron McNatt , disse: “ O financiamento de capital é um tremendo impulso e nos permitirá acelerar o lançamento de nossos produtos.

“Este ano começaremos a fabricar Blue Star 10 – uma máquina de 10kW baseada no design Blue X que começará as trilhas comerciais em 2023.

“Em paralelo, estamos desenvolvendo nossa próxima geração Blue Star 20, uma máquina de 20kW baseada em uma nova geometria otimizada, que incluirá painéis solares e um novo gerador de acionamento direto, com testes e lançamento previstos para 2024-25. 

“ Ambos os produtos são voltados para oportunidades nos mercados de transição energética de petróleo e gás, defesa, eólica offshore e ciência oceânica, onde podem ser usados ​​para fornecer energia a equipamentos submarinos remotos, robótica e sistemas de monitoramento.”

A Mocean Energy viu um interesse crescente do setor de petróleo e gás e abriu um escritório dedicado em Aberdeen para atender à demanda dos clientes, enquanto a equipe da empresa cresceu para 17.

Os novos fundos seguem um aumento inicial de € 1,03 milhão que foi concluído em 2020, incluindo € 735.000 de financiamento de capital mais € 300.000 de doação da Innovate UK, a agência de inovação do governo do Reino Unido.

Dispositivo de energia de ondas Blue Star da Mocean Energy alimentando ativos submarinos (Cortesia de Mocean Energy)

Kerry Sharp , diretor de investimentos de crescimento da Scottish Enterprise, disse : “Empresas de tecnologia de baixo carbono ousadas e ambiciosas, como a Mocean Energy, são fundamentais para a transição justa da Escócia para uma economia de emissões líquidas zero.

“A Scottish Enterprise está satisfeita que nosso apoio contínuo à equipe da Mocean esteja ajudando-os a expandir e explorar suas aspirações internacionais, e esperamos que este investimento mais recente faça com que a Mocean se aproxime cada vez mais de comercializar totalmente sua inovadora tecnologia de energia das ondas.”

Para lembrar, no ano passado, um consórcio formado por Mocean Energy, Verlume, Harbour Energy e Baker Hughes com financiamento do Net Zero Technology Center – anteriormente conhecido como OGTC – investiu € 1,9 milhão em um programa para desenvolver um sistema de energia das ondas e armazenamento de energia para submarinos. operações .

Companhia foca no avanço do programa de investimentos para alcançar novos municípios nos próximos cinco anos

Percorrendo Santa Catarina com redes de gás natural ou pelo modal GNC (Gás Natural Comprimido), a SCGÁS completou 28 anos de fundação no último dia 25 de fevereiro. Focando no desenvolvimento do estado e expansão da rede, a Companhia atende 69 cidades catarinenses e mais de 18 mil clientes diretos, entre indústrias, unidades residenciais, estabelecimentos comerciais e postos, além dos quase 113 mil veículos movidos a GNV emplacados no Estado.

O propósito da empresa é promover o desenvolvimento socioeconômico catarinense por meio do gás natural, que leva competitividade para o setor industrial e comercial e economia para os motoristas de aplicativos, taxistas e usuários, que têm os veículos automotivos como fonte de trabalho e renda. Além disso, nos espaços urbanos, ao atender bairros e empreendimentos, leva comodidade e segurança ao distribuir uma energia em rede, mais sustentável, contribuindo com a melhoria da mobilidade e qualidade do ar das cidades.

“Vivemos um momento de fortalecimento interno, adequação da estrutura e processos para dar conta de um plano de investimentos robusto. Com unidade, organização e propósito, podemos enfrentar os desafios referentes ao novo mercado de gás e à transformação do nosso setor. Creio que Santa Catarina continuará sendo referência para o país no gás natural”, comemora o diretor presidente da SCGÁS, Willian Anderson Lehmkuhl.

A distribuidora foi fundada em 1994 e iniciou o fornecimento de gás ao mercado em abril de 2000, fornecendo o insumo à indústria, Döhler, de Joinville, do ramo têxtil. Atualmente, abastece as principais marcas catarinenses e tem 1.352 quilômetros de rede implantada. Considerando os municípios atendidos, Santa Catarina tem o segundo melhor índice nacional, com 23% das cidades abastecidas com o insumo.

Desenvolvimento regional

Para levar o insumo a novas regiões catarinenses, a distribuidora pretende chegar a 90 municípios com acesso ao gás natural até 2026. O atendimento será ampliado no mercado de varejo, especialmente em locais verticalizados de grande concentração residencial e em regiões industrializadas que possuem clientes de baixo consumo, ao tempo que os setores termointensivos já estão abastecidos.

Nos próximos cinco anos, a Companhia investirá R$ 665 milhões em obras e projetos para implantar novas redes e atender novos clientes. Trata-se do maior plano de negócios da história da empresa, que também abastecerá 140 novas indústrias. Até 2026, a rede vai crescer cerca de 50% e o número de clientes diretos atendidos avançará mais de 130%.

Com isso, serão 480 indústrias abastecidas, ampliando o percentual do PIB desse setor abastecido que hoje já atinge 50%. Diversos ramos industriais, dentro da diversidade das pequenas propriedades produtivas, fruto da formação socioeconômica catarinense, contam com o gás natural. Entre os principais estão o segmento cerâmico, metal-mecânico, têxtil e de vidros e cristais.

O futuro reserva novos desafios para a distribuidora. Além de atender aos extremos geográficos catarinenses e acelerar o processo de interiorização, a Companhia objetiva ver o processo de aproveitamento de energias renováveis avançarem no país, articulando as ações com o modelo de abastecimento com gás natural.

O processo de modernização também inclui a operação de novos modais de abastecimento, como acontece com a rede local em Lages e com os projetos de rede isolada que beneficiarão Canoinhas e Três Barras, no Planalto Norte, Imbituba, no Sul catarinense e, futuramente, estuda-se, atender São Lourenço do Oeste da mesma forma.

A SCGÁS também se organiza para lidar, num futuro próximo, com um mercado de gás natural mais aberto e com forte participação de agentes internacionais. Além disso, busca soluções para aproveitamento do GNL (Gás Natural Liquefeito) que terá porta de entrada por meio do Terminal Gás Sul (TGS), na Baía da Babitonga.

Por isso, vem constantemente adequando sua estrutura administrativa e revisando seus processos internos, que permitem que a distribuidora opere com custo abaixo da média do setor e promova o investimento em implantação de infraestrutura com o menor custo por quilômetro no país.