Autor: redacao

A Petrobras passará a usar plataformas de produção de petróleo totalmente eletrificadas nos projetos que começar a conceber de agora em diante. O objetivo da petroleira é usar a eletricidade como fonte de energia para todo os equipamentos das unidades de produção marítimas, de modo a ganhar eficiência e reduzir o volume de emissões de carbono por barril de petróleo produzido, em meio à transição energética.

De acordo com a gerente-executiva de mudanças climáticas da Petrobras, Viviana Coelho, a estimativa é que a eletrificação de plataformas leve a uma redução de 6% a 20% nas emissões de poluentes, percentual que varia entre os diferentes projetos e depende do estágio de produção de cada campo. Isso deve levar a uma queda, em média, de cerca de um quilo de carbono emitido por barril de petróleo produzido no pré-sal.

“Consumo total de gás da plataforma será menor, porque vamos gerar energia elétrica para os equipamentos”
“É uma tecnologia que vai contribuir para a visão de neutralidade em carbono que a Petrobras declarou recentemente e que deve entrar nos projetos a partir de 2028, que começamos a conceber agora”, explica a executiva, que é responsável pela gerência criada há cerca de um ano para auxiliar a estatal na transição energética.

Na prática, hoje, as plataformas de produção são equipadas com uma pequena usina termelétrica, abastecida a gás ou a diesel, e que pode produzir até 100 megawatts (MW). No entanto, esse volume não é suficiente para fornecer energia a todos os equipamentos, principalmente nas unidades de produção maiores, como as que estão instaladas no pré-sal. Por isso, atualmente alguns componentes da plataforma usam o próprio gás natural produzido no campo em que estão localizadas para gerar energia por meio de turbocompressores.

A ideia da Petrobras, por meio do aumento da capacidade de geração de energia nas plataformas, é que todos os equipamentos passem a ser abastecidos pela energia elétrica, o que leva a ganhos de eficiência. O conceito é conhecido como “all electric” no jargão do setor. “O consumo total de gás da plataforma passará a ser menor, porque conseguimos gerar energia elétrica e distribuir para os equipamentos usando um volume menor do que queimando gás direto nos compressores”, explica a gerente.

Segundo a executiva, a mudança não vai ter impactos significativos nos custos dos projetos ou no peso das novas plataformas, que permanecerão da mesma ordem de grandeza dos atuais. “Há um ganho de eficiência significativo sem alteração econômica fundamental. É um ajuste de arranjo e a viabilidade técnica e econômica está atestada” afirma Coelho.

A Petrobras tem o compromisso de 25% de redução de emissões até 2030 em relação a 2015. Especialistas apontam que, num cenário em que o petróleo tende a ter espaço cada vez menor na matriz energética global, as empresas capazes de produzir com menos emissões vão ser mais competitivas.

A decisão de seguir em frente com o projeto de eletrificação das plataformas foi tomada a partir da revisão, neste mês, de uma resolução do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), que passou a permitir aumento da capacidade de geração de energia nas térmicas instaladas nas plataformas.

Na prática, com a alteração da resolução 382/2006, o Conama flexibilizou o limite de emissões para as termelétricas instaladas nas unidades marítimas, que até então era o mesmo das usinas terrestres. A justificativa é que térmicas em terra estão localizadas próximas aos centros urbanos e, por isso, precisam de condições para garantir a manutenção da qualidade do ar diferentes das que estão no mar. Além disso, as térmicas terrestres usam gás natural tratado, diferentemente das marítimas, que usam gás produzido no próprio campo.

Para Viviana, a norma anterior gerava uma contradição, pois limitava a geração de eletricidade nas plataformas e, assim, não permitia o uso de soluções mais eficientes, que permitissem a redução nas emissões do projeto como um todo. Com a mudança, será possível centralizar a geração de energia em um único ponto da plataforma, de forma otimizada. “É um avanço na legislação, um ajuste pró-ambiente porque torna possível o arranjo de menor emissão”, diz a executiva.

A ANP realizará na hoje, sexta-feira (15/10), às 10h, o Workshop Projeto Biodiesel, com transmissão ao vivo no canal da ANP no YouTube.

O evento irá apresentar as ações da ANP para a garantia da qualidade dos combustíveis, a exemplo do biodiesel, diesel A e diesel B, comercializados no País, assim como promover discussões técnicas entre produtores de biodiesel, usuários e distribuidores de combustíveis, além de representantes governamentais. O objetivo é fornecer espaço para um amplo debate entre os diferentes atores do setor, levando-se em conta a transição energética, a inserção dos biocombustíveis na matriz veicular nacional e a proteção do consumidor quanto à qualidade dos combustíveis.

O objetivo central do evento será a apresentação dos resultados das ações de fiscalização realizadas pela Agência no País, seguidas das análises laboratoriais correspondentes realizadas no Centro de Pesquisas e Análises Tecnológicas (CPT) da ANP, com fins de verificar a qualidade dos produtos óleo diesel B, diesel A e biodiesel (B100).

Veja mais informações e a programação completa na página do evento.

O diretor de exploração e produção da Petrobras, Fernando Borges, reforçou a intenção da companhia de aumentar os investimentos em perfurações na Margem Equatorial. Ao todo, a estatal prevê investir cerca de US$ 1,5 bilhão para furar, em cinco anos, 14 poços exploratórios na região – que se estende do litoral do Rio Grande do Norte ao Oiapoque (AP) e concentra as bacias Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar.

O executivo está confiante de que a petroleira vencerá as complexidades em torno do licenciamento ambiental na região, considerada promissora dada as semelhanças geológicas com bacias de alto potencial na Guiana.

“Acredito que vamos obter licença ambiental na Margem Equatorial. Diria que hoje a bola está com a gente, não com o Ibama”, afirmou Borges, em participação no “Shell Talks”, evento promovido em parceria com os jornais “O Globo” e Valor.

A complexidade ambiental da Margem Equatorial já foi atestada por empresas como a Total e a BP, antigas sócias da Petrobras em blocos na Bacia Foz do Amazonas e que abandonaram os ativos depois do fracasso da francesa no licenciamento de projetos no local.

Em 2018, o Ibama negou o pedido de perfuração da Total na Foz do Amazonas, ao alegar “profundas incertezas relacionadas ao Plano de Emergência Individual (PEI) do empreendimento, agravadas pela possibilidade de eventual vazamento de óleo afetar os recifes biogênicos presentes na região e a biodiversidade marinha de forma mais ampla”. Este ano, a Petrobras assumiu as fatias da Total e BP em cinco concessões onde era sócia das multinacionais.

Os riscos ambientais sobre a Margem Equatorial voltaram à tona, agora, em meio à proximidade da 17ª Rodada de concessões que será promovida pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), marcada para amanhã. Especialistas fizeram alertas sobre os riscos associados à exploração de uma outra bacia na região: a Potiguar, que reúne blocos localizados a 260 quilômetros do Atol das Rocas e 370 quilômetros do arquipélago de Fernando de Noronha.

A Petrobras, segundo Borges, tem hoje 19 blocos exploratórios na Margem Equatorial. “Isso [investimento esperado na exploração] traduz a expectativa que companhia tem no potencial da região”, disse o diretor.

O executivo afirma que a Petrobras buscará parceiros para os projetos na Margem Equatorial onde a companhia detém, hoje 100% – caso das concessões na Foz do Amazonas. “Uma vez tendo um sinal positivo no que concerne ao licenciamento ambiental, teremos mais empresas se juntando aos nossos esforços”, afirmou.

A Repsol Sinopec Brasil anunciou parceria com a Fundação Oswaldo Cruz (Fiocruz), por meio do programa Unidos Contra a Covid-19 (unidos.fiocruz.br), para internalização da tecnologia e produção da vacina da Covid-19 pelo Instituto Bio-Manguinhos, apoiando o desenvolvimento de um laboratório que se tornará um legado para sociedade e a especialização da equipe técnica e pesquisadora.

A ação é mais uma das empreendidas pela Repsol Sinopec Brasil desde o início da pandemia da Covid-19, que englobam o apoio à construção do Hospital de Campanha Lagoa-Barra no Rio de Janeiro, a cessão de parte da capacidade de processamento do supercomputador AIRIS para pesquisas científicas sobre a Covid-19, além da mobilização de seus voluntários para o auxílio e doação de cestas básicas para mais de 500 pessoas.

A nova parceria reforça a importância das parcerias para superação dos desafios no combate à pandemia, especialmente no avanço da produção de vacinas. A Fiocruz é responsável pela absorção da tecnologia e produção local da vacina desenvolvida pela Universidade de Oxford em parceria com a AstraZeneca, tendo como principais desafios a entrega de mais de 110 milhões de doses da vacina até o final do segundo semestre de 2021.

“Estamos muito orgulhosos em participar desse programa, que representa mais um avanço no enfrentamento à pandemia, refletindo nosso diálogo e parceria com a sociedade e com as instituições de pesquisa. Acreditamos que a vacinação da população é essencial para o combate à pandemia, além de ser a forma mais eficaz de contribuirmos com a retomada das atividades, com saúde e segurança”, diz Mariano Ferrari, CEO da Repsol Sinopec Brasil.

Para Carla França, vice-diretora de Produção de Imunobiológicos da Fiocruz, “a construção de parcerias com as empresas e a sociedade civil é extremamente importante para organizações como a Fiocruz, que possuem histórico de produção científica reconhecida internacionalmente e de prestação de serviços à saúde pública global. Iniciativas como essa, representam a possibilidade de aceleração da vacinação da população brasileira e o avanço da ciência”.

A Tenaris e sua parceira de negócios de longa data Sandvik estão estendendo sua aliança de quase 20 anos com a assinatura de um novo contrato de cinco anos para o fornecimento de OCTG com conexões premium e ligas de aços especiais, incluindo CRAs, para atender o mercado de petróleo e gás.

O contrato renovado combina a experiência da Sandvik em tecnologia de materiais e o desenvolvimento de ligas de aço resistentes à corrosão com a excelência da Tenaris na fabricação de OCTG de alta qualidade e alto desempenho e conexões premium com tecnologia Dopeless®.

“Nossa aliança estratégica facilita uma cooperação mais estreita em inovações futuras visando as aplicações mais exigentes do mercado. Juntos, seremos incomparáveis ​​na indústria, permitindo-nos desenvolver e oferecer soluções exclusivas para os ambientes operacionais mais desafiadores enfrentados por nossos clientes”, disse Goran Bjorkman Presidente Sandvik Materials Technology.

O presidente e CEO da Tenaris, Paolo Rocca, visitou a sede da Sandvik Materials Technologies em Sandviken, Suécia, antes da assinatura do acordo, que marca duas décadas de colaboração entre as empresas.

“Continuamos a aproveitar nossos pontos fortes combinados em P&D e fabricação para oferecer aos clientes soluções diferenciadas, incomparáveis ​​na indústria hoje”, disse Rocca. “E, à medida que o setor gira com um foco maior em soluções de baixo carbono, estamos melhor posicionados e temos o know-how para executar projetos de transição energética, como captura e armazenamento de carbono, produção geotérmica e de gás – segmentos que exigem materiais avançados e tecnologias de produto que maximizam o desempenho enquanto reduzem o impacto ambiental. ”

A parceria estratégica entre Tenaris e Sandvik começou em 2003 para agregar valor à indústria de petróleo e gás por meio de pesquisa conjunta, desenvolvimento de produtos e fabricação de soluções tubulares especializadas para aplicações exigentes.

A TechnipFMC garantiu um contrato de afretamento e serviços de longo prazo pela Petrobras para seu navio de apoio a dutos Coral do Atlântico.

A embarcação registrada no Brasil foi garantida por um contrato de três anos, com opção de prorrogação.

Coral do Atlântico será implantado principalmente em águas ultraprofundas de até 3.000 metros. O início das operações está previsto para o segundo trimestre de 2022.

Esta é a terceira embarcação de apoio a dutos TechnipFMC a ser contratada pela Petrobras neste ano.

“Coral do Atlântico é o terceiro de nossos navios de apoio a dutos a ser contratado por meio de afretamento de longo prazo pela Petrobras neste ano, indicando uma demanda crescente no mercado brasileiro por produtos flexíveis”, disse Jonathan Landes , presidente Subsea da TechnipFMC.

“A versatilidade e a capacidade do Coral do Atlântico de trabalhar em águas profundas ou rasas é grande parte do apelo da embarcação. Este último contrato fortalece ainda mais nosso relacionamento de colaboração e confiança com a Petrobras que se estende por décadas. ”

Foto: Jonathan Landes , presidente Subsea da TechnipFMC – Divulgação

Embora a TechnipFMC não especifique os termos financeiros do negócio, a empresa disse que o valor do contrato é de cerca de US $ 250 milhões a US $ 500 milhões.

A 4Subsea obteve um contrato de serviço para monitorar risers catenários de aço no Floating Production Storage and Offloading’s (FPSO) no campo de Bacalhau no Brasil.

O serviço é fornecido usando 4insight® Subsea Asset Integrity, que combina sensores avançados de tensão e movimento para medir os movimentos da embarcação e a carga do riser com algoritmos para calcular a pressão do riser e a tensão do arco para monitorar a integridade e os riscos para risers catenários de aço no FPSO. O serviço digital é entregue como painéis de monitoramento e dados alimentados na plataforma de dados do Equinor para análise posterior.

Foto: Produção Submarina – Divulgação

Peter Jenkins, CEO da 4Subsea, disse: “Estamos muito satisfeitos por termos sido escolhidos para monitorar a integridade dos risers do Bacalhau. Esses serviços comprovadamente reduzem o risco operacional e os custos durante operações complexas e são ótimas demonstrações da transformação digital das operações offshore para aumentar a segurança ”.

Os mesmos sensores, tecnologia e algoritmos foram adaptados para monitorar a fadiga e integridade em instalações eólicas offshore para monitorar a integridade da construção e dos cabos, demonstrando a versatilidade e robustez da tecnologia de sensor 4Subsea e serviços digitais.

Foto: Peter Jenkins, CEO da 4Subsea – Divulgação

A Petrobras finalizou, em 08/10/2021, a venda de sua participação de 50% no campo terrestre de Rabo Branco, localizado na Bacia de Sergipe-Alagoas, no estado de Sergipe, para a empresa Petrom Produção de Petróleo e Gás Ltda. A venda para a Petrom decorreu do exercício do direito de preferência da empresa previsto contratualmente. Após o cumprimento de todas as condições precedentes, a operação foi concluída pelo valor da venda de US$ 1,5 milhão, que já havia sido integralmente depositado, em conta-garantia em benefício da Petrobras, na data de assinatura do contrato de compra e venda, em 07/05/2021.

O campo terrestre de Rabo Branco faz parte da concessão BT-SEAL-13, localizada ao sul do campo de Carmópolis, na Bacia de Sergipe-Alagoas, no Estado de Sergipe. A produção média do campo, no ano de 2020, foi de 131 bpd. A Petrobras possuía 50% de participação, em parceria com a Petrom.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio e melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra-profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto nº 9.355/2018.

Sobre a Petrom

A Petrom é uma sociedade de propósito específico (SPE) constituída para o gerenciamento das atividades desenvolvidas no campo de Rabo Branco, no qual é operadora e passa a deter 100% de participação.

A ANP realizou audiência pública online sobre a regulamentação do novo modelo de comercialização de biodiesel em substituição aos leilões públicos, para atendimento do percentual de mistura obrigatória ao diesel de origem fóssil.

A minuta de resolução, que foi submetida a consulta pública por 45 dias, modifica a dinâmica de mercado e prevê modelo em que as distribuidoras compram o biodiesel diretamente dos produtores. A meta volumétrica compulsória individual de contratação será de 80% do contratado no bimestre anterior. Ou seja, as distribuidoras deverão adquirir pelo menos 80% do volume comprado no bimestre anterior.

“O modelo que está sendo proposto pela ANP consiste na comprovação da contratação prévia do volume de biodiesel a ser comercializado, favorecendo assim a previsibilidade e a garantia ao abastecimento, ao mesmo tempo em que preserva a liberdade de estabelecimento das condições contratuais”, afirmou o Diretor da ANP Raphael Moura na abertura da audiência.

Moura explicou ainda que a métrica volumétrica de contratação prévia é um percentual suficientemente alto para gerar a previsibilidade necessária para o abastecimento nacional, enquanto a existência do volume remanescente pretende garantir flexibilidade ao mercado e permitir que os volumes acima da meta mínima possam ser comercializados entre distribuidores e produtores de biodiesel por qualquer outra forma, como mercado à vista, spot, comercialização em bolsa etc.

“Dessa maneira, sem descuidar das medidas necessárias à garantia do abastecimento, o novo modelo pretende promover a migração do mercado para uma nova fase, em que há redução gradual da ingerência do regulador, a natural remoção do papel da Petrobras em todo o processo e maior liberdade para os agentes econômicos”, complementou.

O novo sistema de comercialização visa ao atendimento ao percentual obrigatório de adição de biodiesel ao diesel fóssil, previsto pela Lei nº 13.033/2014, e foi desenvolvido com base: 1) na proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos; 2) na garantia do suprimento de combustíveis em todo o território nacional; 3) na promoção da livre concorrência; 4) no incremento, em bases econômicas, sociais e ambientais, da participação dos biocombustíveis na matriz energética nacional; e 5) nos objetivos, fundamentos e princípios da Política Nacional de Biocombustíveis.

O novo formato deverá entrar em vigor até 1º de janeiro de 2022, conforme determina a Resolução nº 14/2020 do CNPE.

Após 95 dias com preços estáveis, nos quais a empresa evitou o repasse imediato para os preços internos da volatilidade externa causada por eventos conjunturais, a Petrobras realizará ajuste no preço do GLP para as distribuidoras.

Para a gasolina A, o período de estabilidade foi de 58 dias.

Esses ajustes são importantes para garantir que o mercado siga sendo suprido em bases econômicas e sem riscos de desabastecimento pelos diferentes atores responsáveis pelo atendimento às diversas regiões brasileiras: distribuidores, importadores e outros produtores, além da Petrobras. E refletem parte da elevação nos patamares internacionais de preços de petróleo, impactados pela oferta limitada frente ao crescimento da demanda mundial, e da taxa de câmbio, dado o fortalecimento do dólar em âmbito global.

Desta forma, a partir de sábado, (09/10), o preço médio de venda do GLP da Petrobras, para as distribuidoras, passará de R$ 3,60 para R$ 3,86 por kg, equivalente a R$ 50,15 por 13kg, refletindo reajuste médio de R$ 0,26 por kg.

Para a gasolina A, o preço médio de venda da Petrobras, para as distribuidoras, passará de R$ 2,78 para R$ 2,98 por litro, refletindo reajuste médio de R$ 0,20 por litro.

Considerando a mistura obrigatória de 27% de etanol anidro e 73% de gasolina A para a composição da gasolina comercializada nos postos, a parcela da Petrobras no preço da gasolina na bomba passará a ser de R$ 2,18 por litro em média. Uma variação de R$ 0,15 por litro.

De forma a contribuir para a transparência de preços e melhor compreensão da sociedade, a Petrobras publica em seu site informações referentes à formação e composição dos preços de combustíveis ao consumidor. Convidamos a visitar:
https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/precos-de-venda-de-combustiveis/