A Petrobras, em continuidade ao comunicado de 24/09/2021, informa que sua subsidiária integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF) concluiu hoje a liquidação financeira do resgate antecipado dos títulos 4,375% Global Notes e 4,25% Global Notes, ambos com vencimento em 2023.
O valor total do resgate foi equivalente a US$ 1,3 bilhão, excluindo juros capitalizados e não pagos e considerando a taxa de câmbio de US$ 1,1717/€ para os títulos em euros.
Resultado da seleção pública do Programa Petrobras Socioambiental para projetos incentivados foi divulgado na última terça-feira
A Petrobras irá destinar cerca de R$ 13,7 milhões, durante o período de dois anos, para seis projetos sociais com foco em Educação no estado do Rio de Janeiro. O resultado da seleção pública do Programa Petrobras Socioambiental para projetos incentivados, ou seja, apoiados pela Lei de Incentivo ao Esporte e a Cultura do Estado do Rio de Janeiro (Lei Estadual nº 8.266/2018), foi divulgado nessa semana. Essa foi a primeira seleção pública de projetos incentivados realizada pela Petrobras.
Os seis projetos selecionados serão desenvolvidos em diversas regiões do estado e trarão importante contribuição para a capacitação, a geração de emprego e renda, o preparo para o exercício da cidadania e para o atendimento da população, em especial crianças e adolescentes. Entre os focos dos projetos estão as atividades esportivas e musicais, comunicação comunitária, transmissão de saberes e fazeres ancestrais, oficinas de educação para cidadania e educação e inclusão de crianças e jovens com deficiências.
“Essa seleção está ampliando nossa carteira de projetos no estado do Rio de Janeiro. Os seis projetos selecionados vão contribuir para o desenvolvimento das comunidades vizinhas às nossas operações. A parceria com o Estado é muito importante e irá incentivar o desenvolvimento do terceiro setor e da sociedade civil em temas relevantes de acordo com as necessidades locais. São iniciativas de cultura, esporte e geração de renda que chegarão a mais comunidades por meio desses projetos”, explica Olinta Cardoso, gerente executiva de Responsabilidade Social da Petrobras.
A Lei de Incentivo prevê que a empresa que financia essas iniciativas, previamente autorizadas pela Secretaria Estadual de Cultura e Esportes, tenha o benefício no ICMS ao longo do período de realização do projeto. O valor do investimento nos seis projetos selecionados, a ser revertido em incentivo fiscal, representa 4% dos investimentos voluntários que a Petrobras fará nos próximos dois anos por meio do Programa Petrobras Socioambiental.
Um total de 84 projetos se inscreveram no edital de seleção para projetos incentivados e foram analisados por Comissão mista, composta por cerca de 10 especialistas de diferentes áreas do conhecimento, da Petrobras e da sociedade civil. Também foi criada uma plataforma digital que permitiu a realização da seleção totalmente online pela primeira vez.
Aos seis projetos se somam outros quatro selecionados na categoria não incentivados da seleção pública, cujo resultado foi divulgado no dia 15/9, e que serão desenvolvidos no estado do Rio. Esses quatro projetos receberão investimento total de R$ 8,5 milhões e têm foco nas linhas de atuação Clima, Oceano e Desenvolvimento Econômico Sustentável. São os seguintes: Produtores de Água e Floresta; Economias populares: fortalecendo elos de trabalho com inovação e sustentabilidade ambiental; Uso Sustentável dos Sistemas Lagunares; e Projeto Aruanã – Tartarugas Marinhas da Guanabara.
Programa Petrobras Socioambiental
A edição 2021 da seleção pública do Programa Petrobras Socioambiental selecionou 23 novos projetos para a carteira da Petrobras – os seis projetos incentivados no Rio de Janeiro e outros 17 projetos não incentivados a serem executados nos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Santa Catarina e Paraná. Esses 23 projetos receberão, no total, cerca de R$ 41,8 milhões para desenvolverem suas atividades nas linhas de atuação Educação, Desenvolvimento Econômico Sustentável, Clima e Oceano. Confira aqui a lista de todos os projetos selecionados (https://petrobr.as/ppsa-selecao2021).
Por meio do Programa Petrobras Socioambiental, a Petrobras apoia soluções socioambientais em temas relevantes para a indústria de óleo e gás e para os territórios onde atua, em todo o país, através de parcerias com organizações da sociedade civil. Em 2020, o Sistema Petrobras investiu R$ 89 milhões em projetos socioambientais. Entre os principais resultados atingidos, destacam-se 303 espécies de fauna protegidas, sendo 52 ameaçadas de extinção; 139.732 pessoas participantes ativas dos projetos; 502 publicações produzidas; 71 Unidades de Conservação terrestres e marinhas abrangidas; e cerca de 25 mil crianças na faixa etária de 0 a 6 anos beneficiadas.
Projetos educacionais selecionados
EMC – Música e Direitos Humanos em Todos os Cantos
Abrangência: Duque de Caxias, Guapimirim, Itaboraí, Magé, Niterói, Nova Iguaçu, São Gonçalo, Seropédica
Desenvolvido pela Agência do Bem, o projeto irá criar oito novos polos das Escolas de Música e Cidadania para atender 800 novos alunos de 7 a 17 anos, moradores de comunidades de baixa renda. O projeto das Escolas de Música e Cidadania existe há 15 anos e atualmente atende cerca de 1.200 alunos, em 17 polos de ensino, em 6 estados, sendo 11 polos no estado do Rio de Janeiro. O projeto prevê aulas semanais gratuitas de prática instrumental, teoria musical e oficinas de cidadania, nas quais são trabalhados temas pautados nos Direitos Humanos. Cada aluno recebe um instrumento emprestado para estudar em casa, com acompanhamento por meio de visitas presenciais dos coordenadores. São 120 aulas por ano. Ao final do semestre, há audições individuais e recitais de encerramento, nos quais os alunos se apresentam coletivamente para a comunidade, patrocinadores e convidados. Após um ano no projeto, os alunos podem concorrer a uma vaga na Orquestra e Coro Nova Sinfonia, sob a condução de uma equipe de regência.
Jovens Comunicadores – Comunicação Popular em Favelas Oportunidade e Transformação
Abrangência: Niterói e São Gonçalo
O projeto, promovido pela Bem TV, é uma ação voltada à educação para o mundo do trabalho e comunicação comunitária, tendo como objetivo ampliar as perspectivas de vida de 600 jovens entre 16 e 29 anos, moradores de comunidades nos municípios de Niterói e São Gonçalo, a partir de ações de educação e qualificação nas áreas de Tecnologia da Informação e Comunicação. No eixo de formação técnica, são apresentados conteúdos específicos de cada mídia, articulando teoria, prática e aula de reflexão crítica, totalizando 10 horas semanais de atividades formativas. No eixo da comunicação comunitária, o projeto formará uma rede de 600 jovens comunicadores que atuarão checando e produzindo informações em direitos fundamentais, servindo como canal direto com a população local e construindo conhecimento de forma partilhada. No eixo da inserção no Mundo do Trabalho, os jovens são convidados a compor a Agência Popular de Comunicação, visando garantir a ampliação de oportunidades e inserção no mercado de trabalho.
Escola de Patrimônio Imaterial do Estado do Rio
Abrangência: Guapimirim, Magé, Paraty, Quissamã, Rio de Janeiro
O projeto, desenvolvido pela Companhia de Aruanda, tem como objetivo a educação de crianças, adolescentes e jovens de comunidades tradicionais, através da realização de atividades intergeracionais de transmissão oral de patrimônios imateriais fluminenses, em cinco comunidades detentoras desses saberes e fazeres ancestrais em seus territórios. São elas: Gastronomia e Danças do Quilombo Machadinha (Quissamã); Ciranda Caiçara de Tarituba (Paraty); Capoeira de Magé; Dança, Música e Artesanato de Guapimirim; e Danças e Músicas tradicionais do bairro Madureira, no Rio de Janeiro. As ações contribuirão para a promoção desses patrimônios históricos e a utilização de seu grande potencial para a promoção da cidadania, geração de trabalho através do turismo e para a sustentabilidade econômica e ambiental dessas regiões. Entre as ações previstas estão a realização de oficinas de transmissão de saberes da tradição oral ministradas por antigos e renomados mestres e mestras dessas comunidades para 1.500 adolescentes e jovens; oficinas de capacitação em empreendedorismo cultural, fortalecimento de redes e geração de negócios no campo da economia criativa fluminense para 750 jovens e adultos; eventos lúdicos de patrimônio imaterial e educação ambiental para 4.000 moradores locais e a criação de um portal de capacitação.
Educar Pelo Esporte
Abrangência: Rio de Janeiro
O projeto Educar pelo Esporte será realizado pela União Esportiva Vila Olímpica da Maré, organização social que atua no Complexo da Maré, bairro com um dos menores Índices de Desenvolvimento Humano (IDH) do Rio de Janeiro. A Vila Olímpica da Maré é um equipamento sócio desportivo com uma área arborizada, piscinas olímpica e semiolímpica, quadras poliesportivas, campo de futebol e ginásio. O projeto irá contribuir com a garantia do direito da criança, principalmente da primeira infância, de brincar, ser criança e praticar uma atividade esportiva. O projeto também buscará aumentar a participação de adolescentes e pessoas com deficiência dentro das atividades oferecidas. O projeto irá ampliar as opções de atividades, com a extensão do horário do turno da tarde e aos sábados. Também será realizado um trabalho de conscientização ambiental para os participantes.
Projeto Vidançar
Abrangência: Rio de Janeiro
Há onze anos, o Projeto Vidançar, promovido pela Associação de Apoio e Fomento à Economia Criativa (AFEC), promove oficinais de dança, reforço escolar, aulas de inglês e apoio (psicóloga e assistente social) para alunos e famílias do Complexo do Alemão. Também faz a preparação para audições das escolas profissionalizantes e já inseriu mais de 30 alunos em companhias de dança. Nessa edição, o Vidançar passará a realizar novas oficinais dentro do pilar Educação para Cidadania, alinhadas ao ODS 4 – Educação de Qualidade, e que incluem temas transversais como inovação e direitos humanos. É uma formação cidadã com base no protagonismo dos alunos, contribuindo para que sejam cidadãos ativos, informados e responsáveis. Fazem parte das temáticas abordadas: o resgate de tradições africanas e nordestinas (origem da maioria das pessoas comunidade); debates sobre ética, cidadania e direitos humanos; a construção do diálogo sobre a convivência com a diversidade; a preparação para melhor estudar e desenvolver senso crítico na leitura e na escrita de textos, na produção audiovisual e nas artes. Serão atendidos diretamente cerca de 300 crianças, adolescentes e jovens de baixa renda do Complexo do Alemão.
Jardim de Nádia: Semeando o Futuro da Inclusão
Abrangência: Itaboraí
O projeto Jardim de Nádia: Semeando o Futuro da Inclusão, promovido pela Associação Pestalozzi de Itaboraí, tem o objetivo de promover a educação, capacitação e inclusão de crianças, adolescentes e jovens com deficiências do município de Itaboraí, estimulando-os e preparando-os para a vida adulta e para o mercado de trabalho e oferecendo oportunidade de geração de renda para as mães e/ou responsáveis pelos participantes. Será envolvido anualmente um público direto de até 150 pessoas em atividades de oficinas de arte educação e formação para o mundo do trabalho, atividades com visitas guiadas, palestras, apresentações e participações em eventos, atendimento psicossocial aos participantes e seus familiares, além de capacitação para a geração de renda das mães ou responsáveis pelos participantes.
“Sem dúvida, o duto terá um papel importante no futuro energético em nosso planeta”, afirma um dos maiores especialistas da área de dutos do país, Marcelino Guedes Gomes, partner e cofundador da consultoria PIPELINEBRAZIL, uma plataforma associativa que reúne jovens talentos e profissionais com experiência em dutos.
Engenheiro mecânico formado pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio), com mestrado em engenharia civil na área de mecânica dos sólidos pela Coppe – UFRJ ( Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia, da Universidade Federal do Rio de Janeiro), Guedes tem um sólida trajetória na área de dutos na Petrobras, onde ocupou diversas funções em quase 34 anos de atuação. Ainda na Petrobras, no final de 2015 tornou-se presidente do Centro de Tecnologia em Dutos – CTDUT, iniciativa pioneira na América Latina, criada em 2006,por técnicos do
Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes) – no qual Marcelino Guedes também atuou -, em parceria com a Transpetro, tendo a PUC-Rio como gestora do convênio.
Membro do comitê organizador da Rio Pipeline 2021, que está sendo realizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Marcelino Guedes destaca que é fundamental mais investimentos em pesquisa e desenvolvimento na área de dutos, tanto para os ambientes onshore como offshore, pois o segmento terá uma presença expressiva no setor energético, como ocorre hoje nos Estados Unidos, onde o midstream tem um papel crucial nesse cenário.”
Oil & Gas Brasil: Em primeiro lugar, gostaria que fizesse um overview dessa Rio Pipeline 2021,que se realiza entre os dias 9, 10, 11 de novembro de 2021, sob o tema “Conhecimento e energia para um novo mercado. O que vocês estão trazendo de novo para a discussão nesse setor?
Marcelino Guedes: O Rio Pipeline começou na cidade do Rio de Janeiro em 1997, por iniciativa de profissionais do setor de dutos, que organizaram o primeiro seminário sobre o tema. Ou seja, tem 24 anos de estrada…Quando fomos pegos pela
pandemia, pensamos até em postergar para 2022, porém acabamos decidindo por fazer a Rio Pipeline em 2021 devido até mesmo à parceria que temos com a International Pipeline Conference, realizada pela ASME (American Society of Mechanical Engineers) em Calgary, no Canadá, para mantermos os dois eventos em anos alternados.
O gás natural tem grande peso na edição deste ano, em função da reestruturação das grandes transportadoras desse energético no Brasil. Não é um evento essencialmente técnico, mas um pouco mais generalista, pois vamos abordar transição
energética, marco regulatório, negócios, mas com foco maior no gás natural: geração térmica, produção offshore de gás,
escoamento etc. Enfim, tudo o que gira em torno do setor de gás.
Oil & Gas Brasil: Com o pipeline ‘permeando’ todos os debates…
Marcelino Guedes: Sim. Vamos discutir o futuro do pipeline, pois trata-se de um modal de transporte não somente da transição energética, mas da economia de baixo carbono. Isso porque tem um impacto muito menor comparado a outros modais: por ser uma estrutura quase sempre enterrada, não gera emissão e não perturba a flora e a fauna. Será o modal do futuro, do hidrogênio, do CO2, dos biocombustíveis…É o modal de transporte que vai, de forma transversal, ter forte protagonismo nas próximas décadas.
Oil & Gas Brasil: Quais são ainda os grandes desafios para se alcançar a excelência operacional em centros de controle de dutos? E quais os avanços mais importantes nas últimas décadas?
Marcelino Guedes: As tecnologias digitais estão presentes nas atividades de dutos há muitos anos, desde o início das
estruturação dos centros de controle remotos, com dutos controlados a longas distâncias usando as tecnologias digitais, toda a parte de acionamento por satélite. Foi a área na indústria do petróleo onde foram feitas as primeiras aplicações de tecnologias digitais de controle e acionamento e de uso da comunicação por satélite e toda de uso de imagens digitais de satélites. Mas estamos em outro momento: o da revolução digital, com novas ferramentas mais sistemáticas: machine learning, big data, AI (inteligência artificial), IoT (internet das coisas). Um conjunto de ferramentas e soluções em desenvolvimento para tornar a operação mais segura. Elas já estão sendo utilizadas não somente na parte de sistemas de controle operacional como também de monitoramento da integridade desses ativos. As inspeções com pigs instrumentados, que geram uma quantidade enorme de dados que são processadas por outras ferramentas e robôs que processam e interpretam os dados e recomendam quando e onde devemos fazer reparos ou em que locais fazer intervenções.
Oil & Gas Brasil: Os sensores terão um grande papel também…
Marcelino Guedes: O futuro será ainda mais fantástico com um fenômeno que chamamos de ‘sensor engineering’
– engenharia de sensores – com a utilização de muitos mais sensores ao longo dos dutos, das faixas, que nos permitirão ter uma quantidade muito maior de dados, informações… e ai sim vamos conseguir utilizar todo o potencial das demais ferramentas digitais, como machine learning, inteligência artificial. Estamos somente começando. No futuro vamos ter centros de controle com poucos operadores, com tudo interligado, com sensores ao longo das faixas, imagens de satélites. Tudo sendo controlado por sistemas inteligentes, supervisionados pelo homem, contribuindo para termos operações cada vez mais seguras. Isso não vai demorar muito. É uma questão de tempo, e não vai demorar muito e será realidade em algumas operadoras.
Oil & Gas Brasil: Quais os avanços tecnológicos mais importantes nas últimas décadas?
Marcelino Guedes: Acredito que os avanços mais importantes foram, primeiro, os centros de controle e supervisão. Depois as tecnologias de inspeção, como os PIGs instrumentados, cada vez mais sofisticados e precisos na detecção e localização de defeitos. E por último, vieram os sistemas mais eficientes de detecção de vazamento, com integração de sistemas de fibra ótica ao longo das faixas, possibilitando o sensoriamento remoto na detecção e localização de invasão física das faixas e até mesmo de vazamentos e, consequentemente, minimizando riscos de impactos na sociedade e no meio ambiente. Creio que estes são os três avanços mais significativos nas últimas décadas no setor dutoviário.
Oil & Gas Brasil: Quais as tecnologias mais importantes hoje para o gerenciamento de integridade de dutos onshore (altamente impactados pela ação humana) e offshore (submetidos a condições severas em águas cada vez mais profundas)?
Marcelino Guedes: Além do que já citamos, em relação à integridade de dutos, temos também importantes avanços no que diz respeito a tecnologia de novos materiais. Tanto no segmento de materiais utilizados nos revestimentos, quanto nas técnicas de reparos com compósitos, o uso de materiais de resinas poliméricas, ou uso de fibra de carbono é um mundo ainda pouco explorado e ainda não normalizado. Existe uma recente aplicação de novos materiais não metálicos, com um grande potencial de uso nos dutos offshore. Outro grande desafio no segmento offshore é a inspeção e reparo de linhas flexíveis.
(Foto: Divulgação)
Oil & Gas Brasil: O novo mercado de gás e a retomada da indústria vão exigir a implementação de novas rotas e malhas de dutos. Quais são as rotas que você considera mais importantes e que devem sair do papel até meados da década?
Marcelino Guedes: Respondendo de forma bem objetiva, as rotas para o Centro-Oeste e do Sul do país, além do desenvolvimento de uma malha de distribuição de gás natural em todo o país. Temos muito que construir e sem querer polemizar a capital do nosso País não tem gás natural canalizado.
Oil & Gas Brasil: Quais os maiores desafios no que diz respeito a expansão dutoviária offshore, frente ao aumento da produção do pré-sal: água ultraprofundas, CO2 e outros contaminantes altamente corrosivos no fluído, alta pressão e alta temperaturas? O que é mais desafiador?
Marcelino Guedes: No cenário offshore o mais desafiador não são os aspectos técnicos e sim a decisão econômica, estratégica ou quem sabe política de reinjetar ou produzir para escoar o nosso gás natural. É necessário um debate nacional, envolvendo a sociedade, a indústria, a academia, para decidir se vamos continuar reinjetando nossas riquezas ou queremos fazer o transporte do GN produzido no Brasil, e assim ter uma maior oferta de gas para ser distribuído e consumido no Brasil. Podemos até abrir uma discussão, se necessitamos ou não, de um grande programa nacional para reduzir o custo de implantação de dutos submarinos no Brasil. Queremos o rota 5, o rota 6, o rota 7 e o rota X.
Oil & Gas Brasil: Fala-se muito em P&D em diversas áreas e atividades da indústria, do upstream ao downstream. Como o setor de dutos vem se beneficiando da clausula de PD&I dos contratos da ANP? Quais os projetos que vc considera mais relevantes? Há números sobre essas pesquisas?
Marcelino Guedes: No Brasil, durante décadas, os principais focos eram o setor de exploração e produção (upstream) e o
abastecimento (downstream). Era como se o midstream não existisse. Estava camuflado. Nos últimos 10 anos é que o
midstream começou a ganhar maior relevância, quando então a indústria se viu diante da necessidade de ter uma logística mais eficiente, da importância de um sistema mais robusto de escoamento, transporte e distribuição dos produtos. O segmento de midstream nos EUA é um dos mais fortes e tem presença expressiva na área de energia. Isso também vai acontecer no Brasil. Portanto, vamos precisar investir mais em P&D para reduzir os custos de implantação de dutos rígidos, bem como no que diz respeito ao gerenciamento da integridade das linhas flexíveis, para minimizar os custos da produção e os riscos ao ambiente offshore.
Oil & Gas Brasil: E no ambiente onshore?
Marcelino Guedes: As atividades de P&D devem ter uma atenção especial para tudo o que estiver relacionado com a segurança operacional, uma vez que a malha existente está muito próxima das comunidades, principalmente nos grandes centros urbanos de nosso País. Essa é uma questão muito séria, decorrente da falta de atenção à expansão urbana e ocupação dessas áreas nas periferias por onde temos as faixas de dutos.
Oil & Gas Brasil: E quanto ao transporte de hidrogênio pela malha de gasodutos, mediante algumas adequações. Isso é factível? Quais adequações demandaria tanto em termos físicos, como de controle, operação e até regulação? Quais os caminhos para viabilizar essa malha de hidrogênio?
Marcelino Guedes: E Essa é uma grande discussão e um grande desafio para toda a comunidade internacional de dutos. Existem vários projetos multiclientes em pleno andamento em vários países. A proposta é que haja um processo de transição, inserindo hidrogênio no transporte de gás natural existente. Para isso é fundamentar entender em profundidade o comportamento dos materiais dos dutos existentes na presença de H2. No Brasil temos que acompanhar e iniciar nossos projetos de transporte e uso de H2 considerando todos os aspectos, em especial a segurança operacional. Ou seja, é importante entender em que condições operacionais podemos fazer essa mistura nos gasodutos existentes em termos das variáveis de processo e as características desse produto. Os próximos anos serão de muitos desafios e de grandes oportunidades.
Oil & Gas Brasil: Por último, qual a contribuição que o setor dutoviário tem a dar para a transição energética e a descarbonização?
Marcelino Guedes: Como eu já disse antes, o duto é o modal de transporte do futuro. Quando falamos em hidrogênio, o papel do duto será fundamental. O mesmo se aplica à biomassa, aos biocombustíveis. E vamos ter de utilizar toda essa inteligência dutoviária para estocar e armazenar CO2. O duto está indefectivelmente integrado ao transporte da energia do futuro.
E com um atrativo que faz toda a diferença: sua implantação não tem o mesmo impacto de outros modais como as ferrovias ou uma autoestrada. É comprovado que o impacto é muito baixo para a flora, a fauna e até mesmo na emissão de carbono. O duto é uma atividade do futuro. Por isso deixo um recado para os jovens profissionais interessados na questão energética, para que se integrem ao Young Pipeline Professional (YPP). O primeiro grupo surgiu nos Estados Unidos, em seguida foi o Canadá e depois no Brasil e em outros países, espalhando-se pelo mundo afora. Serão eles que vão fazer a construção desse modal engajado em uma economia de baixo carbono. Sem dúvida, o duto terá um papel importante no futuro energético em nosso planeta.
Foi realizada na última terça-feira (28/09), no Rio de Janeiro, a cerimônia de posse do engenheiro químico Luiz Eduardo Valente para a presidência da Transpetro. O evento foi restrito a poucas pessoas em função da pandemia e contou com as presenças do presidente da Petrobras, Joaquim Silva e Luna, do diretor executivo de Comercialização e Logística da Petrobras, Claudio Mastella, além dos presidentes dos conselhos de administração (CAs) da Petrobras e da Transpetro, respectivamente, Eduardo Bacellar Leal Ferreira e Rafael Chaves Santos.
Valente teve a sua nomeação aprovada pelo CA da Transpetro na reunião da última sexta-feira (24/09), após cumprimento de procedimentos internos de governança corporativa. O novo presidente ocupava a Diretoria de Serviços da companhia, função que acumulará até que um novo diretor seja nomeado.
Em seu discurso, o presidente da controladora Silva e Luna ressaltou que a Transpetro é a subsidiária mais relevante do Sistema Petrobras, com grande maturidade operacional e um corpo técnico experiente. “Isso se reflete nos resultados e recordes que vêm sendo registrados pela companhia. Tenho certeza de que o engenheiro Luiz Eduardo Valente conduzirá a Transpetro com foco em segurança e eficiência, trazendo a empresa para ainda mais perto da controladora, em consonância com os interesses do grupo e em conformidade com as regulações”, disse.
O diretor Claudio Mastella celebrou a nomeação de Valente para presidente da Transpetro. “Reforço duas palavras que condizem com o profissional que assume a presidência de um braço tão importante para a Petrobras: competência e confiança. É uma posição merecida e que trará a experiência de muitos anos de dedicação à empresa. Espero que possamos trabalhar juntos para atender ao mercado com mais competitividade e agilidade”, afirmou.
Empregado de carreira do Sistema Petrobras, com mais de 40 anos de serviços prestados, Valente em seu discurso de posse agradeceu a confiança em um “velho petroleiro” que tem uma vida inteira de dedicação ao Sistema Petrobras. “Destaco algumas palavras-chave mais relevantes para nortear a nossa gestão: segurança, foco nas pessoas, integração com o Sistema Petrobras, disponibilidade dos ativos, flexibilidade logística, eficiência, otimização de recursos e respeito ao meio ambiente”, enumerou.
Sobre o presidente
Graduado em Engenharia Química pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Luiz Eduardo Valente Moreira é pós-graduado em Engenharia de Processamento de Petróleo pela UFRJ. Possui MBA Executivo pela COPPEAD (UFRJ).
Iniciou sua carreira na Petrobras em 1980, onde atuou como gerente geral da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), de Tecnologia de Refino no Abastecimento, da Refinaria Henrique Lage (Revap) e da Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia.
Ocupou também a função de gerente executivo de Gás-Química e Liquefação na área de Gás e Energia, de gerente executivo corporativo de SMS e de gerente executivo na área Industrial de Refino e Gás Natural.
Na Braskem, foi diretor do Projeto Comperj Fase II e vice-presidente de Investimentos e Tecnologias Digitais.
Na Transpetro, ocupava a Diretoria de Serviços desde 1º de julho de 2020.
A Transpetro recebeu o reconhecimento do Prêmio Portos + Brasil por seus resultados na área de gestão portuária. A terceira colocação obtida na categoria Crescimento de Movimentação/Terminais de Uso Privativo – Granel Líquido é decorrente do crescimento de 73,5% na movimentação dos Terminais de Ilha Comprida e Ilha Redonda (RJ), em 2020, na comparação com 2019.
Promovida pelo Governo Federal, essa premiação reconhece os portos e terminais com melhor desempenho em gestão e estimula a excelência na administração portuária. A Transpetro é integrante da Associação Brasileira dos Terminais Portuários (ABTP) e da Associação de Terminais Portuários Privados (ATP).
Os Terminais da Ilha Redonda e da Ilha Comprida atendem à logística de gás liquefeito de petróleo (GLP) no estado do Rio de Janeiro. Conectados à Refinaria Duque de Caxias (Reduc) por dois dutos bidirecionais, eles podem transportar até 660 m³ de produto por hora. A Ilha Redonda tem capacidade de armazenar 44,8 mil m³ de GLP em três tanques refrigerados e duas esferas para GLP pressurizado. O terminal pode refrigerar cerca de 160 m³ de GLP por hora.
TRBA
A Petrobras foi a vencedora na mesma categoria pela gestão realizada no Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito da Bahia (TRBA). A controladora realiza a gestão do ativo, enquanto a Transpetro mantém o terminal em perfeitas condições de funcionamento por meio da prestação de serviços de operação e manutenção.
Para otimizar a performance operacional dos terminais de regaseificação de GNL, superamos importantes indicadores de desempenho definidos pela Petrobras. No Índice de Disponibilidade Operacional, por exemplo, o TRBA acumulou de janeiro a julho deste ano a marca de 99,94%. Esse número é 3% superior à meta de 97% estabelecida pela controladora.
Concedido pelo Ministério da Infraestrutura, o Prêmio Portos + Brasil reconhece as melhores práticas adotadas pelos portos públicos e privados do país e os profissionais responsáveis por essas iniciativas.
A estratégia para o progresso do planejamento integrado da logística offshore será debatida em “O Futuro da Logística Offshore”, webinar online e gratuito, que ocorre na próxima quarta (6 de outubro), a partir das 15h, para os inscritos no hub exclusivo de conteúdo da Rio Oil & Gas .
A conferência indicará como o aumento produtivo e a diminuição dos gargalos na cadeia de suprimentos devem estar conectados com as metas das operações de logística terrestre, armazenamento, operação portuária e apoio marítimo para que se transformem em diferenciais competitivos.
Outro relevante tópico do evento será a discussão sobre as perspectivas para atender as necessidades dos clientes do segmento offshore com um modelo operacional de ponta a ponta e com o compartilhamento eficiente de recursos.
José Formigli (CEO da Forsea Engenharia) será o moderador. Marcelo Martins (Diretor Técnico-Comercial do Grupo CBO), Daniel Gago de Oliveira (Gerente Executivo de Logística de Exploração & Produção da Petrobras) e Mauricio Diniz (Diretor de Operações Offshore da 3R Petroleum) serão os palestrantes.
Serviço
Evento: Webinar “O Futuro da Logística Offshore”
Data: Próxima quarta (6 de outubro)
Horário: a partir das 15h
Inscrições: hub exclusivo de conteúdo da Rio Oil & Gas
No ano em que completa 50 anos no País, a Cummins Brasil reforça o seu compromisso de trazer mais eficiência e tecnologia para os clientes brasileiros e acaba de lançar uma nova família de grupos geradores produzidos em Guarulhos (SP), com a melhor densidade de potência da categoria superior a 300 kW até 400 kW. O grande diferencial dos novos modelos, denominados C350D6B e C400D6B, é o motor eletrônico QSG12-G3/G4, que substituiu o propulsor mecânico NTA855-G5 da geração anterior.
“O projeto QSG12 tem um peso e uma importância muito grande para o negócio de geradores no Brasil”, comenta Glauco Leite, engenheiro de Manufatura da Cummins Power Generation. “O novo motor é uma evolução do NTA855, com a vantagem de ser menor, mais compacto e potente e, consequentemente, mais econômico e com menor emissões. Será um substituto à altura do seu antecessor, sucesso de mercado no Brasil por décadas”.
Entre os principais benefícios da incorporação do propulsor eletrônico, Daiane Suzuki, gerente de projetos da empresa, destaca a melhor relação de potência versus consumo de combustível. Houve 9% de ganho em eficiência energética com relação à geração anterior e o consumo de diesel dos novos geradores foi reduzido em 6%.
“Este foi um projeto muito especial e ao mesmo tempo desafiador por causa das dificuldades decorrentes da pandemia da Covid-19”, comenta Daiane. “O importante é que após vários meses de resiliência, trabalho duro, dedicação, superação e engajamento de várias pessoas, conseguimos trazer aos nossos clientes um produto mais avançado, robusto e de alta performance, mantendo os padrões de excelência da companhia”.
Turboalimentado e pós-arrefecido, o novo motor de 11,8 litros de cilindrada, 24 válvulas e 6 cilindros, tem sistema com injeção de combustível XPI (Common Rail), uma solução padrão Cummins que garante alta performance do produto, além das opções de controladores Cummins (Power Command 2.3 & 3.3) que fornece integração total do grupo gerador, incluindo partida e parada remota automáticas, exibição de alarmes e, mensagem de status, paralemismo e muito mais.
Iniciado em fevereiro do ano passado, o projeto de desenvolvimento do novo motor e da nova família de geradores envolveu processo 100% online, com interação do time brasileiro com o da China. O motor é produzido na planta da Beijing Foton Cummins Engine em Pequim, e os geradores, que têm menor nível de ruído do que os seus antecessores, são feitos em Guarulhos, SP.
Mais versatilidade e menos manutenção – Com versatilidade para aplicações estacionárias em regimes de Emergência (Standby) e Prime (horários de ponta), os modelos C350D6B e C400D6B têm potência de, respectivamente, 350 KW e 400 KW em Standby. De acordo com Kyn Barbosa, engenheira de aplicações da Cummins Power Generation, o intervalo de manutenção dos novos geradores é o dobro dos modelos com motor mecânico – 500 horas ou 12 meses ante as 250 horas ou seis meses.
Desenvolvido de acordo com os mais altos padrões globais de engenharia da Cummins, os novos geradores têm um novo coração, como é chamado o conjunto motor, radiador e filtros de ar, e também um novo alternador. “Graças às inovações implementadas, a partir das inovações de todo esse sistema, o limite de temperatura ambiente, ou LAT, na sigla em inglês, chega a 50º C”, destaca Kyn.
Todo o conjunto foi projetado e testado para altas temperaturas ambientes, simplificando, inclusive, os requisitos de projeto da instalação para eliminação do calor rejeitado. Entre as novidades da linha Cummins está o novo alternador STAMFORD® S-Range, que melhora a eficiência da máquina para atender as principais faixas de potência do mercado.
Além da densidade melhorada, o alternador tem melhor design térmico e oferece maior facilidade de fabricação para os OEMs de grupos geradores. Também é destaque nesse conjunto o novo sistema de dois estágios de filtragem de combustível Fleetguard, que bloqueia impurezas tão pequenas quanto 5 mícrons para proteção de alto nível contra contaminação de poeira, sujeira ou água.
Com o novo motor, pacote de resfriamento, alternador, conjunto de sistema de filtragem de combustível e atendimento às normas (ISO 8528 e locais), o novo produto foi desenvolvido para atender todas as aplicações do mercado, independente do tipo de condição, desde as mais simples até as mais severas, mantendo a alta performance.
Os novos geradores têm garantia padrão de 2 anos para aplicações Standby (1.000 horas) ou de 1 ano para Prime, contando com o suporte dos distribuidores autorizados Cummins, presentes em todo território nacional.
Com o lançamento da nova família neste último quadrimestre do ano, em que a empresa celebra 50 anos no Brasil, a Cummins pretende conquistar novos clientes no País e na região da América Latina, atendendo os mais diferentes segmentos industriais, de serviço e da área de saúde do mercado brasileiro, como data center, hospital, indústria e construção, entre outros.
“Estou feliz por fazer parte desta importante conquista da Cummins”, comenta Danilo Teixeira, engenheiro de produto da Cummins Power Generation. “Em meio a um cenário global novo, no qual precisamos nos reinventar com novos métodos de comunicação e desenvolvimento para manter a qualidade e a inovação, conseguimos trazer aos clientes este novo produto que atende os requisitos específicos de nosso mercado, com mais tecnologia e maior eficiência. É sem dúvida mais um marco para Cummins”, afirma.
Segundo David Sato, supervisor de Marketing de Produto da Cummins Power Generation para América Latina, “a tendência downsizing dos motores Cummins com alta densidade de potência está prevista ainda para outros lançamentos da nossa marca que irão ocorrer nos próximos meses”, conclui.
Nordeste e Sudeste concentram o maior número de usinas a combustíveis fósseis cadastradas no leilão
O Instituto de Energia e Meio Ambiente (IEMA) lança o segundo Boletim Leilão de Energia Elétrica, analisando os leilões de contratação de termelétricas fósseis. Esta edição aborda o leilão A-5, que será realizado no dia 30 (quinta-feira), para a compra de energia elétrica de novos empreendimentos de geração proveniente das fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica. As usinas termelétricas a combustíveis fósseis cadastradas totalizam 35,9 GW, correspondendo a 95% da capacidade de termelétricas ofertada no leilão. O combustível predominante é o gás natural que soma 34,6 GW (92%) da capacidade instalada de projetos.
Tal movimento, combinado com pressões para a flexibilização da legislação ambiental e com a crônica insuficiência de recursos humanos, orçamentários e técnicos dos órgãos do Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA), acrescenta ainda mais incertezas quanto aos riscos sociais e ambientais da expansão termelétrica na matriz elétrica nacional.
“Dada a localização e a tecnologia adotada na maioria dos projetos termelétricos, combinadas com as pressões para a flexibilização da legislação ambiental e com a crônica insuficiência de recursos humanos, orçamentários e técnicos dos órgãos de meio ambiente, é de se esperar um aumento dos riscos à saúde pública causados pela poluição do ar e da pressão sobre os recursos hídricos”, afirma André Ferreira, diretor-presidente do IEMA. “Além disso, o investimento na contratação de usinas a combustíveis fósseis contribui para aumentar as emissões de gases de efeito estufa e retardar a necessária transição da matriz elétrica para fontes renováveis”, completa. A energia negociada no leilão será objeto de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) por 20 anos (termelétricas), 15 anos (renováveis) e 25 anos (hidrelétricas).
Mais termelétricas à vista
Há 52 projetos cadastrados de geração térmica a combustível fóssil acima de 50 MW. Desse total, não foi possível encontrar informações de licenciamento ambiental de cinco unidades. Das 47 unidades restantes, quatro tinham documentação disponível insuficiente para avaliar os indicadores ambientais.
O Boletim analisou 43 dos projetos cadastrados, correspondendo a 35 usinas termelétricas licenciadas ou em processo de obtenção da Licença Prévia. As Regiões Nordeste e Sudeste concentram o maior número de usinas, somando 29 empreendimentos a gás natural. O Sudeste é responsável por 44% da potência cadastrada e o Nordeste responde por outros 40%. Vale destacar o predomínio de projetos a Gás Natural Liquefeito (GNL): 20 usinas termelétricas, correspondendo a 61% da potência total licenciada.
Estresse hídrico
A análise dos sistemas de resfriamento propostos para as usinas termelétricas cadastradas nos leilões mostra que a opção pelo uso de água com tecnologia de torres úmidas é predominante, com 24 usinas, correspondendo a 25,5 GW de potência licenciada (70% do total). Usinas termelétricas resfriadas à água podem reduzir significativamente a disponibilidade hídrica na bacia hidrográfica na qual estiverem localizadas. Para efeito de comparação, a demanda de água de uma usina termelétrica a gás natural de 1.000 MW equivale ao abastecimento público diário de uma cidade de aproximadamente 156 mil habitantes.
Das 20 usinas cadastradas que utilizam água doce em seus sistemas de resfriamento, sete encontram-se em bacias com balanço hídrico quantitativo crítico, o que representa uma potência total de 10,7 GW. A região Sudeste lidera o ranking de potência licenciada em bacias sensíveis, tendo três projetos localizados em bacias classificadas como críticas, totalizando 5,1 GW.
Um aspecto positivo observado nos projetos cadastrados no leilão é que cinco usinas termelétricas propõem a utilização de condensadores a ar. Esta tecnologia reduz consideravelmente o uso de água, por isso, seu emprego está em expansão em todo o mundo, principalmente na África do Sul, na China e nos Estados Unidos, segundo dados do IEMA, de 2016.
Poluição do ar
Das 35 usinas licenciadas participantes dos leilões, apenas nove estão localizadas em municípios onde exista pelo menos uma estação de monitoramento da qualidade do ar em operação e que disponibilize para a sociedade as concentrações de poluentes aferidas. Isso significa que vazões significativas de gases e partículas poderão ser lançadas em territórios onde se desconhece as concentrações pré-existentes de poluentes atmosféricos e, consequentemente, também as estimativas das concentrações projetadas para o futuro.
Para que se tenha uma ideia dos impactos potenciais, uma usina termelétrica a gás natural de 1.000 MW, operando em ciclo combinado, pode emitir até 3.600 kg por dia de NOx (óxidos de nitrogênio), o que corresponde aproximadamente às emissões de uma frota de três milhões de automóveis rodando, em média, 15 quilômetros por dia cada um.
Um ponto de especial atenção quanto aos possíveis desdobramentos dos leilões de energia elétrica em relação à poluição do ar são os adensamentos de usinas termelétricas em um mesmo território. Tal situação tem se verificado nas proximidades de complexos industriais e portuários integrados a terminais de gás natural liquefeito (GNL) ou próximos aos gasodutos de escoamento de gás natural offshore-: Barcarena (PA), Pecém (CE), Suape (PE), Barra dos Coqueiros (SE), Açu (RJ) e Macaé (RJ). Tratam-se, em geral, de territórios já densamente industrializados com múltiplas fontes de poluentes atmosféricos em operação.
Tal movimento, combinado com pressões para a flexibilização da legislação ambiental e com a crônica insuficiência de recursos humanos, orçamentários e técnicos dos órgãos do Sistema Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA), acrescenta ainda mais incertezas quanto aos riscos sociais e ambientais da expansão termelétrica na matriz elétrica nacional.
A maior parte deste contingente de termelétricas deverá ser oferecido novamente em oportunidades futuras, como o leilão emergencial de outubro ou o leilão de reserva de capacidade de dezembro. Neste sentido, recomendamos a revisão dos critérios para a habilitação técnica de empreendimentos em leilões, bem como suas exigências à conformidade ambiental. “Vem ocorrendo uma importante discussão de valoração de impactos ambientais de empreendimentos energéticos no âmbito da Lei 14.120, mas sugerimos que os riscos sociais e ambientais de projetos sejam discutidos nas fases iniciais do planejamento da expansão do sistema elétrico. O risco de racionamento está abrindo um mercado significativo para a contratação de mais térmicas e este processo deve incluir os custos para o meio ambiente e a sociedade, bem como a contratação preferencial de alternativas renováveis e econômicas.”
No mês de agosto, os campos de Búzios, Atapu e Sul de Tupi, todos produzindo sob o regime de cessão onerosa no pré-sal da Bacia de Santos, estiveram entre os maiores produtores nacionais. Búzios, com 669,3 mil boe/d (barris de óleo equivalente por dia) ficou em segundo lugar, atrás apenas do campo de Tupi, que produziu 1,2 milhão de boe/d. Atapu foi o sexto, produzindo 158,1 mil boe/d e Sul de Tupi ficou na 11ª posição, produzindo 69,1 mil boe/d.
Este mês marcou o início da produção de Sépia, também sob o regime de cessão onerosa no pré-sal da Bacia de Santos, registrando 8,6 mil boe/d. Os volumes excedentes de Sépia e Atapu serão ofertados na Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, prevista para ser realizada em 17 de dezembro deste ano.
Mais informações sobre a produção em agosto estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de agosto de 2021, publicado no último dia (29/9) no site da ANP, que traz os dados consolidados da produção nacional. Também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.
Produção nacional
A produção nacional em agosto totalizou 3,856 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,997 MMbbl/d (milhões de barris diários) de petróleo e 137 MMm3/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural. Houve redução de 1,6% na produção de petróleo em comparação com o mês anterior e de 2,9% em comparação com agosto de 2020. Já no gás natural houve redução de 1,9% em comparação com o mês anterior e aumento de 2,3% se comparado a agosto de 2020.
Pré-sal
A produção do Pré-sal no mês de agosto totalizou 2,764 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente), sendo 2,193 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 90,8 MMm³/d (milhões de metros cúbicos diários) de gás natural.
Houve redução de 1,5% em relação ao mês anterior e de 0,4% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 131 poços e correspondeu a 71,7% do total produzido no Brasil.
Aproveitamento do gás natural
Em agosto, o aproveitamento de gás natural foi de 97,7%. Foram disponibilizados ao mercado 55,3 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,1 MMm³/d, uma redução de 11,8% se comparada ao mês anterior e de 22,4% se comparada ao mesmo mês em 2020.
Origem da produção
Neste mês de agosto, os campos marítimos produziram 97,2% do petróleo e 81,9% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 92,5% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.
Destaques
Em agosto, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 922 Mbbl/d de petróleo e 41,9 MMm3/d de gás natural.
A plataforma Petrobras 70, produzindo no campo de Atapu por meio de quatro poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 159.200 bbl/d.
A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 29 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, produzindo 6,800 MMm³/d.
Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 992.
Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 63.
Campos de acumulações marginais
Esses campos produziram 366,9 boe/d, sendo 93,3 bbl/d de petróleo e 43,5 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 267,2 boe/d.
Outras informações
No mês de agosto de 2021, 259 áreas concedidas, quatro de cessão onerosa e quatro de partilha, operadas por 36 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 57 são marítimas e 210 terrestres, sendo 11 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.272 poços, sendo 495 marítimos e 5.777 terrestres.
O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,0, sendo 2,3% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 91,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 6,5 % óleo pesado (<22 API).
As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 91,897 Mboe/d, sendo 71,2 mil bbl/d de petróleo e 3,3 MMm³/d de gás natural. Desse total, 67,5 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 24,4 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 15.339 boe/d no Rio Grande do Norte, 8.140 boe/d na Bahia, 481 boe/d no Espírito Santo, 235 boe/d em Alagoas e 184 boe/d em Sergipe.
Iniciativa envolve cinco sistemas de gasodutos que totalizam aproximadamente 2,5 mil km de extensão
A Petrobras criou um ambiente virtual com as principais informações necessárias para que empresas produtoras de gás natural interessadas possam acessar seus gasodutos de escoamento de gás não processado no Brasil. Por meio de contratos de cessão de uso, empresas terceiras poderão usar a capacidade disponível nos sistemas de escoamento existentes nas regiões da Bacia de Santos, Bacia de Campos, Bacia do Espírito Santo, Catu (BA) e Guamaré (RN), que totalizam 2.473 km de extensão. Trata-se de mais uma importante ação da companhia para abertura do mercado de gás natural no Brasil, viabilizando a diversificação dos agentes e aumento da concorrência em todos os elos da cadeia de gás natural, em cumprimento aos compromissos assumidos junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) em julho de 2019.
Em setembro do ano passado, a Petrobras anunciou a assinatura de contratos com seus sócios nos gasodutos offshore do pré-sal da Bacia de Santos para compartilhamento da infraestrutura de gás natural. E, a partir deste ano, a companhia passou a disponibilizar capacidade para terceiros não apenas nos gasodutos do pré-sal da Bacia de Santos como em todos os demais ativos de escoamento e processamento de gás natural de propriedade da Petrobras.
No novo canal de negócios, são disponibilizadas informações como capacidade da cada gasoduto, localização e dados técnicos das infraestruturas, procedimentos para contratação e contatos para o início destas tratativas. O modelo de acesso aos gasodutos de escoamento segue as diretrizes do Caderno de Boas Práticas de escoamento divulgado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP). Acesse: https://petrobras.com.br/pt/canais-de-negocios/oferta-de-escoamento-de-gas-natural/
Ambiente com ações da Petrobras para a abertura do mercado
A Petrobras está comprometida em contribuir para o desenvolvimento de um mercado de gás aberto, competitivo e sustentável no país. Em prol de promover mais transparência sobre as ações da Petrobras neste processo, a companhia criou recentemente uma nova página no site reunindo diversas informações sobre o tema, tais como o que é novo mercado de gás, marcos na abertura, regaseificação, entre outros. Esse ambiente será atualizado periodicamente e reforça a posição da companhia de permanecer no mercado de gás natural como um agente relevante, porém focado em ativos mais aderentes à sua estratégia e disponibilizando aos clientes e ao mercado novos produtos e serviços. Acesse: https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/areas-de-atuacao/gas-natural/
