Autor: redacao

A companhia havia tido um prejuízo líquido de US$ 1,74 bilhão no primeiro trimestre de 2020

A ConocoPhillips reportou um lucro líquido ajustado de US$ 982 milhões no primeiro trimestre de 2021 impulsionado pelo aumento nos preços do petróleo no período.  A companhia havia tido um prejuízo líquido de US$ 1,74 bilhão no primeiro trimestre de 2020. Diluído, o lucro líquido ajustado somou US$ 0,69 por ação.

A receita líquida da petroleira totalizou US$ 9,82 bilhões no primeiro trimestre, uma alta de 59% na comparação com o primeiro trimestre de 2020.

O preço médio do barril de óleo equivalente ficou em US$ 45,36 em 2021, uma alta de 17% na comparação com os US$ 38 do primeiro trimestre de 2020 e US$ 33 do quarto trimestre do ano passado.

A empresa anunciou a geração de caixa de US$ 900 milhões e afirmou que pretende no próximo ano vender sua participação de 10% em uma empresa de petróleo canadense, a Cenovus Energy, para ajudar a financiar um programa de recompra de ações.

A companhia divulgou suas metas para o ano, com produção prevista de 1,5 milhão de barris de petróleo equivalentes por dia, sendo uma produção até 1,54 milhão de boed no segundo trimestre.

Baía da Ilha Grande, na Costa Verde, será uma das regiões prioritárias para receber projetos de meio ambiente financiados pela Petrobras

Um cemitério de equipamentos como tubulações flexíveis, linhas e sistemas de ancoragem estão no fundo do mar da Bacia de Campos, no Norte do Estado do Rio. O material está armazenado lá, praticamente invisível. As peças se acumulam desde 1991, quando a Petrobras começou a sua produção de petróleo no Campo de Corvina. Mas a situação vai mudar nos próximos meses. Um Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) firmado entre o Ministério Público Federal (MPF) e a Petrobras, assinado há um mês, além de prever o recolhimento de todas as estruturas num prazo de seis anos, estipulou uma compensação ambiental.

Foi a partir de uma multa de R$ 2,5 milhões aplicada pelo Ibama contra a Petrobras, em setembro de 2018, por não haver licença ambiental para usar o fundo do mar de depósito, que surgiu a ideia do acordo. O TAC prevê ainda que a Petrobras pague R$ 20 milhões como recompensa pelos danos. O valor será aplicado em projetos de pesquisa; de apoio a Unidades de Conservação marinhas e costeiras federais e estaduais; e de geração de renda de comunidades de pescadores e maricultores artesanais. A Costa Verde, onde estão Paraty e Angra dos Reis, que conquistaram o título de Patrimônio Mundial da Unesco em 2019, é uma das regiões prioritárias. O Fundo Abrolhos Terra e Mar, na Bahia e no Espírito Santo, também será beneficiado. Os projetos serão discutidos com professores de universidades públicas, no campo científico, para a proteção de espécies.

O “almoxarifado submarino” ocupa a área total de 460,8 quilômetros quadrados, a uma profundidade entre 60 e 130 metros. O prazo para retirada das estruturas é até 31 de dezembro de 2027. Paralelamente, haverá recuperação do local, ocupado por bancos de algas calcárias, ambientes sensíveis e complexos.

Segundo o TAC, ficou acertado que o valor da compensação seria depositado até 120 dias da assinatura do termo, ocorrido em 25 de março. Coube ao Fundo Brasileiro para a Biodiversidade (Funbio) gerir a verba das ações de conservação da biodiversidade. O Funbio é uma organização sem fins lucrativos que atua em parceria com governos, setor privado e sociedade civil.

O procurador da República Sergio Suiama, responsável pelo inquérito civil, diz que o acordo visa a reverter o dano ambiental e agilizar a aplicação dos recursos.

— A proposta original do pacto destinava os recursos para o Fundo de Defesa de Direitos Difusos (vinculado ao Ministério da Justiça e Segurança Pública e criado em 1988 para gerir recursos vindos de multas, condenações judiciais e danos ao consumidor). Mas, atualmente, este fundo está sendo contingenciado para fazer superavit. Esse não é o espírito da legislação ambiental, que é a compensação pelo dano — explicou Suiama, lembrando que haverá projetos para amenizar os efeitos da pandemia, como o de ajuda a pescadores.

Segundo a Funbio, o processo de escolha dos projetos será feito neste semestre. Haverá uma chamada de pessoas vinculadas às questões ambientais, que formarão três câmaras técnicas, uma para cada tema escolhido no TAC. Cada uma reunirá cinco especialistas, sem vínculos com a organização. Eles nada receberão para apontar os projetos. A seleção ocorre como se fosse um concurso. O superintendente de programas do Funbio, o engenheiro de pesca Manoel Serrão, diz que não há atuação do governo nas escolhas:

— A ideia é extrair recortes prioritários de ação. Tentamos identificar qual o montante de recursos por chamada e fazemos estudos para saber a capacidade de gestão das organizações selecionadas para os projetos.

A Petrobras informou que o edital de contratação dos serviços para a retirada das estruturas foi publicado, e as propostas serão apresentadas este mês. Ressaltou que a “Política de Responsabilidade Social da Petrobras apresenta como diretriz investir em projetos socioambientais”. O Ibama não quis se manifestar.

 

A divisão Submarina da TechnipFMC registrou pedidos de entrada de US $ 1,5 bilhão no primeiro trimestre de 2021, mais que o dobro em comparação com o quarto trimestre do ano anterior

A Subsea reportou receita de US $ 1,3 bilhão no primeiro trimestre, um aumento de 10,6 por cento em relação ao mesmo período em 2020, que foi amplamente impulsionada por uma maior atividade de projeto e serviços.

A divisão viu um EBITDA ajustado de $ 135 milhões, um aumento de quase 29 por cento em comparação com $ 105 milhões do quarto trimestre do ano anterior.

No primeiro trimestre de 2021, o lucro operacional da divisão foi de US $ 37 milhões, uma melhoria que se deveu à redução significativa nas despesas não financeiras, bem como iniciativas de redução de custos e aumento da atividade de instalação.

“Nosso primeiro trimestre como fornecedor líder puro de tecnologia e serviços para as indústrias de energia tradicional e nova foi um começo excepcional. Entregamos sólidos resultados financeiros em tecnologias submarinas e de superfície, em grande parte impulsionados pela forte execução operacional ”, disse Doug Pferdehirt , presidente e CEO da TechnipFMC.

“Em Subsea, os pedidos recebidos mais do que dobraram sequencialmente para US $ 1,5 bilhão, com o aumento da adoção de tecnologias Subsea 2.0 ™. Os projetos integrados representaram quase 40 por cento dos pedidos do segmento e incluíram um prêmio para o primeiro projeto em águas profundas da Petronas, Limbayong, que se beneficiará da integração perfeita de ambos iEPCI ™ e Subsea 2.0 ™. ”

A receita total da empresa no primeiro trimestre foi de US $ 1,6 bilhão, um aumento de 3,1 por cento em comparação com o quarto trimestre de 2020. O EBITDA ajustado foi de US $ 165,2 milhões, um aumento de 107,3 ​​por cento em relação aos US $ 79,9 milhões no quarto trimestre do ano anterior.

De acordo com a Pferdehirt, a TechnipFMC antecipa uma perspectiva submarina de mais de US $ 4 bilhões em pedidos de entrada em 2021.

Para lembrar, a TechnipFMC e a Technip Energies foram separadas em duas empresas independentes de capital aberto em fevereiro, com a TechnipFMC avançando em dois segmentos de negócios – Tecnologias Submarinas e de Superfície.

Pouco depois, a Technip Energies concordou em comprar € 20 milhões equivalentes a suas próprias ações da TechnipFMC. Após a aquisição, a participação da TechnipFMC na Technip Energies será de cerca de 31 por cento.

A ANP em seu portal, o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de março de 2021, com dados consolidados da produção nacional no período. Pela primeira vez, a produção da Bacia de Santos ultrapassou 70% da produção nacional, registrando sua maior participação relativa na série histórica e a sexta maior, até hoje, em valores absolutos. No total, foram produzidos 2,56 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo aproximadamente 1,993 MMbbl/d (milhão de barris por dia) de petróleo e 90 MMm3/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural.

A produção nacional foi de aproximadamente 2,844 MMbbl/d de petróleo e 126 MMm3/d de gás natural, totalizando 3,637 MMboe/d. Em relação ao mês anterior, houve aumento de 0,9% na produção de petróleo e redução de 3,9% na de gás natural. Já na comparação com março de 2020, houve redução de 4,3% no petróleo e aumento de 3,6% no gás natural.

As informações também estão disponíveis, de forma interativa, no Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal 

A produção do Pré-sal foi de 2,097 MMbbl/d de petróleo e 89,4 MMm3 de gás natural, totalizando 2,660 MMboe/d. Houve aumento de 2,4% em relação ao mês anterior e de 6,7% se comparada ao mesmo mês em 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 118 poços e correspondeu a 73,1% do total produzido no Brasil, alcançando o maior percentual já registrado em relação ao total nacional.

Aproveitamento do gás natural

Em março, o aproveitamento de gás natural foi de 97,5%. Foram disponibilizados ao mercado 50,1 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,1 MMm³/d, uma redução de 8,7% se comparada ao mês anterior e de 6,6% se comparada ao mesmo mês em 2020.

Origem da produção

Neste mês de março, os campos marítimos produziram 96,7% do petróleo e 86,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 94,5% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques 

Em março, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 862 MMbbl/d de petróleo e 40,2 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 75, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços a ela interligados, produziu 154,372 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Uruco, por meio de 32 poços a ela interligados, produziu 7,202 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.032.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 56.

Campos de acumulações marginais 

Esses campos produziram 373,9 boe/d, sendo 89,4 bbl/d de petróleo e 45,2 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 280,9 boe/d.

Outras informações

No mês de março de 2021, 258 áreas concedidas, três áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 36 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 61 são marítimas e 197 terrestres, sendo 10 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.436 poços, sendo 465 marítimos e 5.971 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,2, sendo 2,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 90,6% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 6,8% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 97,1 Mboe/d, sendo 76,9 mil bbl/d de petróleo e 3,2 MMm³/d de gás natural. Desse total, 76,9 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 19,8 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 12.721 boe/d no Rio Grande do Norte, 6.172 boe/d na Bahia, 456 boe/d no Espírito Santo, 250 boe/d em Alagoas e 200 boe/d em Sergipe.

A Petrobras aprovou novos modelos contratuais para venda de gás natural às distribuidoras. A companhia vai oferecer além das modalidades hoje existentes, indexadas ao preço do petróleo tipo Brent, uma alternativa de precificação com menor volatilidade, sem abrir mão do alinhamento com os preços internacionais. O novo modelo será indexado aos preços do Henry Hub, uma referência amplamente utilizada e que serve de benchmark para novos projetos de liquefação nos EUA. A nova fórmula ainda será negociada com clientes, e não necessariamente implicará impactos materiais nos preços. Além disso, não haverá mudanças na parcela de transporte do preço do gás.

Os estudos para oferta destes novos modelos contratuais começaram em 2020 e fazem parte do processo de mudança iniciado em 2019. Além de vir ao encontro das necessidades dos nossos clientes, os estudos foram motivados pela proximidade do término do prazo de contratos não-termelétricos (com grande parte descontratando já a partir de 2022), pela indexação ao Henry Hub em chamadas públicas para distribuidoras de gás locais e pela perspectiva de um ambiente de maior concorrência, onde a Petrobras busca ofertar produtos e soluções com maior competividade, com o objetivo de maximizar os resultados da companhia.

No atual contexto de mercado é esperada uma nova dinâmica concorrencial com a perspectiva de aceleração da abertura do mercado de gás natural. Com o objetivo de renovar a carteira de contratos de venda de gás natural da Petrobras foram desenvolvidos novos produtos que privilegiarão a contratação de base do consumo, tendo como diferenciais opções de prazos contratuais, tendo inclusive a alternativa de contratos com prazo mais alongado, menor flexibilidade de consumo e, em contrapartida, condições de preço mais favoráveis que os atuais produtos da carteira da Petrobras. Os produtos também permitirão maior liberdade de escolha aos clientes, na medida em que apresentam diferentes indexações da parcela da molécula, com duas opções deste parâmetro, sendo uma com um indexador gás-gás (Henry Hub) e outra ao petróleo Brent. A escolha poderá ser feita a critério do cliente, atendendo a demanda do mercado por mais flexibilidade nas fórmulas de preço. A fórmula de precificação será anunciada tão logo sejam concluídas as negociações comerciais.

O mercado de gás natural no Brasil está em processo de abertura, incentivando a competição, com a entrada e consolidação de novos atores em todos os elos da cadeia de valor. Em linha com esse movimento de abertura do mercado, a companhia oferecerá aos seus clientes a opção de fazer uma melhor gestão de portfólio de compras de gás, não apenas com relação à formação dos preços, mas também quanto aos prazos contratuais, na medida em que poderão selecionar horizontes de 6 meses e de 1 a 4 anos, de forma mais aderente às suas necessidades. A carteira de produtos ofertados permitirá que os clientes possam compatibilizar sazonalidades de consumo e atender oportunidades pontuais de menor prazo (produtos de 6 meses ou 1 ano) e contratar produtos de base por um prazo um pouco maior, com maior estabilidade de consumo.

Contratos gás-gás

Um dos índices gás-gás mais conhecidos é o preço no Henry Hub. Trata-se de um hub físico (espécie de entroncamento de gasodutos com acesso de inúmeros vendedores e compradores de gás, que podem realizar livremente trocas entre si, gerando, com isso, a cada momento, um preço de equilíbrio, resultante dessas várias negociações) localizado na região do Golfo do México, nos Estados Unidos. O Henry Hub apresenta elevada liquidez, transparência na formação de preços e comercialização em ambiente de bolsa. Além disso, com o início das exportações de GNL dos Estados Unidos a partir de 2016, o Henry Hub passou a ser amplamente utilizado como referência em novos contratos internacionais de longo prazo de GNL oriundo dos Estados Unidos.

Considerando todos esses aspectos, a Petrobras escolheu o Henry Hub como indexador gás-gás para seus novos produtos. Tendo como base o histórico dos últimos anos, essa é também uma referência mais estável e previsível, e que, portanto, oferecerá uma opção adicional para os clientes que valorizem esses atributos.

Contratos vigentes permanecem como opção aos clientes

O novo modelo gás-gás será oferecido como opção aos contratos atuais, que associam os preços da molécula do gás à cotação do petróleo Brent e à taxa de câmbio e que passaram a vigorar em janeiro de 2020.  Esta modalidade contratual baseada no Brent repassa de forma mais direta as variações dos mercados internacionais, tanto as reduções como os aumentos. Com essa formulação, a Petrobras buscou maior simplicidade, transparência e redução de risco de desalinhamento dos preços com a paridade estrutural de importação de GNL, além de outros energéticos substitutos. O Brent é um marcador de preço de elevada liquidez e amplamente utilizado em contratos de longo prazo no mercado mundial de GNL.

As características destes contratos foram percebidas rapidamente ao longo do ano passado, quando passaram a vigorar. De dezembro de 2019 a outubro de 2020, os preços do gás em dólares tiveram uma redução superior a 48%. Com a recuperação das commodities nos meses seguintes, também se recuperaram os preços do gás. Mesmo com a atualização neste mês de maio, o preço do gás no city-gate (local onde a Petrobras vende o gás às distribuidoras) permanece cerca de 8,6% abaixo do patamar de dezembro de 2019, mantendo o gás competitivo frente aos principais combustíveis substitutos.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 14/08/2020, informa que assinou hoje com a São Francisco Energia S.A., subsidiária da Global Participações em Energia S.A., contrato para a venda das três usinas termelétricas movidas a óleo combustível, localizadas em Camaçari, no estado da Bahia (UTEs Polo Camaçari).

O valor da venda é de R$ 95 milhões e não considera os ajustes previstos em contrato até o fechamento da transação, que está sujeita ao cumprimento de condições precedentes, a exemplo das aprovações do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

De acordo com o diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade da Petrobras, Roberto Ardenghy, a assinatura do contrato é um marco importante na consolidação de uma indústria mais forte e competitiva. “Nosso objetivo é maximizar o valor do nosso portfólio e dar oportunidade para que outras empresas do setor possam também prosperar. Acreditamos que a chegada dos novos donos traz boas perspectivas para as térmicas em Camaçari, o que deve promover também um impacto positivo na economia da região”.

O diretor de Relações Institucionais da Global Participações em Energia S.A., Juliano Matos, avalia que o processo de desinvestimentos da companhia promove maior competitividade e uma integração inédita na economia brasileira, criando oportunidades para novos investimentos. “Vislumbramos como consequência direta dessa aquisição a manutenção dos empregos, o atendimento tempestivo dos compromissos sociais e ambientais e o respeito aos contratos e à disponibilidade energética, essenciais para o desenvolvimento nacional.”

Cabe esclarecer que o projeto de desinvestimento da UTE Canoas, localizada no estado do Rio Grande do Sul, permanece em andamento e as etapas subsequentes serão divulgadas ao mercado oportunamente.

A presente divulgação ao mercado está de acordo com normas internas da Petrobras e com o regime especial de desinvestimento de ativos pelas sociedades de economia mista federais, previsto no Decreto 9.188/2017.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização do portfólio e à melhora de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor para os seus acionistas.

Sobre as usinas termelétricas

As UTEs Polo Camaçari são ativos da Petrobras e englobam as usinas Arembepe, Bahia 1 e Muricy, com potência total instalada de 329 MW. As usinas operam com óleo combustível e têm contratos de comercialização de energia no ambiente regulado com vigência até dezembro de 2023 para as UTEs Arembepe e Muricy e até dezembro de 2025 para a UTE Bahia 1.

Sobre a Global Participações em Energia S.A.

A Global Participações em Energia S.A. atua desde 2001 no segmento de geração de energia, controlando sete usinas, distribuídas nos estados do Rio Grande do Norte, Amazonas, Tocantins e Bahia. Possui grande experiência na operação de termelétricas a óleo combustível, sendo estratégica a aquisição das UTEs Arembepe, Muricy e Bahia 1 pelo fato de ampliar sua carteira de ativos de geração, especialmente na Bahia, onde já opera duas Usinas similares.

Começaram no último dia (30/04), as inscrições para o minicurso online Empreendedorismo Feminino, promovido pela Ocyan e o Firjan SESI, com objetivo de viabilizar geração de renda para as mulheres e impulsionar negócios, trazendo para a reflexão das participantes a importância das oportunidades do empreendedorismo com um motor econômico e social. As inscrições podem ser feitas até o próximo dia 14 de maio e as aulas começam no final de maio.

“Criamos este workshop como um incentivo à liderança feminina nos negócios considerando especialmente que pesquisas apontam que foram elas que mais sofreram com o desemprego durante a pandemia. Este curso vem para apoiá-las. É uma forma de auxiliá-las a fazer o caminho de volta para o mundo do trabalho ou até a impulsionar os negócios que gostariam de tirar do papel ou que já tiraram e precisam escalonar”, explica Nir Lander, Diretor de Pessoas & Gestão da Ocyan.

Ao todo, serão duas turmas de 30 pessoas cada, uma delas destinada exclusivamente a esposas e filhas de integrantes da empresa; a outra, 100% direcionada para as comunidades. Podem participar mulheres de qualquer idade acima de 18 anos.

“O curso é 100% gratuito e privilegiaremos também populações mais vulneráveis e a busca por espaço para a diversidade. A escolha dos alunos vai levar em conta a situação social, raça e etnia e questões LGBTIQ+ também”, comenta o executivo.

Serão cinco encontros pela plataforma Microsoft Teams, de 1h10 de duração e envio de conteúdo digital. As palestras vão abordar equidade de gênero e identidade; mentalidade empreendedora; empreendedorismo feminino; modelos de negócio; e alguns testes também. Para participar é importante ter acesso a um computador e internet.

Serviço

Inscrições de 30 de abril a 14 de maio

Link de inscrição: https://www.ocyan-sa.com/pt-br/nossa-gente

Pesquisas revelam que os países do G20 necessitam de mais de 3.500 GW de geração flexível para permitir a utilização de 100% de energia de fontes renováveis. Em sintonia com as avaliações destas pesquisas, a Wärtsilä está anunciando sua nova tecnologia para balanceamento da rede elétrica – utilizando uma nova versão do motor 34SG – capaz de sincronizar 10+ MW de potência em apenas 2 minutos após sua partida – importante marco para a construção de um futuro 100% renovável com menor custo.

A capacidade estimada necessária para equilibrar a demanda dos países do G20 deve vir de duas tecnologias principais: 2.594 GW de armazenamento de energia e 933 GW de capacidade de geração flexível utilizando gás natural, com capacidade para operar também com futuros combustíveis, que podem ser produzidos durante os períodos em que as energias renováveis produzem mais eletricidade do que o necessário.

Sushil Purohit (foto), presidente da Wärtsilä Energy, explica: O relatório climático da ONU do mês passado envia uma mensagem clara aos líderes do G20: para descarbonizar as economias ao menor custo possível, a participação de energia renovável deve ser incrementada até 2030. O que aprendemos com o nosso Atlas of 100% Renewable Energy , usado para modelar sistemas em mais de 145 países e regiões, é que as redes elétricas com grande inserção de fontes renováveis precisam de uma quantidade significativa de flexibilidade, que é alcançada por meio de armazenamento de energia e usinas flexíveis a gás natural.

A Wartsila possui soluções projetadas para acelerar de maneira econômica a transição energética. A primeira solução do nosso portfólio é a versão atualizada do motor Wärtsilä 34SG Balancer, otimizado para mercados com grande inserção de energias renováveis. Desenvolvido como um projeto otimizado voltado para redução dos custos de investimento, a solução pode ser equipada com recursos como standby sem equipe de operação, capacidade de controle remoto, monitoramento com streaming de dados 24 horas por dia, 7 dias por semana, e gerenciamento dinâmico de energia.

Os motores a gás 34SG podem funcionar também com biogás, metano sintético ou misturas de hidrogênio. A empresa tem um longo histórico de conversões de combustível bem-sucedidas globalmente e está desenvolvendo processos de combustão para permitir a queima de 100% de hidrogênio e outros combustíveis do futuro.

A Wärtsilä oferece também a tecnologia de armazenamento de energia por baterias GridSolv, uma solução compacta, modular e totalmente integrada, projetada para ser de fácil implementação, que opera com vários subsistemas. Além do sofisticado sistema de gerenciamento GEMS, uma plataforma de software inteligente que permite aos clientes gerenciar seus ativos, monitorando, operando e diagnosticando os equipamentos remotamente com segurança, confiabilidade e flexibilidade incomparáveis.

Jorge Alcaide, diretor da Wärtsilä Energy Region South – AMER, afirma: “Atualmente, a indústria está em uma situação desafiadora. Os investimentos precisam ser feitos hoje, mesmo que a visibilidade do futuro não seja totalmente clara. Desenvolvemos uma solução integrada, flexível e eficaz, que pode ser adaptada a diferentes perfis operacionais. Com essa solução, as energias renováveis podem ser integradas perfeitamente em diferentes configurações, com redução de custo geral de geração.

De acordo com as modelagens do nosso Atlas of 100% Renewable Energy, equilibrar a intermitência da geração com fontes renováveis com uma combinação de térmicas flexíveis operando com gás natural e armazenamento de energia seria até 38% mais barato para os países do G20, em comparação com uma solução considerando apenas o armazenamento de energia.

O mercado de lubrificantes passa a ter uma opção a mais para capacitação profissional com a plataforma Academia YPF. Isso porque o projeto está disponível para o público em geral, de forma gratuita. Desde o lançamento, em novembro de 2020, o projeto acumula cerca de 70 conteúdos educativos, entre conceitos da lubrificação, dicas, curiosidades e outros.

Além de informações técnicas sobre os produtos do portfólio da YPF Brasil, a plataforma ainda explica sobre diversos mitos e verdades do setor. “Nós somos a primeira marca do segmento a oferecer conteúdo próprio no estilo Netflix. A iniciativa faz parte do posicionamento omnichannel da marca, ao mesmo tempo que conecta clientes em uma comunidade unida, com especialistas em lubrificação”, afirma a gerente de marketing e comunicações da YPF Brasil Giovanna Grassi.

Acesse o site www.academiaypf.com.br e efetue o seu cadastro. Um e-mail de verificação chegará em sua caixa de entrada. Feito isso, em até 24h você receberá um e-mail com o seu login para cadastrar a senha e conferir os conteúdos.

“A interface da Academia YPF é muito intuitiva e fácil de usar. Ela funciona bem em computadores, smartphones e tablets, possibilitando uma navegação sem dificuldades e acessível de onde o usuário estiver”, ressalta Giovanna.

Múltiplos formatos são usados para apresentação dos conteúdos educativos, segundo Giovanna. Além de vídeos, lives, podcasts e e-books farão parte do acervo da Academia YPF. “Levar um pouco de entretenimento faz parte dos nossos planos. Já estamos produzindo uma webserie com apresentação do nosso embaixador, Cesar Urnhani, que estreará exclusivamente na Academia para depois ser multiplicada nas redes sociais”, acrescenta a gerente de marketing.

Mercado

O setor de autos e pesados foi considerado de maneira ampla em relação aos conteúdos de formação na Academia YPF. Há capacitação técnica voltada para carros, motos e caminhões, por exemplo. “Temas mais específicos, como transmissões, graxas e itens industriais também foram incorporados à plataforma”, explica Giovanna Grassi.

A iniciativa da empresa de lubrificantes e energia foi fomentada por uma percepção de mercado, que necessita de capacitação profissional e informações técnicas. “Com o projeto, queremos criar uma comunidade de especialistas engajada em lubrificação automotiva. Enquanto aprendem, ensinam e criam uma parceria com a marca, nós retribuímos o que os trabalhadores fornecem em termos de feedback”, explica Giovanna.

Os conteúdos da Academia YPF concentram conceitos de lubrificação básicas até aperfeiçoamentos e dicas para gestão e atuação. “Além disso, percebemos que a informação vinda do fabricante parece ter mais credibilidade do que a informação gerada por outras fontes – e a YPF se apoiou nesses insights para gerar os primeiros conteúdos da plataforma”, afirma a gerente de marketing.