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A ANP aprovou em (19/11) a resolução que regulamenta os critérios de conteúdo local a serem adotados no acordo e no compromisso de individualização da produção e na anexação de áreas, nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural.

Ao relatar a matéria, o diretor-geral interino, Raphael Moura, enfatizou que a resolução “simplifica procedimentos, diminui custos regulatórios para os agentes regulados e custos administrativos para a ANP, aumenta a segurança jurídica e reforça a atratividade dos contratos de E&P no Brasil.”

A individualização da produção é um procedimento que visa à divisão do resultado da produção e ao aproveitamento racional do petróleo e/ou gás natural, quando uma jazida se estende além do bloco concedido ou contratado sob o regime de partilha de produção. Caso todos os blocos abrangidos pela jazida sejam de uma mesma empresa ou consórcio, dá-se o compromisso de individualização da produção (CIP); e se forem de empresas diferentes ou algum não for contratado (pertencente à União), ocorre o acordo de individualização da produção (AIP).

Já a anexação de áreas consiste na incorporação de uma determinada descoberta comercial a um campo produtor ou potencialmente produtor, ampliando seus limites com vistas à exploração conjunta dos recursos petrolíferos. Neste caso, ambos também devem pertencer à mesma empresa ou consórcio e ser requerida pelo operador. Trata-se de uma solução para casos de reservatórios dependentes que precisam ser incorporados a outros para se tornarem comercialmente viáveis.

Ascom ANP

A petroleira Enauta Participações informou a suspensão preventiva da produção do campo de Atlanta, em meio a falhas nos aquecedores de óleo.

Segundo a empresa, foi contratada uma companhia especializada para avaliação, e informações preliminares indicam que a corrosão encontrada em alguns equipamentos pode comprometer o seu funcionamento.

Dessa forma, a Enauta decidiu paralisar preventivamente as operações até que as dúvidas sejam devidamente esclarecidas.

A Enauta Energia, subsidiária integral da companhia, é operadora do campo de Atlanta com 50% de participação, mesmo percentual detido pela Barra Energia.

Com atuação ao longo da costa do país, possui dois ativos produtores: o campo de Manati, um dos principais fornecedores de gás da região Nordeste, no qual detém 45% de participação, e o Campo de Atlanta, localizado nas águas profundas da Bacia de Santos.

Agência Reuters

Foi aprovada pela ANP minuta de Contrato Master de Transporte 2021 da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), contendo as adaptações ao contrato extraordinário já previamente aprovado pela Agência (Contrato Master de Transporte 2020). O objetivo é permitir que carregadores interessados contratem temporariamente capacidade de transporte no Gasoduto Bolívia Brasil (GASBOL) em 2021, até a conclusão e a assinatura dos contratos de transporte derivados da Chamada Pública 02/2020.

O referido contrato será ofertado por meio da Plataforma de Oferta de Capacidade – POC da TBG, da mesma forma que os atuais produtos de curto prazo. Desta maneira, a TBG poderá realizar a contratação de capacidade por meio da oferta de produtos com duração diária, mensal, trimestral e anual através de sua Plataforma eletrônica de oferta de capacidade.

O Produto Anual apresenta condição resolutiva que se implementa quando a CP 02/20 for concluída. Assim sendo, haverá a garantia da continuidade da prestação do serviço de transporte de gás natural no GASBOL até a conclusão da CP 02/2020.

Ascom ANP

A PetroRio fechou a compra de fatias da britânica BP em dois blocos no pré-sal, em uma rara transação na região altamente produtiva, por 100 milhões de dólares, o que tornará a companhia brasileira operadora dos ativos.

O negócio anunciado nesta quinta-feira, que impulsionou em cerca de 25% as ações da PetroRio, envolve a compra de 35,7% no bloco BM-C-30, que abriga o campo de Wahoo, e 60% do bloco BM-C-32 (Itaipu), permitindo que a empresa explore sinergias com suas operações atuais, disse o CEO da PetroRio, Roberto Monteiro.

Os planos da petroleira preveem explorar Wahoo com um navio-plataforma (FPSO) que já tem sido usado em seu campo de Frade.

“Esse campo (Wahoo) não é só resiliente por si só, como ele também deixa a PetroRio muito mais resiliente, contribui muito para a empresa como um todo. A preços de hoje do petróleo, esse investimento tem as maiores taxas de retorno que já tivemos dentro da companhia, é realmente diferenciado”, afirmou.

As cotações do petróleo Brent, referência internacional, estão na casa de 44 dólares por barril, depois de terem começado o ano perto de 70 dólares, em meio aos impactos da crise do coronavírus sobre a demanda global por combustíveis.

Com potencial para extração de mais de 140 milhões de barris, Wahoo teve descoberta de óleo em 2008 e teste de formação em 2010. A PetroRio avalia que a produção do campo poderá superar 40.000 barris por dia.

Para explorar a área com o FPSO de Frade, a empresa prevê investir 300 milhões de dólares no chamado “tieback”, além de 40 milhões de dólares em ajustes e outros itens. São estimados ainda 360 milhões de dólares em perfuração de poços e 100 milhões de dólares para equipamentos “subsea”.

A PetroRio pretende realizar esses aportes em regime de parceria com os membros do consórcio responsável por Wahoo IBV (35,7%) e Total (28,6%) –mas também está pronta a levar a iniciativa adiante sozinha se necessário.

“Os sócios vão poder querer participar ou não. Podemos pensar em fazer a operação sozinhos. Vamos ter que levantar mais dinheiro, mas os retornos também são muito maiores”, afirmou.

Segundo Monteiro, a companhia teria duas alternativas para financiar os investimentos com dívida ou emissão de novas ações, embora a visão sobre o endividamento seja cautelosa, devido à meta de manter uma alavancagem saudável.

O primeiro óleo de Wahoo deve acontecer em aproximadamente dois anos após o início do projeto.

“Quando você começa com o primeiro óleo, depois você coloca 40 mil bpd para produzir rapidamente”, projetou Monteiro. Ele disse que o patamar deve ser atingido com a perfuração de 4 poços, que poderiam ser concluídos em de dois a três meses cada.

O plano de desenvolvimento do campo deve estar pronto em meados de 2021, quando também são previstas as negociações com os possíveis parceiros.

A transação será paga em uma parcela fixa de 100 milhões de dólares –dividida em cinco pagamentos até a conclusão do negócio, além de 15 milhões de dólares em dezembro de 2021 e o remanescente em 2022. Há ainda previsão de “earn-out” de 40 milhões de dólares contingentes na unitização de Itaipu.

Wahoo se situa a entre 30 e 35 quilômetros ao norte de Frade, com lâmina d’água de 1.400 metros e reservatório carbonático na camada do pré-sal a uma profundidade de 5 mil a 7 mil metros.

“O óleo no campo é de excelente qualidade, com 30º API, baixa viscosidade, e gás associado que será utilizado na geração de energia do FPSO de Frade”, destacou a PetroRio.

Já o campo Itaipu, descoberto em 2009, com três poços piloto perfurados, encontra-se próximo ao cluster Parque das Baleias, e estudos preliminares realizados indicam que a acumulação é potencialmente compartilhada com a região sudeste do cluster.

Com isso, essa área poderá passar por processo de “unitização” antes de qualquer definição de desenvolvimento, explicou a PetroRio.

O pagamento pelos blocos da BP “cabe perfeitamente no fluxo de caixa” da PetroRio, disse o CEO da empresa, ao destacar que buscará em paralelo alternativas para financiar os investimentos no desenvolvimento dos ativos, a começar por Wahoo.

Mas o negócio não esgotou o apetite da companhia por crescimento, acrescentou ele. “A gente continua olhando oportunidades, sim, de maneira bem seletiva.”

Nesse sentido, a PetroRio buscará priorizar ativos que possam ser explorados por meio do compartilhamento de suas infraestruturas, aproveitando sinergias e reduzindo custos.

Um dos movimentos no radar é um processo de venda, pela Petrobras, do campo de Albacora, próximo de Frade.

“A gente olha todos processos da Petrobras. Um que chama atenção é o de Albacora”, disse Monteiro, embora com a ressalva de que o negócio envolveria um esforço devido aos elevados valores potencialmente envolvidos.

“Da maneira certa, talvez com um parceiro, pode fazer sentido, sim’, afirmou.

A Petrobras disse nesta semana que avançou para a chamada fase não-vinculante de processo para a venda de Albacora e Albacora Leste, em águas profundas na Bacia de Campos.

Agência Reuters

A China, tábua de salvação dos mercados globais de petróleo neste ano, ampliou aquisições de exportadores como Rússia, Estados Unidos e Angola nas últimas semanas, enquanto outros compradores restringem os pedidos à medida que o número de casos de coronavírus dispara e novos “lockdowns” são estabelecidos.

O país asiático, maior importador de petróleo do mundo, é o único grande comprador que deverá registrar um aumento na demanda pela commodity neste ano, período em que a pandemia destruiu o consumo globalmente.

Com as importações chinesas projetadas para atingir 12 milhões de barris por dia (bpd) no ano que vem, os vendedores alinham remessas para manter a participação de mercado, já que o consumo mundial de petróleo deve cair em cerca de 9% em 2020.

Nesta semana passada, a Shell, a Litasco braço de trading russa Lukoil– e a Unipec, divisão de trading da chinesa Sinopec, reservaram provisoriamente ou buscaram a contratação de superpetroleiros para enviar petróleo dos EUA, a partir da Costa do Golfo, para a Ásia em dezembro, segundo dados de agências marítimas e do Refinitiv Eikon.

O número de casos de Covid-19 está aumentando globalmente, especialmente em grandes consumidores de combustíveis, como EUA e Europa.

“Provavelmente, ‘lockdowns’ vão vigorar na Europa por boa parte deste inverno (no Hemisfério Norte). A China aumentou suas cotas e capacidade de armazenamento. Parece que a demanda vai se concentrar por lá no futuro próximo”, disse um operador de uma refinaria europeia.

O prêmio para embarque em janeiro do petróleo russo ESPO Blend, um dos mais populares entre as refinarias independentes chinesas, figura em máximas de cinco meses.

O petróleo dos EUA também está se recuperando, com o WTI em East Houston avançando para o maior nível em cerca de dois meses nesta semana. A commodity norte-americana se viu pressionada por uma queda de 12% na demanda doméstica por combustíveis e por recordes diários de novos casos de Covid-19.

“A demanda chinesa é mais visível agora”, disse à Reuters um operador do mercado do extremo leste da Rússia. “As empresas de trading estão muito ativas, já que esperam mais pedidos das refinarias independentes da China, que vão comprar petróleo sob as novas cotas de importação.”

Agência Reuters

O programa RenovaBio, que estabelece metas de descarbonização na distribuição de combustíveis, atingiu a marca de 15 milhões de créditos de descarbonização (CBios) validados, informou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em momento em que o programa enfrenta questionamentos jurídicos.

Essa quantidade garante a disponibilidade de CBios para o cumprimento total da meta de 14,9 milhões de créditos estabelecida pelo governo para os anos de 2019 e 2020, destacou a ANP, classificando a marca como de “especial relevância”.

Segundo a reguladora, as distribuidoras de combustíveis partes obrigadas a cumprir metas individuais de compras de CBios adquiriram até o momento 8,3 milhões de créditos, o que equivale a cerca de 56% da meta total.

Em 2020, o RenovaBio teve suas metas iniciais reduzidas pela metade pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em função dos impactos da pandemia de Covid-19 sobre o setor de distribuição de combustíveis.

Distribuidoras, no entanto, foram à Justiça com o intuito de cumprir neste ano apenas 50% das metas atuais, o equivalente a 25% dos objetivos originais revisados por causa da pandemia.

Diante do pouco tempo para o final do ano e da comercialização ainda reduzida de CBios frente ao objetivo, companhias de distribuição alegaram uma disparada nos preços dos créditos e o represamento de vendas pelos produtores para solicitar uma liminar.

A medida foi concedida, mas dias depois a ANP informou que conseguiu sua cassação, mantendo em vigor a meta de comercialização de 14,5 milhões de CBios em 2020 o restante do volume informado pela reguladora nesta quinta remete ao ano anterior.

Segundo a assessoria de imprensa da Associação das Distribuidoras de Combustíveis (Brasilcom), que havia conquistado a liminar reduzindo os objetivos de CBios, a entidade ainda pretende recorrer ao Superior Tribunal de Justiça (STJ) contra essa cassação.

Na semana passada, o Ministério de Minas e Energia reafirmou “apoio integral” ao RenovaBio.

Já a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), representante de usinas do centro-sul, principal região produtora de etanol do Brasil, disse em nota que a marca de 15 milhões de CBios mostra o “comprometimento do setor” com a sociedade e com as metas de redução de emissões.

“O RenovaBio é baseado na transparência, na previsibilidade e em regras de mercado… Todos os agentes sabem o que é esperado deles a cada ano, da oferta de biocombustível certificado à compensação de emissões por meio da compra de CBios”, afirmou o presidente da Unica, Evandro Gussi.

Agência Reuters

 

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

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

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

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

Parcerias chave para negócios específicos

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

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

Sobre a FUCHS

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

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

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

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

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

Agência Petrobras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

COMPRAS ADICIONAIS DE GNL

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

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

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

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

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

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

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

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

ACIONAMENTO INESPERADO

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

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

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

Agência Reuters

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

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

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

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

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

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

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

Agência Reuters