Autor: redacao

Apesar do aumento neste trimestre, preços acumulam redução

A Petrobras reajustou, em 01/11/2020, os preços de venda de gás natural para as distribuidoras para os contratos iniciados em janeiro de 2020. Os ajustes ocorreram de acordo com parâmetros negociados em fórmulas contratuais, em função das variações ocorridas nas cotações do petróleo Brent e da taxa de câmbio Real/Dólar no último trimestre. O reajuste foi de 26% em US$/MMBtu em relação ao preço do gás de agosto de 2020. Quando medido em R$/m³, o reajuste é de 33%.

Apesar do aumento neste trimestre, os preços acumulam uma redução de 38% em US$/MMBtu e de 13% em R$/m³, desde dezembro de 2019 (considerando a taxa de câmbio de 30/10/2020).

A companhia esclarece que o preço final do gás natural ao consumidor não é determinado apenas pelo custo da molécula de gás e do transporte, mas também pelas margens das distribuidoras e pelos tributos federais e estaduais. Além disso, o processo de aprovação das tarifas é realizado pelas agências reguladoras estaduais, conforme legislação e regulação específicas.

Os contratos de venda para as distribuidoras são públicos e estão disponíveis para consulta no site da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Agência Petrobras

Uma das principais siderúrgicas do Vale do Aço, a Aperam South America sempre manteve suas portas abertas àqueles interessados em conhecer as instalações da Empresa e entender melhor sobre o fluxo de produção de seus aços planos especiais. Uma média 650 pessoas por ano, são recebidas em sua unidade industrial, na cidade de Timóteo. Mas, com a pandemia, desde o mês de março as visitas precisaram ser suspensas. Uma solução virtual foi criada para manter ativo o relacionamento entre a Aperam e seus públicos, possibilitando continuar a receber os visitantes, dessa vez, virtualmente.

A iniciativa acaba de ser lançada por meio de um programa de visitação virtual que, por meio de vídeos, simula um passeio pela unidade da Aperam. O acesso acontece por meio de um mapa digital interativo onde o visitante escolhe quais áreas gostaria de visitar. “Sem precisar sair do lugar, o visitante conhece todo o processo produtivo da Empresa, desde o cultivo e produção do carvão vegetal, proveniente das florestas plantadas da Aperam BioEnergia, até o desdobramento da produção integrada dos aços inoxidáveis, aços carbono especiais e aços elétricos. Os conteúdos contam com a participação dos empregados da Aperam, que apresentam remotamente ao visitante os equipamentos e tecnologias que compõem esses processos” explica Raquel Faria, gerente de comunicação da Aperam.

A iniciativa tem como público-alvo desde os novos empregados da Empresa até a comunidade, estudantes, autoridades, imprensa, clientes e fornecedores interessados em conhecer o universo industrial da Aperam South America. As visitas devem ser agendadas antecipadamente junto à equipe de comunicação pelo e-mail comunicacao@aperam.com, informando o objetivo da visita, o nome e telefone para contato.

Segundo o Índice de Preços Ticket Log (IPTL), o preço do diesel apresentou queda de 0,4% no fechamento do mês de outubro, sendo encontrado nas bombas a R$ 3,683. De acordo com o levantamento, no acumulado do ano, de janeiro a outubro, o combustível chegou a variar quase 23%, tendo o seu maior valor de 2020 no mês de janeiro (R$ 3,974) e o mais baixo (R$ 3,238), no mês de maio. No comparativo com o mesmo período do ano passado, o recuo chega a 6%, quando em outubro de 2019, o litro registrou média de R$ 3,913.

O diesel S-10 apresentou queda ainda maior em outubro, ficando 0,51% mais barato frente ao mês de setembro. A média de valor para o combustível no último mês foi de R$ 3,728. No acumulado do ano, o diesel S-10 chegou a variar quase 24%.

A Região Norte figurou com os preços mais altos do País, tanto para o diesel comum como para o diesel S-10, com médias de R$ 3,925 e R$ 3,951, respectivamente. A Região Sul apresentou o valor mais baixo para os combustíveis, fechando em R$ 3,333 e R$ 3,384.

“Podemos observar que o preço do diesel apresentou queda em todas as regiões brasileiras, tendo a maior baixa na Região Sudeste, em que o combustível ficou 0,85% mais barato do que em setembro. Já o Centro-Oeste figurou com o maior recuo para o diesel S-10, com o litro 76% mais barato nas bombas da região”, pontua Douglas Pina, Head de Mercado Urbano da Edenred Brasil.

A petroleira Enauta disse que a Barra Energia, sócia da empresa no Campo de Atlanta, enviou notificação em que informa sua “decisão de saída irrevogável” do ativo, segundo fato relevante divulgado pela companhia.

Com isso, a Enauta agora pretende acelerar estudos para decidir sobre o destino do Bloco BS-4, onde fica o campo, que poderá ser devolvido, acrescentou a empresa.

“A companhia avaliará até o dia 28 de novembro de 2020 se assumirá a participação da Barra Energia no campo ou procederá ao abandono conjunto”, afirmou, no comunicado enviado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM).

“Uma eventual devolução conjunta do campo não ocorreria de imediato. O Sistema de Produção Antecipada continuaria operando enquanto fosse viável economicamente. O abandono definitivo somente ocorreria após a conclusão dos trâmites necessários junto aos órgãos competentes”, explicou a Enauta.

A petroleira detém 50% do Campo de Atlanta, no qual é operadora, mesmo percentual detido pela Barra Energia.

O CEO da Enauta, Décio Oddone, disse em nota que a empresa “já vinha revisando o projeto” de Atlanta “com o objetivo de torná-lo mais robusto e resiliente aos novos cenários de preços de petróleo”.

“Com a notificação da Barra Energia, esse estudo será acelerado e embasará a decisão da companhia”, afirmou ele.

O Campo de Atlanta, no Bloco BS-4, na Bacia de Santos, fica a 185 quilômetros da costa brasileira. O primeiro óleo do campo foi produzido em maio de 2018.

Em 2019, Atlanta teve produção média mensal de 19 mil barris de óleo por dia (kbopd), considerando os três poços produtores equipados com árvores de natal molhadas e bombas centrífugas submersas submarinas, ainda segundo as informações da empresa.

Agência Reuters

A Equinor anunciou sua ambição de se tornar uma empresa com emissões líquidas zero até 2050. A ambição inclui emissões de produção e de consumo final de energia. Isso representa uma clara diretriz estratégica e demonstra o contínuo comprometimento da Equinor com a criação com valor de longo prazo, em apoio ao Acordo de Paris.

“A Equinor tem o compromisso de ser líder na transição energética. É uma estratégia de negócios sólida para garantir a competitividade de longo prazo durante um período de profundas mudanças nos sistemas de energia à medida que a sociedade demanda emissões líquidas zero. Nos próximos meses vamos atualizar nossa estratégia para continuar agregando valor para nossos acionistas e para alcançar esta meta”, conta Anders Opedal, que assumiu a posição de Chief Executive Officer (CEO) e Presidente da Equinor.

No início do ano a Equinor revelou seus planos de atingir neutralidade de carbono nas operações globais até 2030 e de reduzir as emissões absolutas de gases de efeito estufa (GHG) na Noruega a praticamente zero até 2050. Ao mesmo tempo, a Equinor traçou uma estratégia baseada em valores para crescimento significativo em renováveis, assim como uma nova meta de intensidade carbônica líquida. Continuar a cumprir as metas de curto e médio prazo será fundamental para alcançar emissões líquidas-zero.

“A Equinor tem demonstrado, há anos, sua capacidade de realizar suas ambições climáticas e tem um forte histórico na redução das emissões de petróleo e gás. Agora, estamos prontos para metas climáticas ainda mais ambiciosas, com o objetivo de alcançar a emissão líquida zero até 2050”, diz Opedal.

A Equinor espera proporcionar um crescimento médio anual na produção de petróleo e gás de cerca de 3% entre 2019 e 2026. A Equinor está bem posicionada com ativos globais a nível mundial em áreas atraentes com considerável potencial de criação de valor. Ao otimizar seu portfólio por meio de disciplina financeira e priorização, a Equinor continuará a desenvolver projetos competitivos e resilientes, enquanto sustenta taxas líderes de recuperação, custos e eficiência de carbono na indústria. A ambição de emissão líquida zero reforçará nossa competitividade e criação de valor futuros na plataforma continental norueguesa (NCS, sigla em inglês). Os planos de produção, desenvolvimento e exploração da Equinor na NCS se mantêm firmes.

A Equinor está se preparando para uma diminuição gradual na procura mundial de petróleo e gás por volta de 2030 em diante. A criação de valor, e não a substituição de volume, é e será a orientação das decisões da Equinor. A longo prazo, a Equinor espera produzir menos petróleo e gás do que hoje.

Para desenvolver a Equinor enquanto empresa de energia de larga escala, as energias renováveis serão uma área de crescimento significativo. A Equinor já estabeleceu ambições de crescimento rentável dentro das energias renováveis anteriormente e espera uma capacidade de produção de 4-6 Gigawatts (GW) em 2026 e 12-16 GW em 2035. A Equinor pretende agora expandir a sua aquisição de área eólica, com o objetivo de acelerar o crescimento rentável e continuará a alavancar a sua posição de liderança em energia eólica marítima. A Equinor estabelecerá as energias renováveis como um segmento de negócio independente a partir do primeiro trimestre de 2021.

Para alcançar emissões líquidas-zero é necessário um mercado que funcione bem para a captura e armazenamento de carbono (CAC) e sumidouros naturais, bem como o desenvolvimento de tecnologias competitivas para hidrogênio. Com base nas suas capacidades em petróleo e gás, a Equinor está bem posicionada para fornecer tecnologias de baixo carbono e estabelecer cadeias de valor de emissão zero. A Equinor está impulsionando o desenvolvimento destas tecnologias através de projetos como a Northern Lights, que visa armazenar CO2 de parques industriais em toda a Europa. A Equinor também prevê que uma parcela crescente de petróleo e gás será utilizada para a petroquímica até 2050.

“As mudanças climáticas são um desafio coletivo. Os esforços combinados de governos, indústrias, investidores e consumidores são cruciais para alcançar emissões líquidas-zero, para a Equinor e para a sociedade. Juntos, podemos superar desafios tecnológicos e comerciais, reduzir as emissões e desenvolver CAC e cadeias de valor com emissão zero para um futuro com emissões zero”, diz Opedal.

A Equinor espera apresentar uma estratégia atualizada no Dia dos Mercados de Capitais em junho de 2021.

A ambição de emissão líquida zero da Equinor abrange as emissões de GEE do âmbito 1 e 2 (base explorada 100%) e as emissões de GEE do âmbito 3 (utilização de produtos, participação no capital).

Nova área reforça a crescente importância das atividades relativas à transição para baixo carbono na companhia.

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou a criação da gerência executiva de Mudança Climática, que será responsável por liderar as ações da companhia relativas à gestão de carbono, redução das emissões atmosféricas, eficiência energética e mudança do clima. A nova estrutura será ligada à Diretoria Executiva de Relacionamento Institucional, que passa a se chamar Diretoria Executiva de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade.

A criação da gerencia executiva reforça a importância das atividades relativas à transição para baixo carbono na Petrobras, tendo em vista a relevância do tema para a sociedade, a indústria e o planejamento estratégico da companhia. A Petrobras visa a geração sustentada de valor na transição para baixo carbono e foca sua gestão de carbono em três pilares:

• transparência e quantificação;
• resiliência da posição em óleo e gás; e
• fortalecimento das competências alinhadas à economia de baixo carbono.

A prioridade da companhia é operar com baixos custos e com baixas emissões e oferecer aos seus clientes energia acessível e aderente aos compromissos de redução de emissões.

“A criação da Gerência Executiva de Mudança Climática tem como objetivos a melhoria da governança e o aumento do foco na redução de emissões de gases de efeito estufa e na captura de carbono. Adotamos uma política de transparência em nossos compromissos relacionados a emissões e optamos pelo uso de inovações tecnológicas aplicadas ao nosso core business, conciliando a maximização de valor para o acionista com o retorno para a sociedade de ações destinadas a minimizar o aquecimento da Terra”, explica Roberto Castello Branco, presidente da companhia.

A nova área será responsável pela proposição das metas e compromissos corporativos em carbono e clima e pela coordenação de sua implementação, liderando a implementação dos planos de mitigação de carbono e a promoção e incorporação de tecnologias de baixa emissão na carteira de investimento da companhia. A gerência executiva será liderada por Viviana Coelho, atual gerente de Emissões, Eficiência Energética e Transição para Baixo Carbono da Petrobras. Viviana é engenheira química pela Universidade Federal do Paraná (UFPR), bióloga pela PUC-PR, com mestrado em tecnologia ambiental pelo Imperial College em Londres, MBA em administração avançada pela COPPEAD, pós graduação em inovação pela Unicamp e extensa formação executiva em instituições como INSEAD, IMD, Universidade de Cambridge, London Business School e Columbia University. Na Petrobras há 18 anos, atualmente também representa a companhia no Comitê Executivo da Oil and Gas Climate Initiative e no grupo de Climate Change da IPIECA. Anteriormente atuou em diversas funções nas áreas de Downstream e no Centro de Pesquisas (Cenpes), dentre elas como gerente geral dos portfólios de inovação em gás, energia e desenvolvimento sustentável. Antes da Petrobras, atuou como consultora em projetos para multinacionais de diversos segmentos em vários países.

Os preços do petróleo ampliavam seu rali, em meio ao dia de eleições nos Estados Unidos, acompanhando uma recuperação em mercados financeiros, mas preocupações com os crescentes casos de coronavírus pelo mundo limitavam os ganhos.

O petróleo Brent subia 0,97 dólar, ou 2,49%, a 39,94 dólares por barril, às 8:17 (horário de Brasília). O petróleo dos Estados Unidos avançava 0,95 dólar, ou 2,58%, a 37,76 dólares por barril.

Ambos os contratos de referência haviam avançado quase 3% na segunda-feira.

“O salto nasceu com as marcas de uma massiva, lógica e até inevitável cobertura de posições vendidas antes das eleições presidenciais dos EUA”, disse Tamas Varga, da corretora PVM.

“Seria tentador concluir que uma recuperação das perdas da semana passada está acontecendo agora, mas esse simplesmente não é um cenário plausível”, acrescentou ele.

Os preços avançaram na segunda-feira após informação de que o ministro de Energia da Rússia manteve conversas com empresas locais sobre uma possível prorrogação de restrições à produção de petróleo no primeiro trimestre de 2021.

“A esperança agora é que uma continuidade dos cortes nos níveis atuais vá ser uma ponte necessária sobre a segunda onda de Covid-19 até quando as vacinas forem desenvolvidas”, disse o Commerzbank.

Agência Reuters

Embora existam diversas maneiras e procedimentos para evitá-los, nunca se pode menosprezar as chances de um incêndio ocorrer em edificações residenciais, comerciais, corporativas e industriais.

Por mais eficazes que sejam os protocolos e os procedimentos, as ameaças nem sempre circundam a inerente susceptibilidade humana ao erro: a origem pode literalmente cair do céu – como os balões soltos em meio às festividades juninas, por exemplo.

Os cabos elétricos na maioria das vezes estão escondidos nos conduítes e eletrodutos, mas desempenham um papel fundamental em um acidente com esse. Por conectar vários pontos do imóvel, eles são decisivos no controle – ou na propagação – das chamas.

Ao contrário do que se possa imaginar, as chamas podem ser até secundárias em relação ao risco de morte em um incêndio. A fumaça inalada pelas pessoas durante um acidente como esse é tão ou mais ameaçadora, dada a velocidade de intoxicação.

O risco é ainda maior em edificações com grande concentração de pessoas e rotas de fuga dificultadas, tais como hospitais, museus, teatros, cinemas, shoppings, escolas, igrejas, arenas, estádios, casas de show, hotéis, edifícios comerciais, entre outros.

É por isso que as normas brasileiras de instalações elétricas da ABNT, especialmente a NBR 5410 (instalações elétricas de baixa tensão) e NBR 13570 (instalações elétricas em locais de afluência de público), preveem materiais e procedimentos específicos de segurança para esses projetos.

Nas especificações de cabos elétricos, as normas tornam obrigatório nesses locais o uso de cabos do tipo não halogenados nas instalações, ou seja, condutores livres de halogênio com baixa emissão de gases que podem ser tóxicos em um eventual incêndio.

Líder mundial na fabricação de cabos de energia e telecomunicações, o Grupo Prysmian é referência global nesse tipo de instalação com o cabo Afumex Green, desenvolvido para circuitos de tensão entre 450 e 750V.

Além da obrigatoriedade para locais onde haja requisitos de proteção contra fumaça tóxica, o Afumex Green é recomendado para instalações internas de iluminação, tomadas, quadros, painéis e pontos de energia em geral em casas, prédios residenciais, comerciais e industriais.

Outro diferencial é o fato de ter sido o primeiro cabo com isolamento sustentável do mundo ao utilizar biopolietileno – plástico vegetal proveniente da cana-de-açúcar – na composição da camada de isolação, fazendo jus ao green que carrega no nome.

Eles duram até o dobro do tempo em eventuais sobrecargas, são 20% mais resistentes à temperatura, suportando até 85ºC, além de extra deslizantes, o que facilita e reduz o tempo de instalação na passagem dos cabos pelos dutos.

Por falar em instalação, o Afumex Green pode ser passado em eletroduto em parede isolante, canaleta fechada, aparente, eletrocalha, canaleta ventilada, alvenaria e em espaço de construção. Possui condutor de cobre nu, classe 5, com isolação em termoplástico não halogenado, atendo às normas NBR 13248, 5410 e 13570, além de submeter ao ensaio previsto pela NBR NM IEC 60332-3-24 de propagação vertical de chama.

A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e a Rússia estão considerando implementar cortes mais profundos sobre a produção da commodity no início do ano que vem, em uma tentativa de fortalecer o mercado petrolífero, disseram uma fonte do grupo e uma fonte familiarizada com o pensamento russo.

A Opep e produtores aliados, liderados pela Rússia, que formam o grupo conhecido como Opep+, estão programados para reduzir seus cortes de oferta de petróleo em cerca de 2 milhões de barris por dia (bpd) a partir de janeiro.

Mas o impacto da segunda onda da pandemia de Covid-19 sobre a demanda por energia, por causa de medidas de restrição às movimentações, está forçando o grupo a repensar a estratégia.

“Parece que teremos de cortar mais fundo no primeiro trimestre”, disse a fonte familiarizada com a opinião russa, que falou sob a condição de anonimato.

Os produtores estão “explorando muitas opções além de estender (os cortes já existentes)”, afirmou uma fonte da Opep.

A fonte acrescentou, porém, que a implementação de cortes mais profundos seria uma “decisão difícil”, já que concederia uma fatia maior do mercado a produtores de fora da Opep+.

Mais cedo na terça-feira, a Argélia, que ocupa a presidência rotativa da Opep, defendeu que os cortes de oferta que já estão sendo aplicados sejam prorrogados pelos primeiros meses de 2021.

A Opep+ deverá se reunir em 30 de novembro e 1º de dezembro para definir sua política de produção.

No período, a produção acumulada operada pela Petrobras no Piloto de Tupi totalizou 338 milhões de barris de óleo equivalente

O Piloto de Tupi, primeiro sistema definitivo de produção do pré-sal da Bacia de Santos, completou em outubro dez anos de operação. Com sua plataforma ancorada em profundidade de água de 2.149 metros, o sistema tem capacidade para produzir, por dia, até 100 mil barris de óleo e processar até cinco milhões de metros cúbicos de gás, através de seis poços produtores, um poço injetor de gás e três poços injetores de água.

Tupi é atualmente o maior campo produtor de petróleo em águas profundas do mundo. Nesses dez anos, a produção acumulada operada pela Petrobras no Piloto de Tupi foi de 264 milhões de barris de petróleo e de 11,8 bilhões de m3 de gás, totalizando 338 milhões de barris de óleo equivalente de petróleo e gás.

O poço 3-RJS-646 opera neste sistema praticamente desde o início e apresenta a maior produção acumulada entre os poços operados pela companhia, de cerca de 90 milhões de barris de óleo equivalente. Atualmente ainda produz, aproximadamente, 20 mil barris por dia. Três dos 20 poços com maior produção acumulada da Petrobras produzem para este sistema.

Importância para o desenvolvimento do pré-sal

O sistema de produção do Piloto de Tupi foi responsável pela coleta de informações técnicas fundamentais para o desenvolvimento das grandes acumulações de petróleo descobertas no pré-sal da Bacia de Santos. Nesse primeiro sistema, foram implantadas grande parte das tecnologias que tornaram possível a produção nas condições desafiadoras do pré-sal e hoje representam um importante legado para a indústria do petróleo. Essas tecnologias garantiram à Petrobras o prêmio da Offshore Technology Conference (OTC), em 2015.

O campo de Tupi está predominantemente localizado na concessão BM-S-11, operada pela Petrobras (65%), em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda (25%) e a Petrogal Brasil S.A.(10%).

Agência Petrobras