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A carga global de processamento de petróleo em refinarias da Petrobras teve “expressiva queda na última semana”, para 69,2% da capacidade no último domingo, contra 76,8% no mesmo dia da semana anterior, mostrou boletim do Ministério de Minas e Energia divulgado.

A redução ocorre “em função de parada total das unidades da Recap e da Reduc”, disse a pasta, sem detalhar, em referência às refinarias da estatal em Capuava (SP) e Duque de Caxias (RJ).

Procurada, a Petrobras não respondeu de imediato a um pedido de comentários sobre as informações do boletim do governo.

Com essa recente redução nas atividades, o nível de processamento de petróleo nas refinarias da Petrobras recuou ao menor nível desde o início de junho, quando tocou 65%, de acordo com os relatórios do ministério, que acompanham o impacto da pandemia de coronavírus sobre o setor de energia e o mercado de combustíveis.

No começo de abril, em meio ao ápice de quarentenas adotadas por Estados e municípios para conter a disseminação da Covid-19, a carga das refinarias da estatal chegou a tocar mínimas no ano, abaixo de 55%, iniciando trajetória de recuperação em meados daquele mês.

O relatório do governo não trouxe na mais recente edição números sobre o mercado de combustíveis.

No boletim anterior, de 28 de setembro, a pasta apontava aumento de 3,6% na comercialização de gasolina até 22 de setembro quando na comparação com mesmo período do ano passado, enquanto a venda de diesel tinha alta de 10,5%.

As vendas de etanol tinham alta de 3,4% nessa mesma base de comparação, enquanto as de querosene de aviação desabavam 55,9%, em meio às restrições em vigor para viagens aéreas.

Agência Petrobras

A ABB adquiriu a Codian Robotics B.V., um fornecedor líder de robôs delta, que são usados principalmente para aplicações de pick and place de alta precisão. A oferta da Codian Robotics inclui uma linha de design higiênico, ideal para indústrias sensíveis à higiene, incluindo alimentos e bebidas e produtos farmacêuticos. Com a transação, a ABB está acelerando seu envolvimento no campo crescente de robôs delta.

A Codian Robotics está localizada em Ede, Holanda e emprega 20 pessoas no mundo todo. A empresa continuará atendendo seus clientes diretamente. A aquisição foi assinada e fechada em 1º de outubro de 2020 e ambas as partes concordaram em não divulgar quaisquer detalhes sobre o valor de compra.

“Nossa aquisição ressalta nosso foco em tecnologia inovadora, ajudando nossos clientes a perceberem totalmente o potencial da automação e a aumentar sua flexibilidade em um cenário de negócios em rápida mudança”, disse Sami Atiya, presidente da ABB Robotics & Discrete Automation. “As tecnologias e a experiência na indústria da Codian Robotics são o complemento perfeito para nosso conjunto de soluções de alimentos e bebidas, farmacêutica, robótica para serviços e logística, ao mesmo tempo que oferece suporte à oferta de robótica centrada em máquinas da ABB.”

“Ao longo dos anos, desenvolvemos um extenso portfólio de produtos. A impressionante presença global da ABB e sua experiência no setor nos ajudarão a disponibilizar nosso portfólio globalmente. Estou ansioso para trabalhar juntos para escrever o próximo capítulo de nossa história de sucesso”, disse Freek Hartman, fundador da Codian Robotics.

Embora hoje a maioria dos robôs na indústria de alimentos e bebidas não seja projetada para poder tocar em alimentos, o portfólio da Codian Robotics inclui um design higiênico que permite o trabalho seguro, inclusive em processamento de alimentos in natura, processamento seguro e aberto de alimentos.

“Há uma grande necessidade de robôs para pick and place que garantam altos padrões de higiene, acelerados pela pandemia COVID-19. Nossos clientes de alimentos e bebidas, farmacêuticos e de logística estão particularmente interessados no potencial da automação, permitindo que as cadeias de suprimentos continuem a funcionar, enquanto garantem o bem-estar dos funcionários”, acrescentou Atiya.

No futuro, a ABB será capaz de fornecer a seus clientes uma gama mais ampla de robôs delta e soluções integradas de uma única fonte, contribuindo para a estratégia de robótica centrada em máquinas da ABB que integra automação de máquina e controle de robô em uma única plataforma.

Hans Wimmer, Presidente da divisão de Machine Automation da ABB e Managing Director da B&R, disse: “Com a Codian Robotics, estamos adquirindo um dos fornecedores mais bem-sucedidos do mundo de robôs delta com um histórico extraordinário no setor de fabricantes de máquinas. No futuro, seremos capazes de oferecer aos nossos clientes soluções totalmente integradas – globalmente e para todas as indústrias.”

Companhia estrutura novas chamadas públicas e reforça necessidade da implantação de Terminal de GNL no litoral catarinense para viabilizar aumento da oferta do insumo

O mercado catarinense tem se recuperado rapidamente da crise causada pela pandemia e o consumo de gás natural já se igualou aos patamares do início do ano. Mais do que isso, a SCGÁS tem distribuído volumes acima dos atuais 2,1 milhões de m³/dia estabelecido no contrato de suprimento com a Petrobras. O limite de capacidade de entrega do Gasoduto de Transporte Bolívia-Brasil, que atende cinco distribuidoras de gás no Centro Oeste, São Paulo e nos três estados do Sul, inviabilizou a contratação de volumes superiores na última chamada pública de suprimento.

Esse cenário de aumento da demanda se deve, principalmente, a alguns fatores: (i) a política comercial extraordinária praticada pela SCGÁS logo no início do período da crise econômica derivada da pandemia garantiu fôlego aos clientes no pior momento da crise; (ii) a diversidade do modo de produção catarinense e a força das nossas indústrias, que historicamente reagem antecipadamente a crises de nível nacional; (iii) as tarifas competitivas praticadas pela SCGÁS, bem inferiores à média nacional na última década; e (iv) a aceleração do processo de atendimento a novos mercados e clientes, interiorizando a rede de distribuição.

Para ampliar o suprimento ao mercado catarinense, a SCGÁS estrutura duas chamadas públicas para aquisição de novos volumes de gás natural. Ambas no curto prazo: uma busca a oferta pelo modal de Gás Natural Liquefeito (GNL) e outra que visa ampliar o número de supridores no Estado.

Destaca-se a necessidade de implantação de terminal de GNL no Sul do Brasil para possibilitar o aumento da oferta e diversos players para aquisição, considerando que o Gasbol atingiu seu limite e sua repotencialização só aconteceria no médio ou longo prazo. O projeto em fase de licenciamento na Baía da Babitonga, Porto de São Francisco do Sul, é uma das alternativas.

“Estamos unindo forças com o mercado industrial, via FIESC, para articular o Sul do país nessa importante pauta que visa ampliar o suprimento do gás natural com proposta para o médio e longo prazo. De forma imediata, estamos com equipes mobilizadas para executar as chamadas públicas que em parte vão nos auxiliar no atendimento das necessidades de volumes atuais, dentro da realidade do mercado, e para suportar o crescimento da nossa rede”, afirma o presidente da SCGÁS, Willian Anderson Lehmkuhl.

A Arábia Saudita exportou 6,1 milhões de barris por dia em petróleo em setembro, levemente acima dos níveis de agosto, enquanto a produção ficou estável em 8,974 milhões de bpd no mês passado, disse uma fonte do setor com conhecimento do assunto.

A maior exportadora global de petróleo bombeou 8,988 milhões de bpd em agosto, quando havia exportado 6 milhões de bpd, ainda de acordo com a fonte.

As exportações sauditas de petróleo geralmente sobem após os meses quentes do verão, quando o maior uso de petróleo para geração de energia restringe os embarques.

A produção do reino está em linha com as expectativas do mercado e com sua cota dentro do pacto de produção da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e seus aliados.

Agência Reuters

A greve cortará a capacidade total de produção da Noruega em pouco mais de 330.000 barris de óleo equivalente por dia, ou cerca de 8% da produção total, de acordo com a Associação Norueguesa de Petróleo e Gás (NOG).

A disputa começou em 30 de setembro, quando um grupo de 43 trabalhadores organizado pelo sindicato Lederne entrou em greve depois que as negociações salariais fracassaram entre o sindicato e a NOG, que representa as empresas de petróleo e gás.

A escalada acrescentou 126 sindicalistas à greve, elevando o total para 169 dos 1.003 trabalhadores offshore representados pelo Lederne.

A Noruega produz regularmente pouco mais de 4 milhões de barris de óleo equivalente por dia, metade na forma de petróleo bruto e outros líquidos e a outra metade de gás natural, o que faz do país um grande fornecedor global de energia.

A Equinor disse que fechou quatro de seus campos, enquanto o sindicato Lederne disse que dois campos operados por Neptune Energy e Wintershall também foram fechados.

A produção de Johan Sverdrup, o maior campo de petróleo em produção no Mar do Norte, não foi afetada pela greve, disse Equinor.

Neptune e Wintershall não responderam de imediato.

“Não há solução à vista”, disse um porta-voz da NOG.

“Os empregadores ainda não estão demonstrando vontade de atender nossas demandas, o que está desencadeando a escalada”, disse o chefe do sindicato Lederne, Audun Ingvartsen, em um comunicado.

Os impactos sobre a produção da Noruega ajudaram a impulsionar os preços globais do petróleo com o Brent subindo mais de 4% durante a manhã de segunda-feira.

Agência Reuters

Unidades do grupo Macquarie e da Siemens estão formando uma joint venture chamada Calibrant Energy, que vai investir no emergente setor de “energia como serviço” nos Estados Unidos, segundo comunicado conjunto das empresas.

A geração de energia deve cada vez mais mudar de grandes estruturas envolvendo usinas movidas a combustíveis fósseis para sistemas de menor porte que usam energia renovável e armazenamento com baterias, instalações conhecidas como geração distribuída.

Por esse modelo, empresas podem escolher “terceirizar” seu suprimento de energia para um fornecedor especializado assim como empresas contratam plataformas de tecnologia em vez de desenvolverem seus próprios sistemas, o que é chamado de software como serviço (SaaS).

Formada pela unidade Green Investment Group, da Macquarie, e pela Smart Infrastructure and Financial Services, da Siemens, a Calibrant Energy construirá infraestruturas de energia sem cobrar seu custo dos consumidores, para então gerenciá-las e atender seus clientes, que podem incluir empresas, cidades e hospitais, segundo o comunicado.

A Calibrant pretende usar o capital da Macquarie e a tecnologia da Siemens para concorrer no setor. Segundo projeções da consultoria Wood Mackenzie feitas em junho, o setor de geração distribuída deve atrair cerca de 110 bilhões de dólares em investimento entre 2020 e 2025.

Outras grandes empresas de investimentos também têm tentado entrar no segmento. No mês passado, a Blackstone lançou sua própria plataforma. Carlye Group e BlackRock já possuem joint ventures no setor com Schneider Electric e General Electric, respectivamente.

Agência Reuters

A produção no Pré-sal em agosto registrou recordes pelo segundo mês consecutivo, tanto na produção de petróleo quanto na de gás natural. No total, foram produzidos 2,776 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,201 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 91,398 MMm3/d (milhões de m³ por dia) de gás natural. O recorde anterior era de julho, quando foram produzidos 2,179 MMbbl/d de petróleo e 88,88 MMm³de gás natural.

No total, houve aumento de 1,4% em relação ao mês anterior e de 14,4% em relação a agosto de 2019. A produção no Pré-sal teve origem em 117 poços e correspondeu a 70,7% da produção nacional.

As informações são do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP com dados detalhados da produção nacional referentes a agosto de 2020.

Produção nacional

Neste mês, a produção nacional foi de 3,927 MMboe/d, sendo 3,087 MMbbl/d de petróleo e 134 MMm3/d de gás natural. A produção de petróleo aumentou 0,3% se comparada com o mês anterior e 3,3% frente a agosto de 2019. No gás natural, houve aumento de 2,4% em relação a julho e de 0,1% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.

Durante o mês de agosto, 33 campos tiveram a suas respectivas produções interrompidas temporariamente devido aos efeitos da pandemia da Covid-19, dos quais 16 marítimos e 17 terrestres, e um total de 60 instalações de produção marítimas permaneceram com produção interrompida. Não houve alteração em relação a julho.

Novos gráficos

A partir desta edição, o boletim traz novos gráficos (31 a 34) contendo dados sobre as frações recuperadas de campos e bacias, ou seja, o percentual de óleo que já foi recuperado em relação ao volume de óleo in place (Voip).

O volume in place corresponde ao total de petróleo existente nos reservatórios, entretanto, nem todo esse volume será produzido, pois a quantidade de óleo que é recuperável é determinada por uma série de fatores, incluindo, por exemplo, a permeabilidade e a porosidade das rochas, além da viscosidade do óleo. Soluções tecnológicas são implementadas para ampliar o fator de recuperação do petróleo dos campos, porém uma parte considerável do volume in place sempre permanecerá aprisionada no reservatório.

As medidas tomadas pela ANP têm sido importantes vetores para incrementar o fator de recuperação dos campos, ou seja, melhorar a relação entre as reservas existentes e o que é de fato extraído. Neste contexto, a Agência vem exigindo novos investimentos em contrapartida das prorrogações dos contratos de concessão visando maximizar a extração dos recursos petrolíferos. Adicionalmente, a ANP publicou a Resolução nº 749/2018, que permitiu a redução das alíquotas de royalties sobre a produção incremental de campos maduros. Essas ações da Agência estão em consonância com as diretrizes contidas nas Resoluções CNPE nº 02/2016 e nº 17/2017.

Aproveitamento do gás natural

Em agosto, o aproveitamento de gás natural foi de 97%. Foram disponibilizados ao mercado 55,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,9 MMm³/d, uma redução de 0,2% se comparada ao mês anterior e um aumento de 20,2% se comparada ao mesmo mês em 2019.

Origem da produção

Neste mês de agosto, os campos marítimos produziram 96,9% do petróleo e 85,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 94,7% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil. Porém, os campos com participação exclusiva da Petrobras produziram 42,9% do total.

Destaques

Em agosto, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 1,004 MMbbl/d de petróleo e 44,5 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços a ela interligados, produziu 165,598 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Tupi, por meio de sete poços a ela interligados, produziu 7,337 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.097. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 67.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 436,3 boe/d, sendo 83 bbl/d de petróleo e 56,2 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 349 boe/d.

Outras informações

No mês de agosto de 2020, 269 áreas concedidas, três áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 35 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 63 são marítimas e 206 terrestres, sendo 10 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.775 poços, sendo 517 marítimos e 6.258 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28, sendo 2,7% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 86,1% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 11,1% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 99,4 Mboe/d, sendo 79,2 mil bbl/d de petróleo e 3,2 MMm³/d de gás natural. Desse total, 82,4 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 17 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 11.126 boe/d no Rio Grande do Norte, 5.337 boe/d na Bahia, 290 boe/d em Alagoas, 134 boe/d no Espírito Santo e 130 boe/d em Sergipe.

A francesa Engie nomeou uma executiva do setor de serviços de petróleo para executar sua estratégia de redirecionamento para energia renovável e redes.

A Engie disse em um comunicado que nomeou a executiva Catherine MacGregor, da empresa franco-americana de serviços petrolíferos TechnipFMC como nova CEO a partir de 1º de janeiro de 2021.

A nomeação de MacGregor ocorre oito meses após a destituição de Isabelle Kocher.

MacGregor, 48 anos, é cidadã francês e atualmente dirige a Technip Energies, depois de ter passado 23 anos no grupo de serviços de petróleo Schlumberger.

Questionado sobre a nomeação de uma executiva de serviços de petróleo no comando da Engie em momento em que o grupo busca avançar em renováveis, o presidente do conselho, Jean-Pierre Clamadieu, disse que não viu contradição.

“Não se deve reduzir Catherine MacGregor a alguém que vem da indústria petrolífera. Ela tem uma carreira na prestação de serviços às indústrias extrativas, mas mais do que isso é uma pessoa com grande experiência operacional em ambientes complexos e que superou todos esses desafios com sucesso”, disse ele, em conversa por telefone.

A Engie vinha buscando um novo CEO desde fevereiro.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 18 de dezembro de 2018, informa que, após ajustes no regulamento do Plano Petros 3 (PP3), o seu Conselho de Administração deliberou o encaminhamento da nova proposta do plano para análise da Secretaria de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (SEST) e para a Superintendência Nacional de Previdência Complementar (PREVIC).

O PP-3 será uma opção previdenciária exclusiva para migração voluntária e pontual dos participantes e assistidos dos planos Petros do Sistema Petrobras Repactuados e Não Repactuados (PPSP-R e PPSP-NR), ambos pós-70.

Antes de ser efetivamente criado, o novo plano também passará por um estudo de viabilidade técnica e administrativa, que só poderá ser concluído após a definição da massa de participantes que terá optado pelo PP-3.

A Petrobras assinou contrato vender a totalidade de sua participação na Petrobras Uruguay Distribuición à Disa Corporación Petrolífera, em negócio de 61,70 milhões de dólares, informou a estatal brasileira em comunicado.

A operação será quitada em duas parcelas, sendo a primeira, de 6,17 milhões de dólares, na sexta-feira, data de assinatura, e um restante de 55,53 milhões de dólares no fechamento oficial da transação, sem considerar ajustes.

A unidade no Uruguai atua no mercado de distribuição de combustíveis e lubrificantes, com rede de 90 estações de serviços. A empresa é a segunda maior distribuidora do Uruguai, segundo a Petrobras.