Autor: redacao

Dados divulgados na quarta-feira (12/08) pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), empresa vinculada ao Ministério de Minas e Energia, revelam que os três contratos de produção em regime de partilha no pré-sal produziram 9,3 milhões de barris de petróleo e 51 milhões de metros cúbicos de gás natural, disponíveis para comercialização, no primeiro semestre deste ano.

No período, a União teve direito a uma parcela de 1,7 milhão de barris de petróleo e 18,4 milhões de metros cúbicos de gás natural. Os contratos reúnem a Área de Desenvolvimento de Mero, o Entorno de Sapinhoá e o Sudoeste de Tartaruga Verde.

As informações constam do Boletim Mensal dos Contratos de Partilha de Produção, elaborado pela PPSA. A empresa foi criada em 2013 e atua em três frentes: gestão dos contratos de partilha de produção, gestão da comercialização de petróleo e gás natural e a representação da União nos acordos de unitização, ou individualização.

A produção na Área de Desenvolvimento de Mero foi iniciada em novembro de 2017; em novembro de 2018 foi a vez do Entorno de Sapinhoá entrar em produção, seguindo-se, em dezembro do mesmo ano, a do Sudoeste de Tartaruga Verde. A produção acumulada dos três contratos alcança 40,6 milhões de barris de petróleo e 162 milhões de metros cúbicos de gás.

Junho
De acordo com o boletim da PPSA, a média diária da produção total dos três contratos, no último mês de junho, foi de 46 mil barris de petróleo por dia (bpd), sendo 26 mil bpd na Área de Desenvolvimento de Mero, 9 mil bpd em Entorno de Sapinhoá e 11 mil bpd em Sudoeste de Tartaruga Verde. Esse resultado superou em 9,5% o registrado em maio de 2020 e foi 25,8% inferior ao de junho de 2019.

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Embora as atividades tenham sido interrompidas em junho por cinco dias, devido a condições meteorológicas e oceanográficas, a produção voltou a crescer. A previsão, entretanto, é de que a produção continuará limitada até que a segunda linha de serviço seja instalada, o que deverá ocorrer no quarto trimestre de 2020.

Segundo informou a PPSA, a União teve direito a uma parcela da produção de 8,7 mil bpd em junho, registrando expansão de 70,6% em comparação a maio de 2020 e de 13% em relação a junho de 2019.

Gás natural
Os contratos relativos a Entorno de Sapinhoá e Sudoeste de Tartaruga Verde registraram produção total com média de 260 mil metros cúbicos por dia (m³/dia) de gás natural, sendo 176 mil m³/dia em Entorno de Sapinhoá e 84 mil m³/dia em Sudoeste de Tartaruga Verde. Na comparação com maio deste ano, o resultado foi 9,7% inferior; mas superou em 3,6% o desempenho verificado em junho de 2019.

A parcela média da União como excedente em gás natural em junho de 2020 foi de 97 mil m³/dia, referente aos contratos de Entorno de Sapinhoá (97.091m³/dia) e Sudoeste de Tartaruga Verde (192m³/dia). O gás natural produzido em Mero não teve aproveitamento comercial até o momento.

Agência Brasil

Um painel ministerial da Opep+ para monitoramento do acordo de redução de oferta do grupo terá sua próxima reunião em 19 de agosto, um dia após a data inicialmente planejada, disseram três fontes da Opep+ na sexta-feira, sem fornecer detalhes sobre os motivos do adiamento.

O painel, chamado de Comitê Ministerial de Monitoramento Conjunto (JMMC, na sigla em inglês), assessora a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e aliados —entre eles a Rússia—, que formam o grupo conhecido como Opep+.

A Opep+ tem reduzido o bombeamento da commodity desde maio, visando combater os efeitos da pandemia de Covid-19.

No mês passado, o JMMC recomendou que os cortes de oferta fossem flexibilizados para cerca de 7,7 milhões de barris por dia (bpd) a partir de 1º de agosto. Antes, a redução era de 9,7 milhões de bpd, em linha com um acordo anterior da Opep+. As mudanças passaram a ser implementadas neste mês.

O ministro de Energia da Rússia, Alexander Novak, disse na quinta-feira que não há propostas adicionais para alterar o acordo atual.

Reuters

Navios porta-contêineres com uma capacidade de transporte de carga coletiva de 5,3 milhões de TEUs estão equipados com sistema de limpeza de gases de escape (purificador) para remover óxidos de enxofre (SOx) dos gases gerados pelos processos de combustão em motores marítimos e, assim, cumprir as determinações da IMO 2020.

No início de julho, a parcela da frota de porta-contêineres com lavadores instalados superava a da frota de petroleiros. A frota equipada com purificador soma 2,6 mil navios. E 20 mil navios não usam purificador.

Portos e Navios

O Senado aprovou, na quinta-feira, 13/08, um projeto que muda a destinação de recursos do pré-sal. O texto reduz investimentos em saúde e educação e inclui estados e municípios na divisão, além do financiamento à expansão de gasodutos.

Hoje, 100% dos recursos do pré-sal vão para o Fundo Social do Pré-Sal, criado em 2010, como poupança para investimentos em educação, saúde, entre outras áreas. O projeto segue para sanção do presidente Jair Bolsonaro.

O dinheiro do Fundo Social do Pré-Sal é arrecadado nos contratos de partilha, pelos quais parte do petróleo produzido é entregue ao governo federal. A União comercializa o produto, e o dinheiro é destinado para o Fundo.

Pelo texto aprovado, 50% desses recursos vão continuar no Fundo Social, 30% vão para fundos de Participação dos Estados (FPE) e de Participação dos Municípios (FPM), e 20% vão para o a construção de gasodutos.

A linha de financiamento para os gasodutos é chamada de “Brasduto”. As mudanças foram incluídas em uma proposta que resolve uma disputa judicial no setor elétrico. O texto aprovado resolve uma disputa entre usinas e o governo sobre quem deve pagar a conta pela redução da geração de eletricidade por meio de hidrelétricas e pelo acionamento de usinas termelétricas, que são mais caras.

O assunto é alvo de uma série de processos na Justiça, e deve custar R$ 9 bilhões até o fim do ano.

Algumas usinas hidrelétricas alegam que foram obrigadas a reduzir sua geração de energia por decisões do governo e não apenas pela falta de chuvas. Na prática, uma das razões alegadas pelas empresas é que termelétricas mais caras foram acionadas antes que a sua participação fosse necessária. Por isso, recorreram à Justiça para não pagar a conta.

As hidrelétricas também reclamam, por exemplo, que houve importação de energia para o sistema elétrico nacional; limitação na transmissão de eletricidade por atrasos em obras; subsídios dados às usinas de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte e até mesmo aumento da geração de energia eólica e solar.

O projeto traz a proposta de acordo para acabar com a disputa na Justiça. O texto concede até mais sete anos de concessão das usinas em troca de as empresas tirarem as ações da Justiça. O prazo maior de contrato será regulamentado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O projeto também trata da controvérsia entre a Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig) e a União. Em 2017, um leilão do governo federal vendeu quatro usinas que respondiam por metade da geração da Cemig. Por decisão da Justiça, as usinas permaneceram sob controle da estatal mineira mesmo após o fim da concessão.

A União cobra da Cemig valores relativos à energia produzida nesse período. Pelo texto aprovado, o governo federal abre mão desses recursos.

O Globo

A diretoria da ANP aprovou na quinta-feira(13/08) a prorrogação de mais quatro contratos de campos maduros terrestres de produção de petróleo e gás: Massapê, Cantagalo, Fazenda Azevedo e Fazenda Boa Esperança. Assim, já são 34 os campos maduros com contratos prorrogados (21 marítimos e 13 terrestres), o que irá gerar mais de US$ 28 bilhões em novos investimentos, conforme informações prestadas nos planos de desenvolvimento e nos programas anuais de trabalho. A Agência analisa ainda outros 44 pedidos (três marítimos e 41 terrestres).

A prorrogação de contratos é importante para atrair novos investidores para esses campos, em especial os que estão no Plano de Desinvestimentos da Petrobras. A maioria desses campos é oriunda da Rodada Zero, realizada em 1998, teria seus contratos encerrados em 2025. Em consonância com diretrizes das Resoluções CNPE nº 02/2016 e 17/2017, as prorrogações ocorrem no âmbito da revisão dos planos de desenvolvimento (PDs) dos campos, visando aumentar a vida útil do campo e o fator de recuperação.

Além de terem seus prazos prorrogados, as revisões dos quatro PDs aprovadas hoje também contemplaram a redução de alíquota de royalties sobre a produção incremental, de acordo com a Resolução ANP nº 749/2018. A produção incremental é aquela que ultrapassa a curva de produção inicialmente prevista para o campo, sendo fruto de novos investimentos. Sendo assim, sobre a produção já prevista continuará incidindo a alíquota de royalties determinada no contrato e a produção extra terá alíquota reduzida. Até o momento, a ANP já concedeu esse benefício a nove campos.

As revisões fazem parte de um conjunto de medidas que a ANP vem tomando para revitalizar campos maduros, aumentando sua vida útil e ampliando seu fator de recuperação, o que gera maior produção de petróleo e gás para o Brasil, arrecadação de royalties e manutenção de empregos e renda em diversas regiões do país.

Além da Resolução CNPE nº 17/2017, as medidas também estão alinhadas com as diretrizes do Reate (Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres) de aumento da competitividade, simplificação, desburocratização e maximização da vida útil e do fator de recuperação dos campos.

ANP

• As soluções de rádio digital MOTOTRBO fortalecerão as comunicações offshore da empresa, fornecendo altos padrões de comunicação e cobertura entre 26 plataformas.

• Essa solução digital complementa o sistema troncalizado de rádio APCO P25, que já suporta a maioria das operações da empresa em terra.

A Petrobras, quarta maior petroleira do mundo, anunciou a assinatura de contrato com a Motorola Solutions (NYSE: MSI) para aquisição de uma solução digital de comunicação que tornará sua operação offshore, em alto mar, ainda mais eficiente e suas equipes seguras e mais conectadas, independentemente de quão distantes estejam.

Com 116 plataformas de produção e 15 refinarias, a Petrobras considera a comunicação uma parte vital à sua operação e segurança de seus colaboradores. Com o objetivo de comunicações claras e contínuas, mesmo em áreas com alto nível de ruído em plataformas, a companhia digitalizará sua comunicação com o sistema MOTOTRBO™ da Motorola Solutions.

O novo sistema digital, que inclui mais de 1900 rádios e 120 repetidoras com sistema de gerenciamento centralizado, oferecerá qualidade superior de áudio, mais disponibilidade de canal e ampla capacidade de dados. Os benefícios serão aprimorados com o SmartPTT, um software integrado de envio de voz e de dados que permite que os usuários dos sistemas de rádio MOTOTRBO™ se beneficiarem com recursos avançados de voz, GPS, mensagens de texto e e-mail, além de outras funcionalidades como gravação de voz e localização em áreas internas, que amplia as capacidades dos rádios.

“Em nossa operação complexa, com funcionários espalhados por uma enorme área geográfica, no mar e em terra, um dos nossos maiores desafios é mantê-los conectados. O novo sistema digital MOTOTRBO da Motorola Solutions será fundamental para conectar plataformas offshore e integrá-las à operação onshore, fortalecendo as comunicações unificadas que suportam e conectam nossas operações de maneira transparente e prospectiva”, diz Marcelo Carreras, gerente executivo de Tecnologia da informação e de Telecomunicações na Petrobras.

Essa solução abrangente, que inclui serviços e cobertura da rede sem fio, suportada pela RFS Systems – projetista e fabricante global de cabos, antenas e rádio frequência – é uma adição ao sistema de rádio de missão crítica padrão P25 que a Motorola Solutions opera sob seu modelo de serviços gerenciados.

Atualmente, esse sistema fornece a milhares de funcionários em terra a comunicação por rádio de missão crítica mais segura, disponível e confiável.

Oferecendo o mais alto padrão para que as operações da Petrobras funcionem perfeitamente diariamente, nenhuma ação em campo é segura o suficiente sem o backup desta rede confiável de comunicação.

“Nos últimos 16 anos, a Petrobras confiou em nossas soluções APCO P25 para sua operação onshore e agora é uma honra garantir que nossas soluções digitais MOTOTRBO serão a tecnologia predominante usada em suas operações offshore. Nosso objetivo é continuar como um parceiro de tecnologia de comunicação da empresa e continuar apoiando a visão de crescimento da companhia para o futuro”, comemora Alexandre Giarola, diretor de contas comerciais da Motorola Solutions
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Sobre a PETROBRAS

A PETROBRAS é uma empresa integrada de energia focada em petróleo e gás, reconhecida como líder em exploração e produção em águas profundas e ultra profundas, operando principalmente no Brasil. Os valores da empresa são baseados no respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente; ética e transparência; orientado para o mercado (market-driven); resiliência e confiança; e resultados.

Sobre a Motorola Solutions
Motorola Solutions é líder global em inteligência analítica e em comunicações de missão crítica. Nossas plataformas de tecnologias em comunicações de missão crítica, software de centro de comando e videovigilância e inteligência analítica, com o apoio dos serviços administrados e de suporte, tornam as cidades mais seguras e ajudam as comunidades e empresas a prosperar. Na Motorola Solutions, estamos iniciando uma nova era em segurança pública e empresarial. Para mais informações, visite www.motorolasolutions.com

Sobre a RFS
A Radio Frequency Systems (RFS) é uma projetista e fabricante global de sistemas de cabos, antenas e torres, além de módulos ativos e passivos de condicionamento de rádio frequência, fornecendo soluções de pacote completo para infraestruturas sem fio.

Agência Petrobras

A ZEG Biogás fechou parceria com a Golar Power para viabilizar a distribuição de gás liquefeito de biometano, o GasBio, para abastecimento de caminhões. A operação é a primeira do Estado de São Paulo que irá disponibilizar o biometano em escala comercial.

Serão colocados no mercado 7 milhões de metros cúbicos do combustível por ano – o suficiente para abastecer de 150 a 200 caminhões que rodem, em média, 100 mil quilômetros cada nesse período. “O acordo comercial entre a ZEG e a Golar viabilizará a solução para tornar o transporte de mercadorias mais sustentável no Brasil”, afirma Daniel Rossi, CEO da ZEG.

O objetivo das empresas é oferecer uma alternativa energética com baixo impacto ambiental. O combustível, considerado o substituto “verde” do óleo diesel, será fabricado a partir do aproveitamento do biogás do aterro sanitário Central de Tratamento de Resíduos Leste (CTL), construído e operado sob regime de concessão pela empresa Ecourbis Ambiental S.A. O acordo prevê a distribuição de grande parte da produção, que gira em torno de 30 mil metros cúbicos de biometano por dia.

De acordo com o vice-presidente da Golar Power, Marcelo Rodrigues, o uso do Bio-GNL será uma vitrine para um modelo de negócio sólido que pode ser replicado em todo o País e no mundo. “Com um foco crescente nas emissões de CO2 e impostos sobre o carbono, a oportunidade de produzir e distribuir biometano a partir de aterros sanitários, usinas sucroalcooleiras, fazendas de suinocultura e de pecuária de leite, entre diversas outras, tem o potencial para ser um mercado de crescimento global significativo nos próximos anos”, afirma.

O GasBio é intercambiável ao gás natural em veículos automotivos e em máquinas e equipamentos. A empresa que trocar sua frota a diesel por caminhões a gás, em geral já está reduzindo suas emissões, mas se utilizar o biometano como combustível essa redução pode chegar a 95%. A comercialização do GasBio pode evitar que 6 milhões de litros de diesel sejam consumidos por ano, evitando a emissão de 15 mil toneladas de gás carbônico.

A planta instalada na CTL está em sua primeira fase de operação e deve ser expandida paulatinamente. Com investimento da ordem de R$ 60 milhões, terá potencial para produzir 90 mil metros cúbicos de combustível por dia . A ZEG pretende instalar outras plantas pelo país, atingindo o patamar de 1 milhão de metros cúbicos por dia até 2023.

Um dos planos da empresa é levar a produção descentralizada para o interior do Brasil, aproveitando também os resíduos agrícolas. “A vinhaça da cana-de-açúcar é uma das fontes mais promissoras. Nossa tecnologia trata a vinhaça, produzindo o GasBio, e o remanescente é devolvido para o campo, com equilíbrio de nutrientes, reduzindo passivos ambientais e beneficiando o agronegócio”, destaca Daniel Rossi.

Sobre a ZEG:

A ZEG é uma empresa do Grupo Capitale dedicada exclusivamente a soluções de energia renovável, que reúne projetos em quatro frentes de negócios – solar, hídrica, biogás e recuperação de resíduos. Desde seu lançamento, em 2018, a empresa busca posicionar-se de maneira única no mercado de energia renovável, oferecendo soluções criativas de economia circular, sustentabilidade e projetos de geração de energia.

As soluções oferecidas pela ZEG estão voltadas para o atendimento a dois desafios importantes na área de infraestrutura: o aumento da demanda por energia renovável e a necessidade de gerir quantidades crescentes de resíduos, responsáveis por cerca de 10% das emissões de gases de efeito estufa no mundo e também pela contaminação da água.

Sobre a Golar Power

A Golar Power é uma empresa pioneira no Brasil de operação integral de GNL, que se desenvolve em toda a cadeia de valor de midstream (transporte) e downstream (terminais de regaseificação e distribuicao de GNL a granel), bem como na geração elétrica.

A empresa possui embarcações que funcionam como Unidades Flutuantes de Regaseificação e Armazenamento (FSRU, segundo a sigla em inglês) de GNL fornecendo serviços para a Petrobras desde 2007 nos Estados do RJ, Bahia e Ceará.

É sócia dos projetos termoelétricos integrados Porto de Sergipe I (CELSE), que opera um terminal de GNL e uma central termoelétrica com capacidade instalada de 1550 megawatts (MW) em Barra dos Coqueiros, no Estado de Sergipe, e do projeto integrado Centrais Elétricas de Barcarena (CELBA), no Estado do Pará, cujo terminal de GNL tem previsão de entrada em operação no no inicio de 2022 e a termoelétrica em 2023. Ainda está à frente do Terminal Gás Sul (TGS), em Santa Catarina, e do terminal de GNL de Suape, ambos em fase avançada de licenciamento.

Redação

A nova Lei do Gás, que quebrará o monopólio da Petrobras (PETR4) no País, deverá beneficiar a indústria com uma redução de até 50% no preço do produto.

Segundo o secretário especial de Produtividade, Emprego e Competitividade do Ministério da Economia, Carlos da Costa, o setor, hoje, paga uma margem “desproporcional” sobre o produto.

“O preço do gás natural vai cair principalmente para a indústria. É o setor que paga uma margem absolutamente desproporcional ao custo do fornecimento do gás”, comentou, durante evento com representantes do setor.

“A indústria deverá ter uma queda de mais de 50%”, complementou o secretário.

Consumidores também ganharão com nova Lei do Gás
A nova Lei do Gás, que teve um requerimento de urgência para acelerar a tramitação do projeto aprovado no mês passado, deve ser votada ainda nesta semana pela Câmara dos Deputados.

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Segundo Carlos da Costa, após a aprovação, haverá impactos também para os consumidores de gás liquefeito de petróleo (GLP) e gás natural veicular (GNV).

A previsão do governo é que o botijão fique até um terço mais barato num período de quatro a seis anos. Para o GNV, o recuo estimado é de 19%.

“Para um caminhoneiro que roda 60 mil quilômetros, vai representar uma redução de quase R$ 40 mil, o que também vai viabilizar uma redução do custo do frete no Brasil”, comemorou o secretário.

Redação