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A integração do setor elétrico com o de gás natural foi amplamente discutida pelos representantes da indústria na última quinta-feira (15) durante o segundo dia do Seminário sobre Gás Natural, promovido pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Entre as medidas propostas pelos especialistas está o equilíbrio entre a geração termelétrica na base e a geração termelétrica flexível.

“O principal problema está no paradigma entre os setores de gás natural e elétrico, através de uma adequada repartição de usinas termelétricas de base e flexíveis”, iniciou Xisto Vieira, presidente da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget). O executivo completou dizendo que para buscar o equilíbrio entre as necessidades do setor elétrico e de gás é fundamental haver o escoamento e uma logística de recebimento do gás do pré-sal, com amplo investimento em infraestrutura e transporte, além de regularizar as questões tributárias e tarifárias.

Seguindo a mesma linha, Leonardo Santos Ferreira, gerente de Marketing de Gás e Energia da Petrobras, reafirmou a necessidade de avaliação dos custos e benefícios da flexibilidade na geração térmica à gás para o setor elétrico em função da maior participação das energias renováveis na matriz elétrica. Por outro lado, em função do aumento da oferta de gás nacional, caberia uma maior inserção de térmica na base. O mercado é que irá decidir qual a melhor combinação entre estas duas alternativas. “O gás ainda é e continuará sendo uma importante fonte na matriz elétrica brasileira. Com isso, é necessário que as duas andem lado a lado para que haja um mercado competitivo e assim um custo menor em energia”, disse.

Para Camila Schotti, gerente geral de Comercialização de Energia da Eneva, existe uma série de alterações que permitem que a integração entre os dois setores avance. “Na Eneva, a integração entre o setor elétrico e o de gás começou a partir das mudanças nas regras que permitiram a viabilização do Projeto de Roraima [um projeto termelétrico movido a gás natural e abastecido com o gás produzido pela Eneva no campo de Azulão, no Amazonas], além do fechamento do ciclo da termelétrica no Maranhão”, explicou. Camila concluiu dizendo que a integração completa só vai ocorrer quando um setor for tão eficiente na medida em que o outro também for.

O debate em torno da abertura, competitividade e transição para o Novo Mercado de Gás também foi foco do segundo dia. Em sessão especial, Luiz Costamilan, secretário-executivo de Gás Natural do IBP, disse que o Instituto está muito orgulhoso por poder celebrar esse momento de mudança que o Brasil vive. “Formalizar a redução do papel da Petrobras no mercado e estabelecer as condições para uma competição entre os estados, incentivando o processo de abertura e construindo condições para um preço de gás natural competitivo”, enfatizou.

Alexandre Cordeiro, superintendente geral do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), acrescentou que o papel do órgão é gerar essa competitividade do setor, acabando com a posição dominante da Petrobras com a celebração do Termo de Compromisso de Cessação (TCC), com medidas que visam estimular a concorrência no setor e impedir a ocorrência futura de condutas anticompetitivas. Desse modo, o CADE tenta antecipar e solucionar problemas futuros, em prol de maior eficiência de atuação.

GNL

No painel sobre as perspectivas do mercado internacional de GNL e suas implicações para o Brasil. Celso Silva, vice-presidente executivo da Golar para a América, reiterou o papel do gás e acrescentou que há um crescente reconhecimento do papel do GNL, focando os investimentos em locais ainda não conectados à malha de gasoduto ou com restrições logísticas.

“Precisamos estimular a adoção do GNL como alternativa para o transporte de carga rodoviária. Na China, por exemplo, tem uma frota de 250 mil veículos e deve chegar a um milhão nos próximos anos”, falou. Silva ainda acrescentou que a Golar está investindo nos primeiros quatro caminhões movidos a GNL ao mesmo tempo em que se prepara para concluir as obras de construção da planta de regaseificação de GNL de Sergipe, ainda em 2019. “Um incentivo para que todos percebam que é uma realidade”, acrescentou.

Assinatura de acordo

Durante o evento, representantes do IBP, da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) e do Governo do Rio de Janeiro celebraram um grande marco para o setor de energia ao assinarem o memorando para a efetivação da nova regulação do mercado livre de gás natural, um trabalho integrado, que visa – na forma de legislação aplicável – promover segurança jurídica aos investimentos privados e estabelecer mecanismos de cooperação e de troca de informações de modo a incentivar o mercado de gás natural no estado do Rio de Janeiro.

Encerramento

No encerramento do evento, José Firmo, presidente do IBP, ressaltou a importância do debate sobre a abertura do mercado de gás natural no país, reforçando que a 19ª edição do Seminário sobre Gás Natural bateu todos os recordes e que os dois dias de evento serviram para aprofundar o entendimento dos processos que levarão a um salto para o futuro na criação de uma nova era em que o Brasil se transformará em uma grande potência energética.

O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, reiterou a importância de se ter um mercado de gás competitivo e destacou a negociação em curso entre a estatal e a Bolívia, que permitirá a redução significativa da tarifa de transporte, contribuindo efetivamente para a queda no custo do gás natural. “Estamos em um processo de negociação do contrato com a Bolívia, onde se buscará a redução no preço do gás e que promoverá crescimento econômico alem de mais investimentos em infraestrutura.

O ministro da economia, Paulo Guedes, encerrou o evento dizendo que a riqueza da sociedade ocidental está no sistema descentralizado, com foco na economia de mercado. O ministro lembrou da onda de investimentos do Governo Federal e o foco gradual nas privatizações. “Estamos começando devagar nas privatizações. O foco agora é privatizar os Correios, a Eletrobras e mostrar a prosperidade por meio da economia de mercado”, finalizou.

O Seminário sobre Gás Natural 2019 teve o patrocínio da Petrobras, Shell, Equinor, ExxonMobil, Repsol Sinopec, PetroRio, Faveret Lampert, NTS, TBG e Eneva.
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O setor de óleo e gás pode gerar investimentos da ordem de US$ 225 bilhões nos próximos oito anos no Brasil. Caso o potencial de aumento das atividades petrolíferas se confirme, a previsão é que 474 mil empregos — diretos e indiretos — sejam criados até 2022, dobrando os postos de trabalho no setor.

As projeções são de um estudo realizado pela Ernst & Young em colaboração com o Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) e com a coparticipação do Grupo de Economia da Energia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (GEE-UFRJ).

O estudo trabalha com diferentes cenários. No de calmaria, caso as condições necessárias para concretizar o potencial não se materializem, os investimentos no setor serão menores, em função de atrasos na curva de produção, com destaque para a cessão onerosa e seus excedentes e o campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. Nesse cenário, não haveria novas rodadas de licitação. Nesse caso, os investimentos entre 2019 e 2026 totalizariam US$ 107,5 bilhões no período.

No cenário potencial, que considera a manutenção dos leilões e a entrada dos projetos de grande porte do pré-sal, além dos investimentos de US$ 225 bilhões, haveria uma arrecadação de US$ 182,3 bilhões em participações governamentais (como royalties e participações especiais) e de US$ 109,8 bilhões em impostos diretos (IR e CSLL).

“O equilíbrio das contas públicas é um dos temas mais importantes para a economia nacional. O papel do setor de Petróleo e Gás na arrecadação o coloca, também aqui, como um grande contribuidor ao equilíbrio econômico do país... Valores como esses inserem o petróleo no primeiro lugar da lista da arrecadação de impostos federais dentro do setor industrial”, cita o estudo da EY e do IBP.

Nessa perspectiva potencial, a produção de petróleo saltaria dos 2,9 milhões de barris/dia em 2018 para 5,4 milhões de barris diários em 2026, a partir de um cenário positivo de exploração das reservas provadas, com foco nos projetos de grande porte do pré-sal, como Lula, Mero, as áreas da cessão onerosa, na Bacia de Santos, e o Parque das Baleias, na Bacia de Campos.

No mercado de trabalho, a previsão é que, até 2022, os empregos no setor mais que dobrem, para 873 mil. O estudo destaca que os empregos gerados fornecem salários, em média, 3,8 vezes maiores do que a média salarial da indústria brasileira. Depois de três anos seguidos de queda, os empregos no setor cresceram 32% em 2018, para 399 mil pessoas contratadas.

No cenário de calmaria, por sua vez, as arrecadações ficariam em US$ 104 bilhões em participações governamentais e em US$ 83,9 bilhões em impostos até 2026. Nesse caso, a produção tende a ficar relativamente estável e alcançar a média de 3 milhões de barris/dia em 2026.
Resultado de imagem para Municípios de Sergipe querem criar Complexo Industrial Portuário

O Governo de Sergipe quer mais, depois da implantação do Terminal de Gás da Golar Power em Barra dos Coqueiros, município de Sergipe, desta vez a intenção do governo é instalar um Complexo Industrial Portuário no estado.

Foi assinado na última quinta-feira, dia 18 de agosto, no Palácio de Despachos, um Protocolo de Intenções com os prefeitos dos municípios de Barra dos Coqueiros, Airton Martins; Santo Amaro das Brotas, Dadau; Laranjeiras Paulo Hagenbegeck; e Maruim, Jefferson Santana.

A ideia dos municípios é estabelecer com o governo do estado de Sergipe facilidades que visem a atração de novos investidores para a criação de um Complexo Industrial.

Segundo o governador do estado, Belivaldo Chagas, “Nós já estamos vivendo um novo momento em Sergipe com a oferta de gás que teremos com as novas descobertas dos poços pela Petrobras e da termelétrica que entrará em funcionamento em janeiro próximo. Os municípios precisam se preparar para viver essa nova realidade”.

A assinatura deste protocolo de entendimentos chega em um bom momento para o Estado de Sergipe, visto que a Petrobras e consórcio formado por grandes petroleiras estão de olho em Oferta de nove blocos exploratórios em águas profundas na Bacia de Sergipana.

Geração de empregos


O governador ressaltou que as prefeituras dos quatro municípios que assinaram o protocolo terão agora que encaminhar às Câmaras Municipais uma nova legislação para garantir que um ambiente favorável de investimentos seja criado.

Belivaldo acrescentou que o governo dará toda a assistência técnica que os municípios necessitarem e declarou que: “Vamos criar um ambiente propício para o desenvolvimento, a chegada de novas indústrias e geração de emprego”.

Segundo o governador, o estado de Sergipe já tem recebido empresários nacionais e internacionais interessados em instalar seus negócios no Porto.

O prefeito de Barra dos Coqueiros, declarou que seu município já larga na frente, pois já tem um plano diretor aprovado e que a criação de empregos é prioridade na região: “Com a chegada dessas indústrias vamos gerar emprego e renda. Estamos preparando o município para receber o gás e, consequentemente, as empresas que trazem emprego e renda”, declarou ele.

O prefeito de Maruim, Jefferson Santana também ressaltou a importância do empreendimento para a geração de empregos da região. “Hoje, o maior problema que enfrentamos é o desemprego dos nossos jovens”, disse ele.

A criação do Complexo Industrial Portuário de Sergipe, pelo governo levou em conta todo o potencial de infraestrutura já existente no estado, suas riquezas minerais e sua localização geográfica privilegiada.

Mas com certeza o fator decisivo para tal iniciativa foram os grandes investimentos previstos pela Petrobras na exploração de petróleo e gás em águas profundas no litoral do estado.

Com o início da produção previsto para 2023, a Petrobras ainda investirá na implantação de 100 Km de gasodutos no mar e mais 28Km em terra e a instalação de uma Unidade de Tratamento de Gás Natural (UPGN) no município de Japaratuba/SE.
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A produção de gás natural nos Estados Unidos continuou a aumentar em agosto, apesar dos preços spot relativamente baixos do gás natural, estabelecendo um novo recorde diário de produção de 92,1 Bcfd em 5 de agosto de 2019, segundo dados da OPIS PointLogic Energy.

 A produção de gás natural aumentou 1,5 Bcfd (2,5%) entre maio e agosto de 2019, liderada pelos ganhos de produção principalmente no Nordeste. A região nordeste continua sendo a maior região produtora de gás natural do país, respondendo por 34% do total norte-americano. Os níveis médios diários de produção naquela região atingiram uma nova alta de 32,2 Bcfd na primeira semana de agosto, 1,5 Bcfd acima da sua média mensal em maio.

Os preços spot do gás natural estão em queda desde o início da primavera. Os preços spot do gás natural de Henry Hub estão em baixa em vários anos, apesar dos estoques de armazenagem terem encerrado a temporada de retirada nos níveis mais baixos desde 2014. Na segunda-feira, 5 de agosto, o preço spot do Henry Hub fechou a seu menor preço desde maio 30, 2016, em US $ 2,02 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu) – abaixo de US $ 2,95 / MMBtu em 15 de março.
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A China National Petroleum Corp, uma das principais compradoras de petróleo da Venezuela, suspendeu carregamentos em agosto após as últimas sanções dos Estados Unidos contra o exportador da América do Sul, disseram à Reuters duas fontes em Pequim com conhecimento direto do assunto.

A administração Donald Trump decidiu no início de agosto congelar todos ativos venezuelanos nos EUA, com autoridades norte-americanas retomando ameaças contra companhias que façam negócios com a Venezuela.

“A ordem executiva de Trump deu uma diretriz para as próximas medidas de sanções que serão anunciadas pelo Tesouro dos EUA... A CNPC teme que a companhia possa ser impactada por essas sanções secundárias”, disse uma fonte.

Um porta-voz da CNPC recusou-se a comentar.

Uma segunda fonte, um executivo que trabalha com a venda de petróleo venezuelano na China, disse que sua empresa foi notificada sobre a suspensão.

“Nós fomos informados de que a Chinaoil não vai carregar nenhum petróleo em agosto. Nós não sabemos o que acontecerá depois.”

A Chinaoil é o braço de “trading” da CNPC que tem contratos para petróleo venezuelano, sendo uma das principais clientes de Caracas.

As duas fontes recusaram-se a ser identificadas porque não possuem autorização para falar com a imprensa.

A CNPC irá aguardar mais diretrizes do Tesouro dos EUA antes de novos movimentos em relação ao petróleo venezuelano, disse a primeira fonte.

A suspensão segue-se a recentes conversas entre os governos dos EUA e da China, incluindo um encontro entre funcionários da embaixada dos EUA em Pequim e executivos da CNPC, disse a fonte.

A Casa Branca impôs sanções à indústria petrolífera da Venezuela em janeiro em um esforço para derrubar o presidente socialista Nicolas Maduro, cuja reeleição em 2018 é vista como ilegítima em grande parte do Ocidente.

A ordem executiva Trump emitida em 5 de agosto não sancionou explicitamente empresas não-americanas que fazem negócios com a estatal venezuelana PDVSA, incluindo parceiros em operações de petróleo como a francesa Total e a norueguesa Equinor, além de clientes russos e chineses.

Mas a ordem ameaça congelar ativos nos EUA de qualquer pessoa ou empresa determinada a “ajudar materialmente” o governo venezuelano.

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A Petrobras informou na sexta-feira o início da fase vinculante do processo para a venda da participação de 93,7% na Breitener Energética, que opera duas termelétricas em Manaus.

Segundo a empresa, os habilitados para essa fase receberão carta-convite com instruções detalhadas sobre o processo de desinvestimento, incluindo orientações para a realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.

As usinas da Breitener totalizam 315 MW em capacidade instalada e possuem capacidade contratada de 120 MW até 2025 com a Amazonas Energia, distribuidora de energia do Amazonas, por meio de contrato exclusivo de compra e venda de energia (Power Purchase Agreement).

A Petrobras iniciou o processo para venda do ativo em maio, como parte de seu programa de desinvestimentos.

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Faleceu neste último domingo (18) o ex-secretário da Fazenda do Rio de Janeiro e ex-presidente da BR Distribuidora, Júlio Bueno. Aos 64 anos, Bueno deixa a esposa, Fátima, dois filhos, Diogo e Bárbara, e três netas. O corpo do ex-secretário será cremado nesta segunda-feira, no Rio de Janeiro.

Funcionário de carreira da Petrobras, Bueno foi também presidente do Inmetro e secretário de Desenvolvimento Econômico dos estados do Rio de Janeiro e também do Espírito Santo. No Rio também comandou a Fazenda do estado no gestão de Luiz Fernando Pezão.

No sábado, o Jornal O Dia publicou artigo do ex-secretário falando como os depósitos judiciais podem ser uma importante alternativa para garantir a constituição de um Fundo Garantidor que viabilize as Parcerias Público-Privadas (PPPs) e, em consequência, os investimentos.

O deputado federal Christino Áureo (PP/RJ) destacou pelo Twitter o entusiasmo do ex-secretário e sua preocupação com o atual quadro do estado e do país. “Sei de todas as suas lutas , de seu entusiasmo e também de suas preocupações com o quadro atual do Estado e do país”, disse.

O governador do Espírito Santo, Renato Casagrande, lamentou, também pelo Twitter, a morte de Bueno, que afirmou ter dado uma grande contribuição ao estado.

https://twitter.com/Casagrande_ES/status/1163206621755035648
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Expansão gerará 7.500 empregos diretos e indiretos no Estado. Espera-se que o trabalho de expansão esteja concluído até 2021.

O Grupo Bracell, que faz parte da RGE, sediada em Cingapura, apresentou na tarde de hoje detalhes do projeto de R$ 7 bilhões para expandir a produção de celulose solúvel que está em curso no interior de São Paulo. A apresentação do projeto de expansão na cidade de Lençóis Paulista foi conduzida foi entregue ao governador de São Paulo, João Doria, com jornalistas em evento realizado no Palácio dos Bandeirantes.

Com prazo de previsão de conclusão até final de 2021, a obra de expansão representa o maior investimento privado no Estado de São Paulo dos últimos 20 anos. No total, serão investidos cerca de R$ 7 bilhões.

O epicentro do investimento será concentrado nos municípios de Lençóis Paulista e Macatuba, mas também irá criar oportunidades de emprego nas cidades próximas: Agudos, Areiópolis, Bauru, Pederneiras, São Manuel, Barra Bonita, Jaú e Igaraçu do Tietê.

Em um período de dois anos, o projeto de expansão da Bracell em São Paulo empregará cerca de 7.500 trabalhadores durante o pico da obra, com uma média de aproximadamente 3.000 trabalhadores. Após a conclusão, a fase de operação empregará cerca de 2.100 trabalhadores diretos e 1.900 terceirizados de forma permanente na fábrica e nas atividades florestais.

"Para que este projeto ganhe vida, queremos trabalhar com os melhores talentos e tecnologias disponíveis no mundo e, felizmente, estamos confiantes de que esse talento é baseado aqui no Brasil", afirma Pedro Wilson Stefanini, diretor da Bracell São Paulo. O executivo ainda reforça que as oportunidades ocorrerão não só na área fabril, mas também em atividades florestais presentes em cerca de 50 municípios do estado de São Paulo.

Produção Sustentável — Presente no Brasil há mais de 15 anos com a operação da Bahia Specialty Cellulose, em Camaçari (BA), a Bracell iniciou o ambicioso projeto de expansão ao adquirir a Lwarcel Celulose, em agosto de 2018. Localizada em Lençóis Paulistas (SP), a fábrica com atual capacidade de produção de 250 mil toneladas/ano começou a ser ampliada em abril de 2019. Ao final da obra, a unidade passará a ter uma capacidade de produção de 1,5 milhão de toneladas/ano de celulose solúvel.

A nova fábrica terá uma linha flexível projetada para produzir prioritariamente celulose solúvel e contará com o que há de melhor em termos de tecnologia. Entre as principais inovações está o conceito de biorrefinaria que reduz o desperdício e obtém valor em todos os fluxos potenciais, resultando em baixo consumo de água, baixa emissão e mínimo uso de combustíveis fósseis.

"Nossa ambição é ser não só uma das maiores operações de celulose solúvel no mundo, mas também uma das empresas mais responsáveis nos quesitos social e ambiental. Além de criar empregos e oportunidades de carreira para milhares de pessoas no Brasil, definiremos os mais altos padrões para o uso sustentável de recursos renováveis", comenta Carlos Pastrana, diretor do projeto de expansão.

Quando o projeto de expansão for concluído, a capacidade de produção total da Bracell, considerando as operações da Bahia e São Paulo, passará para aproximadamente 2 milhões de toneladas de celulose solúvel por ano.

A celulose solúvel é um dos principais ingredientes usados para criar uma ampla gama de produtos, desde têxteis, lenços de bebê e armações de óculos até embalagens de salsichas e produtos farmacêuticos, bem como produtos industriais como cabos de pneus de alto desempenho.

Perfil


 A Bracell é uma das maiores produtoras mundiais de celulose solúvel e celulose especial no mundo, com duas operações principais no Brasil em Camaçari, na Bahia, e em Lençóis Paulista, em São Paulo. Quando a expansão em São Paulo, conhecida como Projeto Star for concluída em 2021, a Bracell terá capacidade de produção anual de aproximadamente 2,0 milhões de toneladas de celulose e empregará aproximadamente 7.500 funcionários diretos e indiretos. Além de suas operações na fábrica no Brasil, a Bracell possui um escritório de administração em Cingapura e escritórios de vendas na Ásia, Europa e Estados Unidos. | www.bracell.com
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Em evento do IBP, especialistas falaram sobre o futuro do segmento de gás natural com base no programa Novo Mercado de Gás.

O segmento de gás natural brasileiro vive uma fase de transformação, especialmente a partir do lançamento do Novo Mercado de Gás. O programa do governo federal que prevê a abertura do mercado de transporte e distribuição de gás natural foi um dos principais temas debatidos no dia 14 de agosto (quarta-feira) durante as apresentações do primeiro dia do Seminário sobre Gás Natural, promovido pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).

“As medidas do governo promovem a criação de um mercado livre com foco nos grandes consumidores e na importação, que associados aos avanços previstos na tributação irão tornar o gás natural mais acessível e competitivo, facilitando, assim, a industrialização da economia brasileira”, disse José Firmo, presidente do IBP, na abertura do evento.

Durante a abertura do evento, o secretário de Avaliação, Planejamento, Energia e Loteria do Ministério da Economia, Alexandre Manoel Ângelo da Silva, disse que o governo garantirá às empresas do setor acesso à infraestrutura em escoamento e transporte. Com isso, espera-se que o preço do gás natural se torne mais competitivo. A abertura do mercado e a competitividade, que impulsionam o aumento do consumo e a queda do preço do gás, também foram amplamente discutidas na mesma sessão pelo secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, Márcio Félix, e pelo diretor do Centro de Economia Mundial da FGV, Carlos Langoni.

“Diante de uma transformação muito grande no Brasil, o gás natural se tornou o cerne de qualquer debate, com a promoção da concorrência, o aperfeiçoamento da regulação e distribuição e a eliminação de barreiras tributárias. O gás promoverá a ‘patinetização’ molecular da economia. Ou seja, sem meias palavras, esses pilares, conjuntamente, ajudarão na redução significativa do preço do gás”, falou Félix.

Langoni, por sua vez, defendeu a abertura do mercado e as medidas que estimulam a competitividade. “O monopólio estimula o desperdício e a ineficiência. Os players vão crescer ainda mais em um ambiente competitivo, toda a cadeia vai se beneficiar e, com isso, vai gerar a redução dos preços do gás, que será feita de forma natural e gradual para o consumidor final”.

O debate em torno da transição de um monopólio estatal para um mercado mais aberto e competitivo da indústria brasileira de gás natural foi o principal tema abordado pela diretora-executiva de refino e gás da Petrobras, Anelise Lara. “A Petrobras se compromete a sair da atividade de transporte e vai vender as participações que ainda possui da TAG e NTS. A estatal escolheu a opção de ser carregador e comercializador de gás”, afirmou. A executiva disse ainda que o mercado tende a crescer, principalmente entre 2020 e 2023, com a entrada dos projetos do pré-sal na Bacia de Santos, e esses novos investimentos de infraestrutura serão feitos juntos com os parceiros.

Na mesa redonda sobre as condições para a viabilização da oferta do gás natural do pré-sal, o secretário-executivo de Gás Natural do IBP, Luiz Costamilan, ressaltou que é preciso aumentar a competição no setor de gás e permitir que grandes consumidores escolham o fornecedor. “A ideia é que em 10 anos a oferta de gás dobre e o setor fique mais dinâmico e competitivo graças aos investimentos em infraestrutura, transporte e as oportunidades, cada vez mais reais, para investidores midstreamers”, pontuou.

Já para José Mauro Ferreira Coelho, diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, o maior desafio do gás natural do pré-sal é o alto teor de CO2 existente nele, além da distância que os campos de pré-sal têm da costa – o que implica em tecnologias altamente caras para a remoção do CO2 e eleva os custos de escoamento do gás.

O transporte de gás natural seguiu sendo pauta durante o primeiro dia de evento. Kees Bouwens, advisor Europe regulatory da ExxonMobil, explicou que, na Europa, a liberação do gás foi um processo longo cheio de erros e acertos e que os fornecedores foram os principais agentes da mudança, já que havia a implementação de preços distintos. Bouwens explicou que o primeiro passo para a abertura do mercado foi o acesso à infraestrutura para a diretiva e a separação do transporte como propriedade separada, o que resultou na desverticalização.

Hélio Bisaggio, superintendente de Infraestrutura e Movimentação da ANP, também falou sobre os desafios da transição para o novo modelo de transporte de gás natural e comentou sobre a monopolização da Petrobras no setor. “A Petrobras retém a posição dominante no mercado com 75% da produção e 40% do consumo. O Novo Mercado de Gás veio para promover a concorrência, acabar com esse monopólio, remover as barreiras tributárias e harmonizar as regulações estatais e federais, gerando um mercado cada vez mais competitivo, com investimentos no transporte de gás, o que vai gerar, no futuro, a diminuição do preço do gás para o consumidor final”, afirmou.

Finalizando o dia, no painel sobre as fontes e usos alternativos do gás, Giovani Machado, diretor de Estudos Econômico-Energético e Ambientais da EPE, afirmou que o gás natural contribui com aproximadamente 17% da capacidade instalada total de cogeração do Brasil, o que prepara o país para lidar com a geração distribuída. “Dados mostram que 3,5% do gás natural consumido no país são destinados à cogeração, sendo que 95% do consumo do gás em cogeração ocorrem na classe industrial. O Brasil tem um potencial enorme de cogeração a ser consumida tanto no setor industrial quanto no comercial”, finalizou.

A 19ª edição do Seminário sobre Gás Natural continua nod ia 15 de agosto (quinta-feira) com a presença do ministro da economia, Paulo Guedes, e do presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, que participarão do encerramento do evento. Além disso, serão debatidos temas como os desafios do mercado de gás natural no Cone Sul e o papel do gás natural na integração como setor elétrico. O evento é patrocinado pela Petrobras, Shell, Equinor, ExxonMobil, Repsol Sinopec, PetroRio, Faveret Lampert, NTS, TBG e Eneva.
Resultado de imagem para Itaipu tem melhor índice de disponibilidade de unidades geradoras, segundo Abrage

Com um índice de indisponibilidade forçada de 0,09% em 2018, a usina teve o melhor resultado entre as participantes do levantamento da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage).

Um levantamento da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage) demonstrou a excelência do trabalho que vem sendo realizado pela Itaipu Binacional para reduzir os índices de indisponibilidade forçada de suas unidades geradoras. Com um resultado de 0,09%, a usina teve o melhor resultado entre as dez empresas participantes do relatório “Análise Estatística de Desempenho 2018”.

O material foi lançado no último mês de junho como resultado do Grupo de Trabalho de Manutenção de Usinas Hidráulicas (GTMN) da Abrage.

Em termos simples, esse percentual reflete que, ao longo de todo o ano de 2018, as máquinas da Itaipu ficaram paradas de forma não programada, devido a problemas, quebras ou falhas, por apenas 0,09% do tempo – ou, aproximadamente, oito horas. Um número do qual a empresa tem tanto orgulho quanto de seus recordes de produção, pois simboliza um trabalho muito bem planejado e estruturado por parte de seus profissionais.

"Para mim, não é nenhuma surpresa que Itaipu tenha ficado com o melhor índice de indisponibilidade forçada entre as empresas avaliadas", disse o diretor-geral brasileiro da usina, general Joaquim Silva e Luna.

"Há pouco, divulgamos que nossa usina teve o melhor mês de sua história, em julho, em relação à produtividade. E continua a maior do mundo em geração de energia. Traduzindo, uma equipe técnica altamente motivada gera resultados superiores em qualquer quesito", completou.

Na Itaipu, assim como em outras usinas, as unidades geradoras não estão todo o tempo produzindo energia. Eventualmente, elas ficam paradas para manutenções de rotina ou por conveniência operativa, seguindo o planejamento das equipes das superintendências de Manutenção e Operação.

Porém, se há algum problema, a máquina é forçada a parar e fica indisponível, o que é prejudicial para a produção de energia — especialmente em períodos de alta demanda. É por isso que reduzir o índice de indisponibilidade forçada é uma meta importante de qualquer geradora de energia.

“Para quem trabalha na operação do sistema, ter um índice baixo de indisponibilidade forçada é muito bom, porque significa que temos poucas incertezas; consigo fazer um planejamento mais certeiro, sabendo que posso contar com os equipamentos”, disse Rafael Favoreto, gerente da Divisão de Programação e Estatística da Itaipu. “É muito pior que a máquina fique parada durante um dia, em um momento de necessidade, do que tê-la duas semanas parada num momento planejado”, completou.

E, na prática, o que faz com que esse índice seja baixo? Segundo Marco Aurélio Siqueira Mauro, gerente do Departamento de Engenharia de Manutenção da usina, o baixo índice de indisponibilidade forçada resulta de “uma ação conjunta entre Operação e Manutenção e do aprimoramento constante dos processos, ao longo de 35 anos”. “Porém”, completa ele, “um diferencial importante que temos é que a Engenharia de Manutenção está na própria usina, pronta para atender um problema de maior relevância a qualquer momento”.

Em empresas que têm várias usinas, a Engenharia de Manutenção fica na sede e, quando há um problema, até a equipe se deslocar, perdem-se horas ou mesmo dias.

Sempre de olho — Quando as máquinas estão trabalhando, os operadores fazem inspeções de rotina constantes, que podem detectar falhas ou anormalidades nos equipamentos logo no início. Aí, é só acionar a Manutenção. E eles são detalhistas: em julho, por exemplo, foram programadas 31.188 inspeções na usina, num total de 381.276 itens a serem verificados. Ou seja — os operadores estiveram em 31 mil lugares diferentes na usina para fazer 381 mil leituras e verificar se estava tudo o.k.: temperaturas do óleo, da água, níveis, ruídos, velocidade da máquina, vibração, etc.

Esse cuidado constante, preventivo, evita que as máquinas tenham que parar de forma repentina. É como a nossa saúde: quem se cuida, faz exercícios e visita o médico com frequência dificilmente terá um mal súbito e precisará ser internado às pressas.

Hora de parar


Quando a máquina efetivamente tem que parar para as manutenções de rotina, entra em ação a equipe da Manutenção, altamente preparada. “Em nosso sistema de manutenção, temos todos os detalhes regrados, sistematizados. Então, quando para uma unidade geradora, nossas equipes sabem exatamente o que deve ser feito, em que equipamento, e em qual periodicidade”, explica Marco Aurélio.

De pequenas mudanças na forma de atuar em um equipamento a grandes redefinições de periodicidade nas paradas, tudo foi sendo feito para que o tempo fosse cada vez melhor aproveitado. De 2012 pra cá, o índice de indisponibilidade programada vem caindo sistemicamente, ou seja, Itaipu parou menos as máquinas para fazer manutenção.

“Não significa que estamos fazendo menos manutenção, e sim que estamos fazendo de forma mais organizada, sistematizada e otimizada, seja readequando equipes ou processos, usando novas técnicas ou novo ferramental”, esclarece Marco Aurélio.

Atualização tecnológica — Essa busca constante por excelência foi reforçada quando começou a se planejar a atualização tecnológica das unidades geradoras. “Vamos continuar tendo que parar máquinas periodicamente para fazer as manutenções, mas já haverá uma máquina parada para a atualização. Serão duas máquinas a menos, o que impacta diretamente na produção da usina e na nossa força de trabalho”, explica Marco Aurélio.

A solução foi otimizar as paradas de máquinas, permitindo mais flexibilidade para que o plano de manutenção possa ser realocado, ao longo do ano, dependendo das necessidades, para aproveitar a água disponível da melhor forma possível.

“Até 2012, as máquinas tinham ciclos de quatro anos e se gastava, em média, 290 dias com manutenção; durante todo o ano, só em 75 dias não tínhamos alguma máquina parada. Precisávamos melhorar esse número e fomos atrás disso. Para 2019, a perspectiva é de 173 dias com manutenções e 192 dias de disponibilidade”, ilustra o gerente.

O índice de indisponibilidade forçada está de mãos dadas com a indisponibilidade programada; afinal, quanto mais manutenções preventivas são feitas, menor a chance de ter uma parada forçada. Itaipu tem tido bons resultados nos dois índices, o que mostra que ela chegou a um equilíbrio.

“Ainda há o que melhorar, sempre há; mas estamos muito bem. Estamos chegando ao limiar de otimização máxima; agora, pequenos ganhos demandam grandes esforços”, finaliza Marco Aurélio.

A Itaipu


Com 20 unidades geradoras e 14 mil MW de potência instalada, a Itaipu Binacional é líder mundial na geração de energia limpa e renovável, tendo produzido, desde 1984, mais de 2,6 bilhões de MWh. Em 2016, a usina brasileira e paraguaia retomou o recorde mundial anual de geração de energia, com a marca de 103.098.366 MWh. Em 2018, a hidrelétrica foi responsável pelo abastecimento de 15% de toda a energia consumida pelo Brasil e de 90% do Paraguai.
Resultado de imagem para Nova política da Petrobras ameaça 8 mil empregos no Nordeste

As recentes declarações do presidente da Petrobras Roberto Castello Branco a um grupo de empresários no Rio de Janeiro garantindo que a empresa vai concentrar até 2020 as atividades de exploração e e produção de petróleo e gás natural nos estados do Rio de Janeiro, São Paulo e Espírito Santo repercutiram no Rio Grande do Norte, um dos estados que mais produziram petróleo nacionalmente.

Com um foco de investimentos de US$ 54 bilhões nos próximos anos para os 3 estados, a empresa estatal confirmou a política iniciada em 2015, e acelerada com o Governo Temer, em 2017, de saída do Rio Grande do Norte, inclusive ratificada pela venda dos Campos de Macau, recentemente, para empresas privadas.

Essa política também se traduz nos números de exploração no Estado, que passou de 60 mil barris por dia, em 2015, para 38 mil, em três anos, segundo a Agência Nacional de Petróleo (ANP).

Para o senador Jean Paul Prates, o foco nas operações no pré-sal é um erro contra a soberania da empresa e contra o Estado.

No RN, a Petrobras já foi responsável por 51% do PIB industrial, de acordo com Pedro Lúcio, secretário-geral do Sindipetro, a saída da petroleira do Estado representaria uma ameaça,  aos, aproximadamente, 8.400 empregos que a empresa administra, sendo 1740 próprios e 6.700 terceirizados.

Além disso, a empresa administra os royalties e a arrecadação de impostos municipais e estaduais, que também serão ameaçados pela política de saída.

Pedro Góis cobra do Governo do Estado: “Há pouco tempo, Fátima Bezerra foi ao presidente da empresa e ele assumiu o compromisso de investir 700 milhões de reais, no ano de 2019, no RN. Como é que o Governo do Estado vai se portar agora?”, questiona.

Um debate sobre a importância estratégica da Petrobras para o desenvolvimento regional do Brasil marcou dia 9 de agosto o lançamento da Frente Parlamentar Mista em Defesa da Petrobras no Rio Grande do Norte.

A estratégia é mobilizar a sociedade em defesa da Petrobras. Além dos parlamentares integram a Frente sindicalistas, representantes de entidades de classe, como a OAB e a sociedade civil organizada.
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A Agência Nacional de Petróleo (ANP) aprovou a compra do campo de petróleo de Maromba, da Petrobras e da Chevron Corp, pela norueguesa BW Offshore. O preço total da compra do campo, localizado na Bacia de Campos, é de US$ 115 milhões (cerca de R$ 460 milhões), que serão pagos em três anos. O diretor geral da ANP, Décio Oddone, confirmou, em mensagem hoje (17), que a BW Offshore foi aprovada como uma operadora de campo de petróleo no Brasil.

A decisão completa o plano da BW Offshore de se tornar uma operadora, e não apenas fornecedora de serviços de óleo, plataformas e navios. A empresa atualmente tem duas unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarregamento no Brasil. “Foi sim. Aprovado ontem”, disse Oddone. “É a retomada chegando ao offshore brasileiro.”

Com a aprovação da agência reguladora, a BW Offshore terá que fazer o pagamento da primeira parcela de US$ 30 milhões. As outras parcelas serão pagas quando começarem as atividades de perfuração e produção de óleo, ou três anos após o começo das atividades de perfuração, o que acontecer primeiro.

A BW Offshore havia recebido a aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para comprar o campo de petróleo, de propriedade da Petrobras (70%) e da Chevron (30%).
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Um levantamento da Confederação Nacional das Indústrias (CNI) mostra que mudou a percepção do brasileiro sobre o novo marco do saneamento básico, em discussão no Congresso.

Em 2018, 78% das mensagens nas redes sociais eram negativas à Medida Provisória 848. Neste ano, apenas 18% são contra a medida. As menções positivas saltaram de 14% para 52%.

Outro levantamento recente feito pela CNI mostra queda de 7,8% nos investimentos do setor de saneamento em 2017, na comparação com o ano anterior.

Foram desembolsados 10,9 bilhões de reais – menor valor investido nesta década e patamar 50,5% inferior à média de 21,6 bilhões de reais necessários para o Brasil universalizar os serviços até 2033, conforme a meta prevista pelo Plano Nacional de Saneamento Básico (Plansab).

Atualmente, somente 52,4% da população brasileira tem acesso a redes de coleta de esgoto.
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A implantação da linha  instalação de estruturas de Linhas de Transmissão e Subestações nos estados do Ceará e Rio Grande do Norte, projeto chamado Dunas, deverá gerar mais de 2.600 vagas de emprego no total, incluindo mão de obra não especializada.

A maioria dessas vagas deverá se concentrar nos municípios de Mossoró/RN e Jaguaruana-CE, onde funcionarão os canteiros principais das obras, gerando circulação de renda e, consequentemente, aquecendo a economia local.

As obras de instalação das estruturas têm previsão de início para o primeiro semestre de 2021, e representarão um investimento, de acordo com perspectiva da ANEEL, de mais de R$ 1,2 bilhões. Atualmente, o processo de instalação da linha de transmissão está em fase de licenciamento ambiental junto ao IBAMA, e no mês de setembro, entre os dias 9 e 14, serão realizadas audiências públicas, parte do protocolo para a conclusão dessa etapa. Em Mossoró, a empresa já conta com a licença de uso e ocupação do solo.
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A Transportadora Associada de Gás (TAG) deverá investir cerca de 1 bilhão de reais nos próximos cinco anos, principalmente em manutenção e medidas de reforço de segurança da rede, afirmou na quarta-feira o diretor-presidente da companhia, Gustavo Labanca, após participar de evento no Rio de Janeiro.

A venda de 90% da TAG pela Petrobras foi concluída em junho para o grupo formado pela elétrica francesa Engie e pelo fundo canadense Caisse de Dépôt et Placement du Québec (CDPQ), permitindo uma entrada em caixa para a petroleira estatal de 33,5 bilhões de reais.

“Tem uma série de investimentos que são necessários para garantir a segurança da malha, integridade”, afirmou Labanca a jornalistas, ao participar de evento sobre gás natural do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP).

Alguns aportes, segundo Labanca, precisam ser feitos de imediato. “Estamos fazendo também uma análise mais minuciosa de toda a malha para ver onde vamos ter que fazer algum tipo de intervenção para priorizar.”

Também presente no evento, o diretor de operações da TAG, Emmanuel Delfosse, explicou que os investimentos vão passar por todo um rito regulatório e avaliações junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O diretor ressaltou que roubos de dutos no Brasil é algo que preocupa a empresa, tanto pelos riscos de prejuízos financeiros quanto pelo perigo de causar danos às comunidades e ao meio ambiente.

“Esse fenômeno está começando a ser muito organizado, é difícil ir contra eles”, afirmou, explicando que os dutos da TAG compartilham trechos com oleodutos, que são os principais focos nos furtos.

Segundo ele, pode acontecer de os gasodutos serem furados por engano ou até mesmo, pela proximidade, acabarem sofrendo danos, o que segundo ele ainda não aconteceu no Brasil.

Delfosse pontuou ainda que os investimentos previstos da empresa poderão crescer caso haja necessidade, com a vinda de mais clientes além da Petrobras.

Mas uma possível expansão da malha, segundo o diretor, ainda vai depender de sinalizações importantes da demanda e da regulação.

Uma fatia de 10% da TAG que ainda pertence à Petrobras deverá ser vendida até o fim de 2021, conforme compromisso da petroleira com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).

“Obviamente, quem tem os 90% tem interesse em ter os 10% restantes, a gente vai olhar com todo cuidado... Obviamente vamos olhar no momento adequado”, disse Labanca.

No mês passado, a outra grande transportadora do país, Nova Transportadora do Sudeste (NTS), afirmou em entrevista a jornalistas que planejava investir 900 milhões de reais nos próximos cinco anos, enquanto busca se tornar mais eficiente e preparar a empresa para a expansão.
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)A Petrobras planeja vender 15 de suas 26 térmicas, em processo de venda que deve começar a partir de 2020, como parte do programa de desinvestimentos e gestão de ativos, disse a diretora-executiva de Refino e Gás Natural da companhia, Anelise Lara, após participar de seminário no Rio de Janeiro.

A escolha das 15 térmicas foi resultado de uma análise do portfólio da empresa, que optou ficar com aquelas que fazem mais sentido para ela, disse a executiva, ao participar de seminário sobre gás natural do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP).

Em entrevista a jornalistas, ela disse também que a Petrobras pode participar do leilão A-6 de projetos de geração de energia elétrica, previsto para 17 de outubro, com entrega de energia em 2025.

“Olhamos sim (o A-6), pode ser em parcerias”, disse a executiva, explicando que a empresa poderá participar também como fornecedora de gás natural para projetos.

Os comentários de Lara ecoaram recentes notícias de que a Petrobras avalia criar uma subsidiária de geração de energia com seus ativos termelétricos e vender a unidade em uma oferta inicial de ações, conforme apontado em relatório de analistas da XP Investimentos, que tiveram conversa com executivos da petroleira na semana passada.

A companhia estatal opera um parque de termelétricas que somam capacidade instalada de mais de 6 mil megawatts, o que a coloca entre os maiores geradores de energia do Brasil, segundo informações do site da empresa.

Enquanto a Petrobras planeja reduzir sua participação no mercado de energia elétrica, outras gigantes do petróleo estão ampliando a presença em ativos do setor, como a anglo-holandesa Shell, grande parceira da estatal brasileira nos campos do pré-sal.

Também presente no evento, o presidente da Shell no Brasil, André Araujo, ressaltou a estratégia da empresa de olhar projetos de energia elétrica em todo mundo e disse que poderá avaliar as térmicas da Petrobras quando forem colocadas à venda.

“Mercado de eletricidade é estratégico para a Shell agora, considerando a necessidade de eletrificação no mundo. Essa é uma tendência e a Shell vai procurar sem dúvida um espaço nesse setor”, afirmou.

O executivo também afirmou que estão avaliando participação no A-6, com “um time dedicado”, mas ressaltou que ainda não há definição sobre a presença no certame.

A Shell anunciou em fevereiro um acordo para ter 29,9% da termelétrica Marlim Azul, que será construída no Rio de Janeiro e ainda tem como sócios Mitsubishi Hitachi Power Systems e Pátria Investimentos.
Resultado de imagem para Polo Industrial de Camaçari ganha linha de produção de conversores de energia eólica

O Polo Industrial de Camaçari, na Região Metropolitana de Salvador (RMS), ganhou mais um incentivo para a produção de energia renovável. A empresa Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE), fabricante de turbinas eólicas, inaugurou mais uma área de produção na tarde dessa quinta-feira (15). A expansão da planta garante que, além de fabricar hubs e naceles, a indústria também fará montagem final de turbinas e produzirá seus conversores, que transformam energia mecânica em elétrica.

Com a nova linha de fabricação, a SGRE passa a ser a primeira fabricante do setor com capacidade para produzir 100% dos seus conversores no Brasil. Com esse investimento na produção, a Bahia sai na frente na concorrência para atrair novos projetos de energia eólica que, além de fortalecer esse setor da indústria brasileira, colabora para o desenvolvimento econômico de Camaçari. A sede da SGRE no Polo Industrial tem 200 funcionários.

Na inauguração, o secretário da Casa Civil, Bruno Dauster, destacou a importância da energia renovável para o estado e os potenciais que a Bahia possui para a geração de energia eólica e solar. “Temos grandes possibilidades no estado de gerarmos, inclusive, energia consorciada, a eólica pelos ventos noturnos e a solar ao longo do dia. Estamos trabalhando para intensificar a produção de energias renováveis no Estado, fomentando novos negócios. Desejo sucesso a SGRE e que possa contribuir cada vez mais para o crescimento do nosso estado”, afirmou Dauster.

Também participaram do evento o diretor administrativo onshore da Siemens Gamesa Brasil, Roberto Prida; o diretor industrial da Siemens Gamesa no Brasil, Miguel Garcia Represa; e o superintendente de Atração de Investimentos e Fomento ao Desenvolvimento Econômico da Secretaria de Desenvolvimento Econômico do Estado, Paulo Guimarães.
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A Modec recebeu aprovação em princípio (AIP) para o projeto de “Modec Noah” do American Bureau of Shipping (ABS) em março de 2019, bem como do Bureau Veritas (BV) e da DNV GL em maio de 2019. A Modec também desenvolveu uma segunda geração de casco FPSO de última geração, o “M350”, que recebeu AIPs da Agência Americana de Navegação (ABS) e da DNV GL. O “M350” foi desenvolvido em conjunto com a Dalian Shipbuilding Industry Co., Ltd. (DSIC), uma subsidiária da China Shipbuilding Industry Corporation (CSIC), com instalações e tecnologias de construção naval ultramodernas.

Tóquio (Japão) — A ModeC, Inc. (“Modec”) anunciou no dia 02 de agosto (sexta-feira), que desenvolveu os “Modec Noah” e “M350”, cascos de próxima geração para embarcações Floating Production Storage e Offloading (FPSO), utilizando seu extenso conhecimento, experiência e experiência comprovada. sucessos em engenharia, construção, operações e manutenção de FPSOs como uma empresa líder neste setor.

De acordo com a empresa, nos últimos anos, grandes FPSOs foram baseados principalmente na conversão de Very Large Crude Carriers (VLCCs) usados. No entanto, como resultado dos aumentos nas capacidades de produção de petróleo e gás, os topsides se tornaram maiores e mais pesados, o que levou a uma área de espaço de convés insuficiente e insuficiente capacidade de armazenamento de petróleo bruto. Além disso, as durações dos contratos do cliente estão aumentando, exigindo, portanto, mais vidas de projeto do FPSO. No futuro, espera-se que haja uma maior demanda por novos cascos FPSO.

Em resposta a essas demandas do mercado, a Modec uniu forças com a Mitsui E & S Shipbuilding Co., Ltd. (“Mitsui E & S Shipbuilding”) para desenvolver uma nova geração de casco construído para FPSOs chamado de “Modec Noah”.

O “Modec Noah” é baseado em um projeto de casco da próxima geração para FPSOs (chamado de “noah-FPSO Hull”, com “Noah” representando “New Offshore Adapted Hull”) que já havia sido desenvolvido pela Mitsui E & S Shipbuilding, um dos as empresas mais experientes que projetaram e construíram mais de 2.000 embarcações. No entanto, o “Modec Noah” é o novo projeto de casco para FPSOs da Modec, e foi desenvolvido com o objetivo de atingir a prioridade máxima da Modec de maximizar o valor do ciclo de vida que cada FPSO pode fornecer aos clientes e outras partes interessadas ao longo de sua vida útil. 20 anos desde o início até o final das operações. Além disso, a Modec desenvolveu o “Modec Noah”, que busca superar desafios que constituíram limitações técnicas em FPSOs de conversão de petroleiros.

As principais características do “Modec Noah” são:

1- Adaptável a uma ampla gama de estaleiros ao redor do mundo;
2- Área de grande deck para lidar com a tendência de topsides maiores, mais pesados ??e mais complexos;
3 – Conceito de projeto modular, para acomodar uma grande variedade de requisitos para vários projetos de FPSO, incluindo várias configurações de ancoragem;
4 -Padronização dos módulos dianteiros/ traseiros e do módulo de corpo paralelo com comprimentos ajustáveis ??que podem ser construídos separadamente em diferentes estaleiros, expandindo significativamente as opções para locais de construção, bem como agendando flexibilidade com base na disponibilidade de cais;
5 – Forma de casco única e estratégica, consistindo de placas de dobra planas ou bidimensionais, que podem reduzir os custos de construção, mantendo as propriedades de proteção e minimizando o impacto da água verde e das cargas batendo;
6 – Adopção de um design único do casco que permite um volume de sala de máquinas, mudanças benéficas para a funcionalidade da tubagem e uma melhoria na segurança dos alojamentos;
7 – Adoção de uma forma de casco que permita que os tanques de armazenamento sejam continuamente inspecionados durante operações contínuas estáveis, fornecendo acesso suficiente às inspeções;
8 – Trabalhar com layout eficiente para atividades de manutenção adequadas exigidas nas operações de longo prazo; e
9 – Área de convivência mais confortável para os tripulantes que leva em consideração seu ambiente de trabalho e ambiente de vida.

Certificações


A Modec recebeu aprovação em princípio (AIP) para o projeto de “Modec Noah” do American Bureau of Shipping (ABS) em março de 2019, bem como do Bureau Veritas (BV) e da DNV GL em maio de 2019.

Modec Noah — Além disso, todos os campos de petróleo e gás offshore diferem dependendo da região, em termos da forma do petróleo bruto ou do gás natural, bem como das condições ambientais, como profundidade da água, ondas, ventos, correntes e marés. As especificações de cada FPSO precisam corresponder às condições específicas do projeto, bem como aos padrões definidos pelo cliente.

A Modec também desenvolveu uma segunda geração de casco FPSO de última geração, o “M350”, que recebeu AIPs da Agência Americana de Navegação (ABS) e da DNV GL. O “M350” foi desenvolvido em conjunto com a Dalian Shipbuilding Industry Co., Ltd. (DSIC), uma subsidiária da China Shipbuilding Industry Corporation (CSIC), com instalações e tecnologias de construção naval ultramodernas.

Modec M350 — Com dois cascos de FPSOs de nova geração e próxima geração no portfólio da Modec, a saber, “Modec Noah” e “M350”, a Modec está muito bem preparada para atender às novas demandas do mercado por FPSOs maiores — diz.

— Além disso, a Modec continua a oferecer FPSOs com base nas conversões de navios-tanque existentes, dependendo dos requisitos do cliente— conclui.

Representantes da construção naval voltaram a afirmar que essa indústria não está sendo ouvida pelo governo em relação ao programa de estímulo à cabotagem, batizado de ‘BR do Mar’. O vice-presidente executivo do Sindicato Nacional da Indústria da Construção Naval e Offshore (Sinaval), Sérgio Bacci, disse que o sindicato não foi recebido pelo ministro da infraestrutura, Tarcísio Freitas, para falar sobre o programa. As principais medidas estão sendo discutidas na pasta e estão previstas para ser encaminhadas ao Congresso como medida provisória.

 O assunto foi um dos principais temas do seminário Cenários da Indústria Naval e Offshore, organizado pela revista Portos e Navios, que ocorreu nesta última quarta-feira (14), no Rio de Janeiro.

Na ocasião, a presidente do Estaleiro Atlântico Sul, Nicole Terpins, ressaltou que o desenvolvimento da indústria naval não está sendo propriamente endereçado no BR do Mar. Segundo a executiva, a construção naval não consegue enxergar a garantia de redução do frete, uma das premissas do programa. “Essa indústria precisa de encomendas. Não se consegue enxergar efeito para geração de empregos e desenvolvimento da indústria”, comentou Nicole durante painel do seminário.

Ela reconheceu que a MP tem iniciativas positivas, como a redução de impostos sobre o bunker e propostas para flexibilização trabalhista e revisão de custos com tripulação e regras de praticagem. A principal preocupação da construção naval, no entanto, é a abertura do mercado para importação de navios com suspensão de impostos. Os estaleiros alegam que existe desequilíbrio entre empresas brasileiras de navegação (EBNs) que investiram para construir embarcações no Brasil ou que pagaram impostos para importar embarcações versus novos entrantes que poderiam vir com condições mais favoráveis, caso as medidas entrem em vigor nesses moldes. A avaliação é que essa norma deveria vir acompanhada de uma política de desenvolvimento industrial. “Não adianta falar de competitividade da indústria naval enquanto não se endereçar esse equilíbrio. Essa norma não reverte para o desenvolvimento da indústria naval”, disse Nicole. Ela acrescentou que a indústria naval brasileira avançou em produtividade, mas ainda sofre com custos, burocracia e dificuldades de acesso ao crédito.

Os estaleiros também temem que a MP possa sofrer emendas no Congresso a ponto de mexer com outros segmentos, como apoio marítimo e portuário, além da navegação interior. O vice-presidente executivo do Sinaval reforçou que, se não houver demanda perene de longo prazo, não haverá indústria naval que dê conta de ser competitiva. Ele deu o exemplo de países asiáticos, como China e Japão, que precisaram de 25 a 30 anos para se consolidarem como grandes construtores navais mundiais. De acordo com o Sinaval, o número de  empregos diretos caiu de 84 mil para 17 mil nos últimos cinco anos. “Não adianta ter demanda de 20 ou 30 navios e depois zerá-la. Não conseguiremos fazer nada com preço da China”, alertou Bacci.

Para o presidente da Associação Brasileira dos Armadores de Cabotagem, Cleber Lucas, a ausência de políticas públicas nos últimos 30 anos prejudicou o modal e contribuiu para ineficiência da matriz de transportes. Na visão da Abac, o  BR do Mar é um programa que olha para os acenos do segmento, com foco no transporte de uma parte importante da produção industrial brasileira. De acordo com a associação, somente quatro navios de um universo de mais de 20 embarcações acrescidas à cabotagem, entre 2008 e 2018, foram construídas no Brasil. Esses números não incluem navios de cabotagem do sistema Petrobras/Transpetro.

O presidente da Abac reconheceu o sucesso da construção de embarcações de apoio marítimo em estaleiros nacionais, mas relatou as dificuldades para construção de navios de cabotagem no Brasil. Cleber contou que existem empresas do setor de cabotagem com intenção de construir navios em estaleiros nacionais, mas ponderou que o modelo em que a EBN toma o risco da construção não para de pé. “Enquanto esse modelo não for revisto, dificilmente uma empresa de navegação se sentirá confortável de colocar uma ordem em estaleiro brasileiro”, explicou Cleber.
Resultado de imagem para Petrobras vê mais de 20 interessados em 4 refinarias, diz CEO

Há mais de vinte interessados na primeira fase do programa de venda de refinarias da Petrobras, iniciada em junho, com a oferta de quatro unidades, afirmou o presidente da petroleira estatal, Roberto Castello Branco, ao participar de audiência em comissão no Senado.

Nessa primeira fase, a Petrobras planeja vender as refinarias Rnest, em Pernambuco; Rlam, na Bahia; Repar, no Paraná; e Refap, no Rio Grande do Sul, assim como seus ativos logísticos correspondentes.

Outras quatro refinarias serão efetivamente colocadas à venda no próximo mês, segundo o executivo, como parte de um amplo plano de desinvestimentos da empresa que prevê a alienação de oito unidades de refino no total, que representam metade da capacidade de refino do país.

“Com respeito às quatro primeiras, eu lhes digo que há um grande interesse. Nós temos assinatura de acordos de não divulgação de informações com um número que supera duas dezenas de interessados”, afirmou o executivo, ao participar de audiência da Comissão de Infraestrutura do Senado para discutir privatizações em curso pela empresa.

Em julho, a empresa iniciou fase não vinculante referente a essa etapa, quando informou que os potenciais compradores habilitados receberiam um memorando descritivo contendo informações mais detalhadas sobre os ativos em questão, além de instruções.

O executivo ressaltou que um plano anterior de venda de refinarias, lançado na gestão anterior da Petrobras, que não obteve sucesso, atraiu apenas cinco interessados, o que incluía a BR Distribuidora , empresa de combustíveis privatizada recentemente pela Petrobras.

Dessa vez, Castello Branco ressaltou que a BR não está participando do processo de venda.

Atualmente, a Petrobras detém quase 100% da capacidade de refino do Brasil, ou 1,1 milhão de barris de petróleo por dia. Caso o plano de venda de oito refinarias seja bem sucedido, a Petrobras ficará apenas com metade dessa capacidade, concentrada no Sudeste.

Anteriormente, ele afirmou que a venda das refinarias poderia resultar em 15 bilhões de dólares para a Petrobras.

Dessa forma, o executivo reiterou aos senadores, durante a audiência, que a empresa não está saindo completamente do refino. “Nós estamos concentrando nosso portfólio naquelas refinarias que nós achamos que são mais interessantes após uma avaliação criteriosa”, afirmou.

Castello Branco também ressaltou que o planejamento estratégico da empresa prevê no longo prazo integrar atividades de refino com petroquímica.

Atualmente, porém, ele ponderou que a empresa não está interessada em petroquímica, uma vez que os preços de matéria-prima não estão atrativos.
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Por falar na privatização da Eletrobras, a notícia entra no pacote animador para investidores que já viam um ambiente mais favorável para venda das ações depois que o Superior Tribunal de Justiça (STJ) encerrou em junho o julgamento de duas ações que envolviam um passivo da Eletrobras com credores.

Em uma das ações, o STJ discutiu a correção dos empréstimos compulsórios sobre o consumo de energia elétrica. Ficou decidido que devem ser aplicados juros remuneratórios até o efetivo pagamento dos valores não convertidos em ações.

O STJ também encerrou uma disputa entre a Eletrobras e a União, controladora da empresa. Os ministros decidiram que a União não tem obrigações no pagamento da dívida.

Para investidores, o encerramento das ações, que se arrastavam por anos, é positivo por deixar de ser algo incerto que teria impacto no preço sugerido pelos futuros interessados.

Segundo José Thompson, diretor da área de fusões e aquisições da consultoria Duff & Phelps no Brasil, a definição das ações judiciais entram no balanço contábil da empresa de forma certeira e não mais como uma contingência.

“Se houver risco, pode ter uma precificação errada e levar a uma análise de risco versus retorno também incorreta. É melhor ter uma definição antes do processo de privatização para que a obrigação se torne conhecida e quantificada”, analisa.
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Novos e grandiosos processos seletivos acabaram de ser iniciadas pela Estrutural nesta última terça-feira (13), por volta das 15 horas. 
São várias oportunidades para profissionais com experiências e qualificações no ramo de manutenção. Os cargos são parecidos com os pedidos nas obras da Reduc, com a diferença que estas são no mar. Segue:

VAGAS PARA TRABALHAR OFFSHORE NA ESTRUTURAL MACAÉ

Escalador N3 ⇒ É exigido o curso de NR-33 40 h (Supervisor de Espaço Confinado)
Caldeireiro/ Caldeireiro Escalador N1 ⇒  É exigido o curso de caldeiraria com certificado pelo PROMINP, Senai ou outro estabelecimento reconhecido pelo Ministério da educação; É exigido curso de CACI.
Pintor/ Pintor Escalador N1 ⇒  É exigido o curso de pintura certificado pelo SENAI, ABRACO, PROMINP ou outro estabelecimento
reconhecido pelo Ministério da educação; É exigido curso de CACI; Diferencial ter conhecimento em pintura automotiva industrial, conhecimento e habilidade com trabalhos em funilaria e pintura e reparo de fibra de vidro, fio rover, gel coat pintura de lanchas e baleeiras.
Técnico de Planejamento ⇒ É exigido formação Técnica e registro no CREA / CFT; Conhecimento do pacote office (word, excel), módulo SAP ECC (Manutenção), APLAT, conhecer desenho técnico, possuir conhecimento básico de caldeiraria, pintura e soldagem; Necessário possuir cursos de CESS e CERR.
Inspetor Multidisciplinar/ Inspetor Multidisciplinar Escalador N1 ⇒ É exigido o curso técnico de Mecânica, Metalurgia, Estrutural Naval ou de Soldagem em instituição reconhecida pelo MEC, com registro no CREA / CFT, Qualificação de profissional certificado conforme NBR14842 – Critérios para a Qualificação e Certificação de Inspetores de Soldagem FBTS, ABENDI, ABRACO, TWI, Certificação LP-N2 conforme norma ABENDI – NA001, Diferencial possuir curso de Inspeção de Pintura ABRACO, TWI. Diferencial possuir cursos de CESS e CERR.
Soldador/ Soldador Escalador N1 ⇒ É exigido o curso de solda certificado pelo SENAI, PROMINP ou outro estabelecimento reconhecido pelo Ministério da educação. Exigimos curso de CACI; Qualificação para soldagem de aço carbono, TIG e MIG-MAG 4g e 6g, qualificação para técnicas de oxicorte, soldagem de aço carbono eletrodo revestido 4g e 6g, saber soldar pelo processo de arame tubular, além de ter experiência formação para atuar também como maçariqueiro e goivador.

Observação Geral

A certificação do acesso por cordas (Escalador) deverá ter sido realizado pela ABENDI / IRATA BRASIL / ANEAC. Se você preenche os requisitos de uma das vagas da Estrutural, envie o seu currículo para o e-mail , não esqueça de informar no campo do assunto da mensagem o cargo pretendido. Saibam mais sobre a empresa no site oficial dela aqui.
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O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, negou nesta última terça-feira (13) que a venda de ativos da estatal represente um "desmonte" da empresa. Segundo ele, a Petrobras precisa de dinheiro para pagar uma dívida "gigantesca" e fazer investimentos.

Castello Branco deu as declarações ao participar de uma audiência na Comissão de Infraestrutura do Senado.

"Não estamos desmontando a Petrobras, estamos investindo no que é bom para o Brasil", afirmou.

Nos últimos meses:

a Petrobras vendeu o controle da BR Distribuidora por US$ 9,6 bilhões;

também vendeu a Transportadora Associada de Gás (TAG) por R$ 33,5 bilhões;

decidiu vender oito refinarias;

o presidente Jair Bolsonaro assinou um decreto para abrir o mercado de gás natural;

também afirmou ter "simpatia" pela privatização da Petrobras.

Ao participar da audiência desta terça-feira no Senado, Roberto Castello Branco disse que a estatal paga US$ 7 bilhões por ano em juros para bancos e detentores de dívida.

Acrescentou que, se esses recursos fossem investidos na produção de petróleo, poderia construir complexos capazes de produzir 150 mil barris diários de petróleo.

Refinarias

Durante a audiência, Roberto Castello Branco foi questionado se a venda de oito refinarias da Petrobras pode levar ao aumento do preço do combustível, uma vez que as unidades passarão a ser controladas por empresas privadas.

O presidente da estatal respondeu, então, que as empresas perderão espaço no mercado se optarem pelo aumento.

"Se eles elevarem o preço do combustível, vão perder mercado como a Petrobras fez. Já existe uma infraestrutura de logística. Se eles elevarem o preço de mercado acima do preço de paridade de importação, vão sofrer concorrência da importação e vão perder mercado", enfatizou.

A primeira fase de venda das refinarias inclui:


Refinaria Abreu e Lima (PE)

Refinaria Landulpho Alves (BA);

Refinaria Presidente Getúlio Vargas (PR);

Refinaria Alberto Pasqualini (RS).

Megaleilão de petróleo

Ainda na audiência no Senado, Castello Branco fez um apelo para que o Congresso Nacional aprove a PEC 98, que permite à União pagar à Petrobras a revisão do contrato da cessão onerosa.

Em 2010, a União e a Petrobras assinaram um acordo que permitiu à estatal explorar 5 bilhões de barris de petróleo na Bacia de Santos (SP). À época, a Petrobras pagou R$ 74,8 bilhões.

A estimativa do governo federal, porém, é que a área pode render mais 6 bilhões de barris, e, diante disso, a União fará um megaleilão do volume excedente. A estimativa é que o megaleilão renda mais de R$ 100 bilhões.
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Seis empresas, dentre as quais a Shell, Total e a YPFB, estatal boliviana, vão competir com a Petrobras, nos próximos meses, pelo mercado de gás natural do Centro-Sul. As distribuidoras de gás canalizado MSGás (MS), Gas Brasiliano (SP), Compagas (PR), SCGás (SC) e Sulgás (RS) entraram em negociações finais com os potenciais fornecedores, para contratação de gás a partir de 2020, por meio do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).

Em meio às perspectivas de redução da participação da Petrobras no mercado e diante da proximidade do fim do contrato para importação da Bolívia, as cinco distribuidoras iniciaram em 2018 uma chamada pública coordenada para aquisição de gás, na busca por novas fontes de suprimento. A ideia da parceria era dar escala ao processo de contratação e, assim, atrair a atenção dos grandes fornecedores. Juntas, MSGás, Gas Brasiliano, SCGás, Sulgás e Compagas preveem contratar cerca de 10 milhões de metros cúbicos diários (m3 /dia) - volume equivalente a um quarto de tudo o que as distribuidoras do Brasil vendem no mercado não termelétrico.

Após concluírem as análises comparativas das propostas recebidas, as concessionárias estaduais avançaram para a terceira etapa, na qual as distribuidoras, de forma individual, negociarão diretamente com os supridores selecionados. Isso porque, embora a chamada seja coordenada, os contratos são individuais e baseados nas necessidades de cada mercado.

Petrobras, Shell, Total e YPFB avançaram para a terceira fase de negociações com a MSGás, Gas Brasiliano, Sulgás, Compagas e SCGás. Além delas, a Repsol e a Golar Power, empresa de gás natural liquefeito (GNL), entrarão em negociações diretas com a Sulgás. A Cocal Energia, por sua vez, avançou nas tratativas para fornecimento de biogás à Gas Brasiliano.

As negociações entre as distribuidoras e os fornecedores ocorrem em paralelo à chamada pública para contratação da capacidade de transporte do Gasbol, prevista para ser concluída neste ano. O diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP), José Cesário Cecchi, acredita que a concorrência promovida pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) deve contar com a participação não só da Petrobras, como também de outros produtores. "Claro que entram [novos agentes]", disse Cecchi, ontem, a jornalistas.

Sobre as perspectivas de importação de gás boliviano, ele disse que multinacionais que produzem no país vizinho e também atuam no Brasil, como a Repsol, Total e Shell, tendem a buscar clientes no mercado brasileiro. "Todas essas empresas têm que monetizar o gás e o Brasil continua sendo um mercado atrativo, mas vão ter que competir com o GNL e com o gás do pré-sal", afirmou.
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A Gerdau encerrou o segundo trimestre de 2019 com Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações) — de R$ 1,6 bilhão. A margem Ebitda subiu de 14,6% para 15,5% refletindo a estratégia da Companhia de focar em ativos com maior rentabilidade nas Américas. A margem Ebitda da Operação de Negócio América do Norte, por sua vez, cresceu para 11,1% no período, em comparação com 9,2% no exercício anterior.

A assertividade do plano de desinvestimentos concluído pela Gerdau em 2018 também influenciou positivamente o lucro líquido, que totalizou R$ 373 milhões entre abril e junho de 2019, assim como o endividamento da Empresa. A relação entre dívida líquida e Ebitda diminuiu de 2,7x para 1,9x na comparação entre o final do segundo trimestre de 2019 e o mesmo período do ano anterior. Já as despesas com vendas, gerais e administrativas (SG&A) atingiram R$ 354 milhões, seu melhor patamar na série histórica, representando 3,5% da receita líquida no segundo trimestre.

A receita líquida da Gerdau somou R$ 10,2 bilhões entre abril e junho, 16% a menos sobre o mesmo período do ano anterior em função da redução de 22% dos volumes vendidos, resultado da venda de ativos com menor rentabilidade: operações no Chile, na Índia e de grande parte das unidades de vergalhão nos Estados Unidos. Por sua vez, a variação cambial da moeda brasileira teve um impacto positivo na receita líquida.

“A indústria do aço mundial está passando pelo momento mais complexo desde 2016 devido à baixa demanda e ao alto custo das matérias-primas. Apesar disso, registramos, no segundo trimestre de 2019, a melhor margem Ebitda para este trimestre nos últimos onze anos, uma vez que a Gerdau passou a focar em um portfólio de ativos mais rentável. Continuamos seguindo uma estratégia de forte austeridade em custos e despesas alinhada à uma profunda transformação digital que visa sobretudo criar mais valor aos nossos clientes, reforçada pela decisão de agregar, em seu posto avançado no Vale do Silício, um fundo de venture capital próprio. Cabe destacar que, no segundo trimestre, concluímos os preparativos e a formação de estoque para a parada de manutenção do Alto-forno 1 da usina de Ouro Branco, que está ocorrendo entre os meses de julho e agosto. No Brasil, acreditamos que a agenda de reformas e medidas de estímulo à economia propostas pelo governo deve criar um cenário favorável para a recuperação dos mercados de construção civil e indústria. Neste contexto, a Gerdau está preparada para atender a demanda de aço à medida que o consumo voltar a crescer de maneira consistente”, afirma o diretor-presidente (CEO), Gustavo Werneck.

Investimentos alcançam R$ 424 milhões no segundo trimestre — Ao longo do segundo trimestre de 2019, a Gerdau investiu R$ 424 milhões em ativo imobilizado (CAPEX), sendo R$ 196 milhões em manutenção geral, R$ 96 milhões em manutenção de Ouro Branco e R$ 132 milhões em expansão e atualização tecnológica. Considerando os seis primeiros meses do ano, foram destinados R$ 729 milhões para as operações da Gerdau globalmente, principalmente dedicados à manutenção das unidades.

Pagamento de dividendos será realizado nos dias 28 e 29 de agosto de 2019: as empresas de capital aberto no Brasil — Gerdau S.A. e Metalúrgica Gerdau S.A — pagarão dividendos trimestrais, respectivamente, nos dias 28 e 29 de agosto de 2019. Serão pagos R$ 119 milhões para os acionistas da Gerdau S.A. (R$ 0,07 por ação) e R$ 43 milhões para os acionistas da Metalúrgica Gerdau S.A. (R$ 0,04 por ação).

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A Petrobras informou na segunda-feira (12/08) que está iniciando uma parada programada de manutenção da refinaria Reduc, em Duque de Caxias (RJ). Outros projetos de manutenção estão demandando profissionais.
O “paradão” da Reduc tem a previsão de durar 31 dias e tem por objetivo cumprir rotinas de atividades de manutenção na unidade que receberá investimentos de R$ 168 milhões.
A parada de manutenção focará a unidade de lubrificantes e os investimentos desta ocasião serão na compra de equipamentos para as unidades de processamento do conjunto de produção.
A Petrobras informou também ao Notícias do Trecho que a parada da Reduc não afetará o abastecimento do produto ao mercado, mesmo sendo a unidade responsável por 80% da produção nacional de lubrificantes.

Geração de empregos

A refinaria Reduc em Duque de Caxias, no Rio de Janeiro, pertence a Petrobras e tem capacidade para processar diariamente 38 milhões de litros de petróleo.
A Petrobras estima que, além de seus empregados que trabalharão na parada de manutenção, outros 2,4 mil postos de trabalho temporários serão gerados pelas empresas que foram contratadas para as atividades.
A Reduc, iniciou sua produção em 1961, e é hoje uma das maiores do Brasil em capacidade instalada de refino de petróleo. Com uma logística privilegiada, responsável por 80% da produção de lubrificantes e pelo maior processamento de gás natural do Brasil, ela possui também o maior portfólio de produtos (no total, são 55 produtos processados em 43 unidades). Localizada na Baixada Fluminense, impulsionou o nascimento de um forte polo industrial na região se destacando como uma importante geradora de empregos.
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Há mais de duas dezenas de interessados na primeira fase do programa de venda de refinarias da Petrobras, iniciada em junho, com a oferta de quatro unidades, afirmou nesta terça-feira o presidente da petroleira estatal, Roberto Castello Branco, ao participar de comissão no Senado.

Nessa primeira fase, a Petrobras planeja vender as refinarias Rnest, em Pernambuco; Rlam, na Bahia; Repar, no Paraná; e Refap, no Rio Grande do Sul, assim como seus ativos logísticos correspondentes.


Em julho, a empresa iniciou fase não vinculante referente a essa etapa, quando informou que os potenciais compradores habilitados receberiam um memorando descritivo contendo informações mais detalhadas sobre os ativos em questão, além de instruções.

Outras quatro refinarias ainda serão colocadas à venda, como parte de um amplo plano de desinvestimentos da empresa que prevê a venda de oito unidades de refino no total, que representam metade da capacidade do do país.
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Em alinhamento com o bom momento pelo qual passa a geração através da Bioenergia, a tradicional Feira Internacional de Tecnologia Sucroener­gética (Fenasucro & Agrocana) ganha sua 27° edição entre os dias 20 e 23 de agosto em Sertãozinho, São Paulo.

A edição deste ano tem a previsão de gerar mais de R$ 4 bilhões em negócios e o público aguardado é de aproximadamente 39 mil visitantes compradores.

A feira é o maior evento do mundo voltado ao setor de Bioenergia e além dos negócios deve injetar na economia da cidade de Ribeirão Preto e da região cerca de R$ 58,5 milhões. pois estima-se que cada visitante gaste, em média, R$ 1,5 mil durante o evento.

O evento acontecerá no Centro de Eventos Za­nini, em Sertãozinho.

A Bioenergia como geradora de empregos


Somente nos 4 dias de feira a previsão é que cinco mil empregos, diretos e indiretos seja gerados. Segundo dados da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), o setor sucroenergé­tico sempre se destacou como forte gerador de empregos e hoje possui cerca de 2,4 mi­lhões de postos de trabalho, diretos e indiretos.

Segundo os organizadores da feira de Bioenergia, a estimativa é que o faturamento supere em 10% o do ano passado e chegue perto de R$ 4,4 bilhões.

Comparecerão à edição deste ano, representantes de 100% das usinas do Brasil e de outros 43 países, além de mais de mil marcas expositoras com apresentação de cerca de três mil produtos.

A expectativa dos organizadores é faturar 10% a mais do que os R$ 4 bilhões da edi­ção do ano passado, chegando perto de R$ 4,4 bilhões. Em 2018, o crescimento financeiro foi de 7% em relação a 2017, com aporte de R$ 200 milhões, chegando a R$ 4 bilhões.
Resultado de imagem para Odebrecht e Engevix cobram R$ 12 milhões de Furnas na justiça

Formado por Odebrecht, Engevix, Voith Hydro e GE, o consórcio contratado por Furnas para a modernização hidrelétricas entrou com ação na Justiça Federal do Rio para cobrar uma dívida de R$ 12,3 milhões da empresa.

Segundo a defesa do consórcio, feita pelo escritório De Vivo, Castro, Cunha e Whitaker, Furnas contratou o serviço por R$ 337 milhões.

Mas, apesar das obras terem sido concluídas, o consórcio afirma que Furnas deixou de pagar pelos serviços prestados.
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A empresa de recrutamento e seleção de pessoal West Group, segue realizando processo de seleção para contratar profissionais do setor de montagem de andaimes.

Os trabalhadores selecionados vão atuar junto às atividades pertinentes nas esferas onshore e offshore, o famoso trabalho embarcado em plataformas de petróleo.

No momento, conforme divulgou a assessoria de recursos humanos da West Group, estão sendo disponibilizadas duas chances de emprego para a função de montador de andaimes.

Além de possuir experiência como montador de andaimes, é necessário apresentar conhecimentos em pintura.

Os profissionais interessados podem encaminhar seus currículos para o e-mail vagas.bscgroup@gmail.com, informando o nome da vaga no campo de assunto do email.

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A Petrobras iniciou o licenciamento de uma campanha sísmica de mais de 17 mil km² em 11 campos do pré-sal da Bacia de Santos e blocos da 5ª rodada de partilha do pré-sal.

Projeto prevê a aquisição de dados 4D com nodes em Sépia, Sapinhoá, Lula, Itapu, Três Marias, Uirapuru, Sagitário, Iara, Mero, Búzios e Júpiter, além dos blocos Uirapuru e Três Marias.

Previsão é realizar a aquisição dos dados 3D entre 2020 e 2023 e os primeiros levantamentos para comparação entre 2023 e 2025.

A sísmica 4D consiste no monitoramento do reservatório por meio de dados sísmicos. É feito um levantamento 3D, que serve de base, posteriormente repetido usando as mesmas referências dos dados originais. Assim, é possível monitorar os efeitos da produção na geologia dos reservatórios.