Redução do preço do gás pode adicionar R$ 43 bilhões em investimentos

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) adicionou um cenário no Plano Decenal de Energia (PDE) 2029 considerando ganhos de competitividade que podem elevar a participação do gás natural na oferta interna de energia do país, elevando em R$ 43 bilhões a demanda projetada por investimentos.

No cenário de referência, apresentado em novembro do ano passado, a EPE calculava que a nova infraestrutura de gás demandaria R$ 18 bilhões em dez anos. Considerando um cenário de redução de preços, que permita o maior uso do energético na geração de energia e, especialmente, na indústria, a projeção de investimentos sobe para R$ 61 bilhões.

“Trouxemos algumas sensibilidades adicionais de expansão termoelétrica, demanda de gás, à luz de potenciais ganhos de competitividade do preço de gás, ao longo dos próximos anos”, explicou o presidente da EPE, Thiago Barral. O PDE 2029 completo será publicado nesta quarta (12).

Considerando apenas o cenário de referência, a expansão da demanda não-termelétrica de gás é estimada em 8,8 milhões de m³/dia, para 66,5 milhões de m³/dia, em 2029, um crescimento de 15% em relação ao ano passado, quando foram consumidos 57,7 milhões de m³/dia em média.

Se as políticas previstas no novo mercado de gás tiverem o efeito desejado, a EPE adiciona 16,8 milhões de m³/dia, totalizando 83,3 milhões de m³/dia. Para processar e movimentar esse gás adicional, são estimados aportes de cerca de R$ 42 bilhões. Outro R$ 1 bilhão é projetado para a instalação de terminais de GNL.

Oferta nacional lidera crescimento da nova demanda

Trecho de apresentação do  sobre o novo PDE 2029, feita nesta terça (11). Sucesso do Novo Mercado de Gás pode elevar a demanda dos segmentos não-termoelétricos em 45%. 

A indicação da EPE é de que boa parte dos investimentos em infraestrutura de gás serão necessários para transferir a produção de campos marítimos para a costa. O Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás Natural (PIPE), elaborado pela empresa de pesquisa, identificou cinco rotas potenciais, três delas – as Rotas 4, 5 e 6 – nas bacias de Campos e Santos, onde estão os ativos do pré-sal.

Como a EPE considera alternativas para cada rota, o investimento total varia entre R$ 10,4 bilhões e 12,6 bilhões, para levar mais gás natural dessas regiões para Espírito Santo, Rio de Janeiro e São Paulo.

Há potencial para ampliação dessas rotas também na Bacia do Espírito Santo, com aporte estimado em R$ 3,1 bilhões, e na Bacia de Sergipe-Alagoas, futuro polo produtor (e atual importador) de gás natural, com investimento da ordem de R$ 3 bilhões. 

Ao todo, os setores de petróleo, gás natural e biocombustíveis devem receber R$ 1,9 trilhão em investimentos até 2029 no Brasil. A maior parte dos recursos, R$ 1,73 trilhão, é aguardada na área de exploração e produção. O segundo maior volume de investimentos deve ser aportado em biocombustíveis, um montante estimado em R$ 71 bilhões. Já o setor de abastecimento deve receber R$ 37 bilhões em investimentos.

Fonte: EPBR

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APÓS ACORDO DE LENIÊNCIA, NOVA ENGEVIX VAI RETOMAR OBRA DA HIDRELÉTRICA SÃO ROQUE, EM SANTA CATARINA

APÓS ACORDO DE LENIÊNCIA, NOVA ENGEVIX VAI RETOMAR OBRA DA HIDRELÉTRICA SÃO ROQUE, EM SANTA CATARINA

6293997-highÉ tempo de projetar a tão desejada retomada no grupo Nova Participações, controladora da Nova Engevix Engenharia e da Nova Engevix Construções. A empresa anunciou ao mercado nesta quarta-feira (12) que vai concluir antigos projetos na região Sul do país, após a Controladoria-Geral da União (CGU) e a Advocacia-Geral da União (AGU) publicarem o acordo de leniência da empresa. Um dos empreendimentos que serão retomados é a conclusão da usina hidrelétrica de São Roque, em Santa Catarina.

O investimento previsto na unidade será de R$ 380 milhões, com a geração de 1.000 empregos no estado. “É uma nova era na vida do Grupo Nova Participações”, comemorou o acionista da holding, José Antunes Sobrinho. “A empresa foi totalmente reorganizada e reestruturada, a partir de um rigoroso padrão de compliance”, acrescentou.

Como se sabe, a Engevix foi uma das empresas envolvidas em esquemas de corrupção investigados pela Lava-Jato. No seu acordo de leniência, a empresa se comprometeu à pagar R$ 516 milhões, que englobam a compensação pelo pagamento de propinas e vantagens obtidas em contratos irregulares, além de multas. Os recursos serão destinados à União e entidades lesadas.

Além da usina de São Roque, a Nova Engevix diz que investe na recuperação do estaleiro Rio Grande (RS). “Neste momento, o plano é investir em novos negócios nos três estados da região Sul, sobretudo os que incluírem inovação tecnológica”, disse a empresa, em comunicado. “O recente documento firmado com a Controladoria Geral da União deixou claro que não existem motivos para manutenção de bloqueios, restrições ou impedimentos para a Nova se relacionar com a Administração Pública, podendo participar de procedimentos licitatórios ou de qualquer outra modalidade de contratação”, completou o grupo.

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Por que as gigantes do petróleo Shell, BP, Chevron, Exxon ou Total nunca investiram em refino no Brasil?

Por que as gigantes do petróleo, Shell, BP, Chevron, Exxon ou Total nunca investiram em refino no Brasil? Porque não podiam ou porque não valia a pena. Tentarei explicar em mais detalhes este assunto, já que muita gente questiona-se a respeito disso. As gigantes multinacionais do petróleo possuem refinarias por diversas partes do mundo, exceto no Brasil. Uma série de fatores, historicamente, tornou nosso mercado de refino pouco atrativo: a presença de uma gigante estatal, a interferência do governo no preço dos combustíveis e a menor rentabilidade do refino em relação ao E&P são os principais motivadores para o escasso investimento privado na cadeia de refino brasileira.

Petrobras – a gigante estatal
Quando a Petrobras foi criada em 1953, o refino de petróleo entrou no rol de atividades que constituiria monopólio da empresa. As refinarias privadas em operação naquele ano eram a Refinaria Ipiranga (RS) e a Destilaria Matarazzo (SP). As demais refinarias privadas – Refinaria de Manaus (AM), Refinaria de Capuava (SP) e Manguinhos (RJ) – entrariam em operação nos meses ou anos seguintes, mas por lei ficaram impedidas de ampliarem suas instalações. Não é difícil imaginar que, tal decisão, as deixariam com pouca relevância em virtude do crescimento do parque de refino estatal.

Com o passar dos anos, a Petrobras ficou com a responsabilidade de construir novas refinarias no país, conforme o consumo por combustíveis aumentasse. E assim o fez. A estatal montou um complexo esquema logístico país afora para atender a demanda em um país continental. Quando o monopólio legal foi quebrado em 1997, 44 anos depois de ser instituído, o resultado era o seguinte: a empresa detinha 11 refinarias (98% da capacidade instalada de refino), dezenas de navios, terminais marítimos e terrestres, milhares de quilômetros de dutos, entre outros ativos logísticos.

A Petrobras tornou-se uma gigante da área de óleo e gás, que cresceu apoiada nas atividades de refino e distribuição. Como ingressar hoje no refino de petróleo, se a estatal é proprietária de praticamente toda a infraestrutura envolvida nas atividades? Como concorrer com uma gigante, que possui mercado cativo há décadas? Ainda que por lei não haja mais tal impedimento, é muito difícil entrar em um mercado dominado por um quase-monopólio.

A interferência do governo nos preços dos combustíveis
Vimos que de 1954 a 1997, somente a Petrobras podia construir refinarias no país. Com a reabertura do mercado de petróleo no Brasil em 1997, porém, esperava-se que novos investimentos privados fossem feitos no setor e, de fato, em pouco tempo, ocorreram alguns movimentos de mercado que reforçavam as expectativas inicialmente imaginadas.

O grupo Repsol YPF, por exemplo, adquiriu parte do controle da refinaria de Manguinhos. Mais tarde, adquiriu 30% de uma das refinarias da Petrobras, no Rio Grande do Sul. Além disso, as refinarias de Manguinhos e Ipiranga propuseram à ANP planos de ampliação das suas unidades. Duas novas refinarias privadas surgiram, a Univen (SP) e a Dax Oil (BA).

A reestruturação do setor e a livre concorrência pareciam estar de fato surtindo o efeito planejado com o fim do monopólio e seria uma questão de tempo para atrair as gigantes multinacionais para o setor. Porém, os anos seguintes mostraram que as dificuldades para as refinarias privadas no país seguiram imensas, sendo a interferência do governo nos preços dos combustíveis um dos principais motivos de tais dificuldades. Para mais detalhes, sugiro que você leia o texto Os desafios do refino privado de petróleo no Brasil.

O controle de preços é um subterfúgio muito comum em épocas de crises econômicas e o Brasil já experimentou isso muitas vezes ao longo da sua história. Os preços dos combustíveis foram tabelados e perduraram durante o monopólio da Petrobras à frente do refino.

Quando o mercado brasileiro de óleo e gás foi reaberto às práticas de livre concorrência e de flutuação de preços, o barril de petróleo custava próximo de 20 dólares. Com o óleo relativamente barato, a política de preços livres funcionou bem e assim permaneceu até meados de 2003. Uma impressionante escalada nos preços internacionais da commodity (Figura 1) nos anos seguintes pressionaram a economia brasileira, de tal forma que em 2008 a cotação do barril de petróleo alcançava inimagináveis 100 dólares. Um prato cheio para o governo interferir no setor. As Figuras 2 e 3 demonstram as cotações do GLP e da gasolina, respectivamente, para ilustrar a defasagem de preços registrados a partir do final de 2003.

Fonte: epbr

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É este o começo de um novo boom offshore de petróleo e gás no Brasil?

Em retrospecto, 2019 foi outro ano forte para empresas de exploração e produção offshore. O fluxo de caixa livre permaneceu forte e surgiram sinais reveladores de que estamos entrando em um novo ciclo de investimento offshore. Essa tendência talvez tenha sido ilustrada mais profundamente pelo aumento crescente da atividade de aprovação de projetos offshore pelos operadores em 2019. Globalmente, a quantidade de recursos de petróleo e gás aprovados para desenvolvimento no ano passado ultrapassou 20 bilhões de barris de equivalente de petróleo (boe), o nível mais alto observado desde 2011.

Uma rápida olhada nos níveis de fluxo de caixa livre (FCF) nos últimos anos confirma que 2019 foi um ano forte para o setor offshore. A Figura 1 mostra o FCF offshore total de todas as empresas públicas de E&P em todo o mundo. Isso mostra que 2019 foi o terceiro melhor ano já registrado, com o FCF atingindo quase US $ 90 bilhões. Isso representou uma ligeira redução em relação a 2018, mas se compara muito favoravelmente com o ciclo de investimento anterior de 2010 a 2014. Isso mostra que a situação do fluxo de caixa para os players offshore é muito robusta, sublinhando o ponto em que os E & Ps têm dinheiro suficiente para investir em novos projetos após vários anos de gastos de capital restritos.

 

Essa tendência é claramente refletida ao analisar a atividade de aprovação do projeto em 2019. A Figura 2 fornece uma visão geral do total de recursos offshore aprovados a cada ano na última década, dividido por líquidos e gás. No ano passado, foram aprovados 12,3 bilhões de barris de projetos de líquidos, além de 8,3 bilhões de boe de novos projetos de gás, elevando o total de recursos aprovados para 20,6 bilhões de boe. Dado que a quantidade total de produção offshore em 2019 foi de 10,1 bilhões de barris de líquidos e 7,0 bilhões de boe de gás, isso implica em uma taxa de substituição de 1,2 para petróleo e gás. Os volumes aprovados em 2019 foram 110% maiores que 2018 e o maior número desde 2011.

 

 

A Figura 3 mostra os investimentos greenfields aprovados no exterior (designados para o desenvolvimento de novos projetos) por ano de sanção. Mais uma vez, é observado um forte aumento na atividade em 2019. O total de investimentos greenfields aprovados no ano passado aumentou 50% em relação a 2018. Esse aumento significativo nos recursos e investimentos aprovados foi impulsionado por vários desenvolvimentos muito grandes que foram aprovados no ano passado, como o grandes projetos de expansão de Marjan e Berri na Arábia Saudita. Esses projetos apresentam bases de recursos muito grandes e oferecem menor custo de investimento greenfield por boe em comparação com projetos menores. Medido em dólares, comparar os níveis de investimento do ano passado com os do período anterior de 2010 a 2014 não conta toda a história, pois os níveis de custo na indústria de E&P diminuíram significativamente desde 2014.

 

 

A Figura 4 mostra os 15 maiores projetos offshore aprovados no ano passado, medidos pelo capex greenfield total. A fase de expansão do campo de Marjan da Saudi Aramco na Arábia Saudita foi de longe o maior projeto aprovado no ano passado, com quase US $ 12 bilhões em investimentos. O projeto visa adicionar 24 novas plataformas offshore para lidar com o processamento inicial de petróleo e gás e injeção de água. Essas plataformas se vincularão à expansão terrestre das instalações de petróleo de Tanajib, bem como outras instalações de gás terrestre recém-construídas. O segundo maior projeto da lista é a primeira fase do desenvolvimento da Área 1 da Total em Moçambique. Este projeto de gás será desenvolvido como um tieback submarino para uma planta de GNL em terra. Campo de âncora da Chevron o desenvolvimento nos EUA é o maior projeto da região atlântica, logo à frente da segunda fase do campo de Johan Sverdrup da Equinor na Noruega.

 

 

Sem surpresa, essa maré crescente de atividade de aprovação trouxe consigo um aumento nos investimentos offshore em 2019. O capex total offshore cresceu 5% em relação a 2018, com um aumento de 7% nos gastos em águas profundas e um aumento de 3% nos investimentos na plataforma continental. Para 2020, os investimentos no exterior estão a caminho de crescer 8%, com águas profundas em até 12% e em prateleiras em 2% (veja a Figura 5). Isso ilustra que um novo ciclo de investimento offshore está em andamento.

 

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Com a nova onda de investimentos no setor de óleo e gás natural no Brasil, serão gerados mais de 700 mil vagas

Segundo especialistas, programa do governo fará com que empresas de relevância no setor vendam suas participações na distribuição

O Programa Novo Mercado de Gás, apresentado no final de junho, pelo governo, deve fazer com que as empresas de maior destaque do setor causem uma onda de privatizações e com isso atraiam grandes empresas internacionais e locais para avaliar os ativos.
O sentimento é de especialistas do setor, muito embora a maioria ache que a velocidade com que isso vá acontecer talvez não seja a pretendida pelo governo.

Os blocos de petróleo e as estatais do Brasil seguem arrematados pela iniciativa privada com a retomada do Plano de Desestatização, iniciado pela gestão do governo anterior e, agora, ganha ainda mais força no governo atual. Essas privatizações podem impactar fortemente os mercados do setor onshore e offshore.

Entre os principais efeitos destacam-se a ausência da intervenção do Estado nos preços dos combustíveis quanto ao custo gerado ao bolso do consumidor final, deixando a responsabilidade nas mãos do setor privado, de cunho generalizadamente lucrativo, onde o capital é o bem maior.

Quanto às diretrizes que definirão o caminho dos setores onshore e offshore, apesar das incertezas, a expectativa é de que o mercado brasileiro supere a margem de investimentos e cresça de maneira justa economicamente e socialmente, gerando lucro, empregos e desenvolvimento, segundo a equipe econômica do governo e as instituições financeiras.

Ainda segundo matéria publicada no Época, foi exposto que setor de óleo e gás no Brasil está em plena revolução e, diante do ritmo acelerado das mudanças, agentes públicos e privados vivem momentos decisivos para garantir um ambiente saudável de negócio, capaz de atrair investimentos e gerar empregos, com segurança jurídica e ampla concorrência. O governo federal estima que, em dez anos, seja investido R$ 1,4 trilhão no setor. Só na exploração e produção de petróleo e gás terrestres (onshore), a expectativa é dobrar a produção e gerar 700 mil empregos até 2030.
Fonte: clickpetroleo

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Os próximos dez anos nos mercados de petróleo

Com 2019 cheio de eventos encerra uma década de turbulência nos mercados de petróleo, em que os preços do petróleo Brent flutuaram de US $ 125 por barril em 2012 para US $ 30 por barril em janeiro de 2016.

A turbulência geopolítica, o crescimento econômico, a alta produção de xisto dos EUA e as várias políticas da Opep para tentar definir as tendências dos preços do petróleo marcaram a década que está chegando ao fim.

Para a década que começa em 2020, os principais fatores que determinam o preço do petróleo provavelmente serão semelhantes aos que vimos na década passada, escreve Andy Critchlow, chefe de notícias da EMEA na S&P Global Platts .

O estado da economia global, o crescimento da produção e exportações de petróleo dos EUA e a aliança da OPEP + entre o cartel e uma dúzia de produtores não-OPEP liderados pela Rússia continuarão a influenciar o preço do petróleo até 2030.

Surtos geopolíticos e políticas de sanções dos EUA a grandes produtores de petróleo, incluindo Irã e Venezuela, também moldarão o lado da oferta do mercado nos próximos anos.

Do lado da demanda, a crescente participação de energias renováveis ​​no mix de energia e o aumento do uso de veículos elétricos (VEs) começarão a deslocar volumes significativos de demanda de combustíveis fósseis na geração de energia e de petróleo no transporte durante a próxima década, dizem muitos analistas . As crescentes preocupações climáticas também podem começar a impactar as decisões de investimento na produção de novos combustíveis fósseis, incluindo o petróleo.

O quadro fundamental de oferta e demanda provavelmente será “mais do mesmo”, mas o impulso e as políticas em direção a economias mais verdes podem ser o novo fator que molda os mercados de petróleo e influencia os preços do petróleo na próxima década.

De acordo com a S&P Global Platts Analytics, a energia alternativa – incluindo fontes renováveis, maior penetração de veículos elétricos e uso de hidrogênio – “limitará a demanda geral por combustíveis fósseis.

“Quando entramos em uma nova década, o complexo de energia parece que tudo está em cascata em direção a uma corrida ao fundo”, disse a S&P Global Platts Analytics em uma nota de pesquisa.

Muitas previsões prevêem um pico de demanda de petróleo por volta de 2030 ou na década de 2030. A demanda global de petróleo atingirá seu pico em meados da década de 2020 e se estabilizará na década de 2030, afirmou a Agência Internacional de Energia (AIE) em seu último World Energy Outlook anual.

“A demanda de petróleo por frete de longa distância, transporte e aviação e petroquímica continua a crescer. Mas seu uso em automóveis de passageiros atinge o pico no final dos anos 2020 devido a melhorias na eficiência de combustível e troca de combustível, principalmente em eletricidade. Custos de bateria mais baixos são uma parte importante da história: os carros elétricos em algumas das principais mercados breve tornar-se um custo competitivo, em uma base de custo total de propriedade, com os carros convencionais “, a AIE disse em sua perspectiva para 2040.

Sem surpresa, a OPEP continua vendo o petróleo como o combustível com a maior participação no mix global de energia até 2040. A Organização dos Países Exportadores de Petróleo espera que os VEs detenham apenas 13% da frota mundial de automóveis em 2040 e vejam a maioria do crescimento ainda em veículos convencionais de motor de combustão interna.

A Opep também alerta desde o colapso do preço do petróleo em 2015-2016 que os investimentos reduzidos em petróleo convencional após a queda do preço começarão a impactar a oferta global de petróleo na década de 2020. Até 2040, o mundo precisará de US $ 10,6 trilhões em investimentos totais em petróleo, disse a OPEP em seu World Oil Outlook 2019 em novembro.

Na nova década, a Opep e seus aliados no atual pacto da Opep + terão que contar com a produção de xisto dos EUA, onde o crescimento está desacelerando atualmente, à medida que os preços permanecem limitados em uma faixa estreita. Mas a produção dos EUA ainda aumentará em 2020, em mais de 1 milhão de bpd, de acordo com quase todas as principais previsões. A produção de xisto nos EUA deve começar a declinar no meio ou no final da década de 2020, segundo estimativas da Opep.

A aliança OPEC + será testada já em março próximo, quando os parceiros se reunirão para discutir como proceder com seus cortes de produção.

A próxima década também testará a relevância da OPEP no mercado global de petróleo, considerando o crescimento da oferta de países fora do pacto de produção, a crescente participação de fontes renováveis ​​e VEs em meio à queda nos custos de tecnologia e as crescentes preocupações com as mudanças climáticas.

O crescimento econômico mundial e as recessões, sem dúvida, também impactarão a demanda e os preços do petróleo na próxima década. O Oriente Médio, sempre inquieto, com o antagonismo entre o Irã e a Arábia Saudita e as potências globais disputando influência em uma região que abriga um quinto do suprimento diário de petróleo do mundo.

Fonte: clickpetroleo

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IBP solicita ao governo do Brasil inclusão de navios-tanque em projeto de incentivo à cabotagem

Programa BR do Mar, ainda não lançado pelo governo do Brasil, visa a ampliação da cabotagem na matriz logística brasileira, segundo PPI.

O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) solicitou aos ministérios da Economia e Infraestrutura, através do envio de uma carta, a avaliação do governo sobre a inclusão de embarcações do tipo navios-tanque no projeto BR do Mar, programa ainda não lançado que visa incentivar a navegação de cabotagem no Brasil. Veja também que Ministro de Minas e Energia vai discutir programa que visa investimentos no setor de petróleo e gás onshore de R$ 4 bi anuais até 2030

A instituição representa as empresas de petróleo atuantes no Brasil e analisa que as normas atuais podem levar a um gargalo no escoamento da produção de hidrocarbonetos, podendo impactar de maneira negativa no aumento da produção e exploração do setor.

O Brasil atualmente produz cerca de 3 milhões de barris por dia, sendo a maior parte no setor offshore, que já representa mais de 60% da produção total, e a previsão é de aumento até 2030. Esse óleo é, muitas vezes, movimentado até a costa através de navios-tanque.

Segundo a carta, o crescimento da demanda por navios-tanque e as restrições do mercado é a maior atenção do IBP, caso a categoria não seja contemplada pela iniciativa do governo em facilitar e desburocratizar o processo de cabotagem.

“Na prática, além de não existirem navios tanqueiros mais sofisticados de bandeira brasileira, também não existem tanqueiros convencionais de bandeira brasileira disponíveis no mercado. Resta às empresas de petróleo contratarem a intermediação a um número bastante limitado de EBNs que oferecem o transporte de cabotagem por meio da contratação de embarcações estrangeiras disponibilizadas por armadores internacionais especializados no transporte de petróleo”, consta no documento.

O projeto BR do Mar tem como principal objetivo ampliar a cabotagem na matriz logística do Brasil a partir do estímulo ao segmento a partir de “segurança para participação de embarcações estrangeiras no transporte de cargas por cabotagem”, segundo Programa de Parceiras e Investimentos (PPI).

Fonte: clickpetroleoegas

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Retomada das atividades da mineradora Samarco vai reabrir 130 empresas e gerar 5 mil vagas de emprego

Samarco recebeu licença ambiental e está liberada para retomar as atividades, que devem começar em 2020 e gerar cerca de 5 mil vagas de emprego no Espírito Santo

A volta da mineradora Samarco, no segundo semestre de 2020, deve criar 5 mil vagas de emprego. A empresa que ganhou o sinal verde para voltar operar, reacende entre as autoridades e a indústria o otimismo não só para novos empregos como encrementos para a arrecadação do Espírito Santo.

Além da volta das usinas da mineradora, também serão reabertas 130 empresas. Sendo, 30 prestadoras de serviços, incluindo indústrias, e 100 são estabelecimentos comerciais, segundo dados das federações do Comércio (Fecomércio-ES) e da Indústria (Findes) do Espírito Santo.

De acordo com José Lino Sepulcri, presidente da Fecomércio, 30% das empresas reabertas são da Grande Vitória, 30% em Guarapari e os outros 40% em Anchieta, Iconha e Cachoeiro de Itapemirim.

A estimativa com a retomada das atividades da mineradora Samarco é que sejam criados 5 mil empregos nessas empresas, sendo 500 diretos e 4.500 indiretos. De acordo com o comunicado feito pela mineradora, as atividades serão retomadas até final de 2020e o reinício se dará com apenas 26% da capacidade produtiva.

Entres as empresas que estarão de volta estão, por exemplo, indústrias de metalmecânica, usinagem, estrutura, montagem e manutenção industrial e empresas de Tecnologia da Informação e transporte. Entre os estabelecimentos comerciais, vão ser reabertas lojas de ferramentas, material elétrico, chapas, material de construção, entre outras, segundo José Lino.

Dirceu Porto, secretário da Fazenda de Anchieta, informou que é perceptível que há muitos pontos comerciais fechados e queda no movimento dos que se mantiveram abertos: “Só com essa notícia, a cidade já respira mais tranquila.”

Já o presidente da Câmara de Dirigentes Lojistas (CDL ) do municipio, Vinicius Alcântara, explicou que a maioria dos comerciantes está trabalhando hoje com número de empregados reduzido.

Vagas offshore para atividades em FPSO e Flotel
Muitas vagas em Macaé para atender Multinacional de óleo e gás
Emprego a vista, Petrobras licita manutenção de FPSO’s com previsão de início em maio de 2020
A empresa teve suas atividades paralisadas desde em 2015 por conta do desastre de Mariana, em Minas Gerais que deixou 19 mortos e destruiu o povoado de Bento Rodrigues, provocando estragos também no Norte capixaba, com graves danos à população à margem do Rio Doce.

A mineradora informou que deverá implementar um novo sistema de filtragem de rejeitos, que deve durar 12 meses a partir da obtenção da Licença de Operação Corretiva (LOC), que ocorreu no dia 25 de outubro. De acordo com Rodrigo Vilela, presidente da empresa, as novas tecnologias de filtragem aumentarão a segurança.

Fonte: clickpetroleoegas

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Sete Brasil aceita proposta e obras das sondas do Brasfels e Jurong serão retomadas

Proposta estava em análise pelos credores da Sete Brasil, que aprovaram a venda das sondas para a britânica Magni Partners.

Após intenso período de análise, os credores da Sete Brasil aprovaram a proposta da Magni Partners de aquisição das quatro sondas que estão com as obras paralisadas nos estaleiros Brasfels, em Angra dos Reis (RJ) e Jurong, em Aracruz (ES).

Vale lembrar que a proposta da empresa britânica era 54% inferior ao valor de avaliação da Sete Brasil, o que demandou um prazo maior de análise dos credores, visto que por estar em recuperação judicial, a proposta precisava do crivo destes em assembléia.

A Sete Brasil estipulou um valor minimo de US$ 554 milhões pelas quatro sondas, sendo que as Semissubmersíveis Urca e Frade estão no Brasfels e os navios-sonda arpoador e Guarapari estão no estaleiro Jurong.

A proposta da britânica Magni Partners foi de US$ 250 milhões nas quatro unidades e venceu a sua única concorrente no certame, o próprio estaleiro Brasfels, controlado pela Keppels, que fez proposta somente por duas sondas, as que estão sob sua construção, US$ 35 milhões para a Urca e US$ 15 milhões para a Frade. Durante as negociações os credores conseguiram que a Magni Partners aumentasse a proposta para US$ 296 milhões em troca de melhores condições com os estaleiros construtores.

Comenta-se que a Magni terminará as sondas e depois as venderá confiando no contrato de afretamento de 10 anos com a Petrobras a uma taxa diária de US$ 299 mil (cada). A Etesco foi a operadora escolhida para operar as sondas.
A venda das unidades representa um pequeno alívio para os caixas da Sete Brasil, visto que as dívidas da companhia estão em cerca de R$ 18 bilhões.

A derrocada

A venda das plataformas fazem parte do processo de recuperação judicial da companhia e os credores da Sete Brasil participantes do processo são ao todo 22, incluindo os estaleiros Keppel fels (Brasfels) e Jurong, ou seja, 12 acionaistas (BTG Pactual, Luce, EIG Global Energy Partners, Lakeshore, Previ, Petros, Funcef, Valia e FI-FGTS, Santander, Bradesco e Petrobras), cinco bancos e mais cinco estaleiros.

A Sete Brasil foi criada em 2010 para explorar o petróleo do pré-sal descoberto anos antes. Tendo em vista a alta demanda por perfurações a empresa contratou com estaleiros nacionais 29 sondas, sendo 28 para atender contratos com a Petrobras, com investimentos estimados em US$ 26,4 bilhões.
A partir de 2015 com a queda do preço do petróleo e as consequências das investigações da operação Lava Jato os contratos foram paralisados, os financiamentos interrompidos e as obras paralisadas nos estaleiros causando imenso impacto econômico e social.

Fonte: clickpetroleoegas

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Após pacto entre Petrobras e Sete Brasil, montagem de navios sonda no Espírito Santo sairá do Papel

Os navios-sonda Arpoador e Guarapari que estão no Estaleiro Jurong Aracruz, impulsionará a geração de empregos e economia após novo acordo que a Petrobras fez na última semana

Os termos aprovados entre a Petrobras e Sete Brasil no dia 20/12/2019,que acarretará em ótimas notícias para a industria naval do Espírito Santo. Os navios sonda Arpoador e Guarapari, que estão paradas no Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), na cidade de Aracruz, podem ser retomadas agora em 2020.

A estatal informou que vai manter os acordos de afretamento e manutenção destas unidades e de outras duas que irão para o Estaleiro Brasfels, na cidade de Agra dos Reis, no Rio de Janeiro. O valores se mantiveram em R$ 299 milhões em taxa diária e 10 anos de operações, afirma Durval Freitas, coordenador da Findes ( Federação das Indústrias do Estado)

” Os dois vão para o EJA, o que representa uma alavancagem significativa para o estaleiro, que vai estar com a plataforma P-71 e mais 2 sondas em construção, isso dá uma estabilidade na produção do Jurong, porque viabiliza a manutenção e funcionamento dele”, acrescenta.

Petrobras sai de contratos de outras 24 sondas
Contratos anteriores feitos entre a Petrobras, Sete Brasil e FIP Sondas foram distratadas com a saída da estatal do quadro societário, que inclue também a saída/exclusão de projetos referentes a 24 unidades offshore. Desde o início das investigações da Operação Lava Jato, do Ministério Público Federal do Paraná, os empreendimentos da Sete Brasil estão interrompidos.

Até o dia 30 de junho de 2020, as regras de governança devem entrar em vigência entre a Sete Brasil e as outras empresas.

Nos dias atuais, o EJA está com cerca de 2500 empregados diretos e indiretos, este valor poderá aumentar eventualmente porque estes novos empreendimentos estimularão a cadeia de fornecedores e prestadores de serviços locais, a previsão é de pelo menos mais 3 anos de vagas de emprego e fomento da economia.

Fonte: clickpetroleoegas

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