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MERCADO DE TRABALHO – Especialistas de Inspeção

Construção de refinaria e fábrica de lubrificantes no Espírito Santo pode atrair R$ 2 bilhões

A Oil Group e a EnP assinaram nesta sexta (29) um acordo para desenvolver o projeto de construção da Refinaria Espírito Santo (RefinES) e da Fábrica Capixaba de Lubrificantes e Asfalto (LubCap). A expectativa das empresas é que as obras captem investimento na ordem de R$ 2 bilhões para os dois projetos.

As empresas esperam que os estudos de viabilidade e licenciamento ocorram até o final do ano que vem, com as obras estimadas para começarem em 2022. As cidades que receberão os empreendimentos serão definidos posteriormente.

A RefinES terá capacidade inicial de 30 mil barris por dia, com refino de gasolina, diesel, óleo diesel marítimo e óleo combustível — a empresa trabalha com projetos modulares, que podem ser expandidos futuramente. A LupCap é pensada para produzir, inicialmente, mil barris por dia de lubrificantes e 500 toneladas por dia de asfalto, com possibilidade de aproveitamento do petróleo pesado produzido em terra no Espírito Santo.

“Pelas condições privilegiadas do Espírito Santo, como localização estratégica, ambiente de negócios nota A e a combinação de produção terrestre e marítima de diferentes tipos de óleo, o estado foi escolhido para esses dois empreendimentos”, explicou o CEO da EnP, Márcio Felix.

O acordo foi assinado em cerimônia por videoconferência e contou com a presença do secretário de Desenvolvimento do ES, Marcos Navarro.

Esta semana, a Oil Group assinou um acordo para desenvolver uma refinaria de 20 mil barris por dia de capacidade no Porto do Açu, no Rio de Janeiro. Os planos da companhia para o Sudeste e Nordeste são investir em plantas maiores, expansíveis — no Açu, projeto contempla uma expansão para 50 mil barris/dia. Em outra frente, no Nordeste e Centro-Oeste, vê oportunidade para minirefinarias.

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Fonte : epbr

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Frota de caminhões movida a gás pode ser solução para desenvolvimento de mercado e geração de empregos após pandemia de Covid-19 no país.

Empresas com atuação no Brasil estão se movimentando para inserir caminhões movidos a gás, biometano e até mesmo elétricos na frota brasileira, em iniciativas que incluem a abertura de uma frente de competição no mercado de combustível, mirando deslocar o consumo de diesel por veículos pesados.

A mudança nas frotas é apontada também como alternativa para interiorizar o consumo pelo energético, ajudando a desenvolver o mercado de gás natural, com benefícios ambientais .

“A dependência 100% ao diesel é um tema que fica cada dia mais difícil de ser defendido do ponto de vista da sustentabilidade, uma vez que as emissões de CO2 de automóveis, caminhões e ônibus contribuem para o aumento da poluição global”, afirma Silvio Munhoz, diretor comercial da Scania no Brasil.

Segundo ele, a comparação com um veículo similar a diesel impressiona: “na utilização de GNV [gás natural veicular] ou GNL [Gás Natural Liquefeito] a redução é de até 15% no nível de emissão de CO2. No caso do biometano, a diminuição pode chegar a até 90%”.

Estudo do Fapesp Shell Research Centre for Gas Innovation (RCGI) analisou quatro cenários possíveis com a criação de rotas no interior de São Paulo em que os veículos pesados usassem GNL em lugar do diesel – no melhor deles, a adoção do GNL reduziria em até 40% o custo do combustível, em 5,2% as emissões de CO2 equivalente (Co2e); em 88% as de material particulado; e em 75% as de óxidos de nitrogênio (NOx).

Diante da pandemia de covid-19, o consumo de combustíveis automotivos caiu drasticamente no Brasil, mas analistas apontam que o mercado pode retornar à normalidade com a mesma velocidade, impulsionado pela demanda do agronegócio brasileiro e retomada das atividades comerciais e industriais.

Estudos da EPE, publicados antes da crise, mostram que até 2030 haverá um déficit na oferta do combustível no país. A demanda pelo derivado importado também vem aumentando. Ano passado, o país bateu recorde na importação do diesel, representando 22,6% da demanda interna, ou 13 bilhões de litros.

“A condição necessária é que o custo se mantenha estável e competitivo comparando-o ao do óleo diesel, para permitir aos clientes o correto planejamento dos investimentos de renovação de frota”, acredita Alexandre Capelli, gerente de Engenharia de Produto e Inovação da Iveco.

No governo federal, a criação de eixos rodoviários com infraestrutura para abastecimento de veículos a gás natural é visto como uma saída para desenvolvimento de mercado regionais no interior do país.

A inspiração vem justamente dos corredores azuis na Europa. “A expansão da infraestrutura de abastecimento de GNL na Europa decorreu de parceria entre empresas nos diversos elos da cadeia de valor (empresas de petróleo e gás, distribuidoras de gás, montadoras, postos de abastecimento), em conjunto com o poder público”, cita relatório do BNDES publicado esta semana.

O projeto Corredor Azul de GNL, concluído em 2018, durou cinco anos e contou incialmente com uma frota de 140 caminhões (78% Iveco e 22% Volvo) e 12 postos do combustível. Atualmente, existem 3.631 postos de GNC e 201 postos de GNL na região, segundo informações citadas pelo BNDES.

“Temos notado crescente interesse por veículos a gás no mercado, enxergando uma demanda e, deste modo, temos planos para uma produção local, mas sem datas definidas ainda”, afirma Alexandre Capelli.

A vizinha Argentina saiu na frente. Este ano, a Iveco começou no país a comercialização de semipesados e pesados da linha Natural Power, movidos a GNC.

“Esta linha responde a uma mudança da matriz energética do nosso país” afirmou na ocasião do lançamento, Francisco Spasaro, diretor comercial de Iveco Argentina.

Eles esperam uma redução nos custos de 40 a 50% com uso do gás no lugar do óleo diesel. Por lá, o GNV custa cerca de 40% do diesel – no Brasil, a relação é bem menos vantajosa, entre 80 e 85% do preço do óleo.

Caminhões chineses e GNL podem acelerar transição
Atuando em duas pontas, na distribuição de GNL e na importação de caminhões chineses movidos á gás, a empresa de logística Alliance GNLog desenvolve um mercado baseado no transporte de isocontainers de GNL para as operações de pequena escala da Golar Power, que por outro lado será fornecedora de GNL para a frota da Alliance, com cerca de 100 veículos.

“Com base nas prospecções comerciais iniciais, identificamos o potencial de introdução de cerca de mil caminhões, nos próximos 12 meses. Os investimentos somente na aquisição desses veículos são da ordem de USD 120 milhoes”, afirma Ricardo Rezende, diretor geral da Alliance GNLog.

Num primeiro momento, os caminhões da montadora Shacman, representada pela Alliance no Brasil, serão importados da China. Segundo Rezende “o plano é instalarmos uma montadora da marca no país, num horizonte de dois anos”. Ele esclarece que a Alliance não fará a venda dos veículos.

Como resultado, espera-se que o mercado acelere a substituição de diesel por GNL. “A expectativa é que haja aumento da procura por esses caminhões, e estamos prontos para fazer frente à essa demanda”.

Para que a introdução desses novos veículos possa ser feita na escala desejada e num preço compatível aos modelos diesel, Rezende entende que é fundamental a redução nos impostos sobre as importações, como prometido pelo governo.

“Isso criará condições para que levemos a cabo o plano de nacionalização, gerando demanda inicial para os caminhões GNL, criando um mercado e respaldando assim novos investimentos”.

Biometano é solução ainda mais limpa

A Scania, em parceria com a ZEG, empresa de geração de energia renovável, também colocou em operação um modelo off-road, 100% movido a biometano no país.

O projeto inédito está em andamento nas usinas da São Martinho, um dos maiores grupos sucroalcooleiros do Brasil. A ideia é instalar plantas de produção, em estruturas de médio porte desenvolvidas pela ZEG, no interior do país, onde atualmente a oferta de gás natural é inexistente, em parceria com empresas de agronegócio.

“Utilizando resíduos orgânicos conseguimos produzir um combustível de excelente qualidade, com performance equivalente ao gás natural”, explica Daniel Rossi, CEO da ZEG.

O biometano é o biogás purificado e pode ser oriundo de dejetos animais e humanos. Segundo a Associação Brasileira do Biogás (Abiogás), considerando toda a biomassa produzida no Brasil, 70% do diesel utilizado para o transporte poderia ser substituído automaticamente pelo biometano, seja oriundo do agronegócio ou do tratamento de esgoto.

“Este combustível é inteiramente sustentável. O Brasil tem essa vocação para o biogás que nenhum outro país tem. E, um dos fatores, é sermos uma potência agrícola, sendo o maior produtor de resíduos agrícolas”, afirma Munhoz, da Scania.

Sem solução única, caminhões elétricos são alternativa

A Scania inclui em seus planos para o Brasil a produção de veículos híbridos – previstos para serem inseridos no novo programa de investimentos de 2021 a 2024 – e, no longo prazo, caminhões elétricos.

“Não haverá um única solução, somente uma matriz energética. Para o Brasil, entendemos que, pela vocação, o gás é a melhor solução imediata. A Scania está vivenciando uma mudança fundamental no que se refere ao transporte para o ecossistema da mobilidade ideal: veículos elétricos. Este é o futuro, certamente. Mas, antes devemos passar pela tecnologia movida a gás e biometano no Brasil”, afirma Silvio Munhoz. A Scania entende que ainda não há viabilidade econômica do elétrico por aqui.

A Volkswagen, por sua vez, chegou a anunciar planos de produção de caminhões elétricos no Brasil, a partir de meados de 2020, na planta de Resende (RJ). O modelo de estreia era um veículo para entregas urbanas, desenvolvido no país.

Segundo Alexandre Capelli , da Iveco “os produtos que fazem parte do portfólio internacional da marca, inclusive os elétricos, são avaliados para serem lançados no Brasil”. No mercado europeu, a empresa, em parceria com a Nikola, pretende distribuir caminhões tipo “cab-over” elétricos e de célula de combustível de hidrogênio.

“As empresas começaram a desenvolver o primeiro caminhão: o Nikola TRE elétrico. O caminhão pesado será fabricado na planta da Iveco em Ulm, na Alemanha”, conta Capelli.

Fonte:https://epbr.com.br/

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COMUNICADO ABENDI

Entidades solicitarão reunião com Presidente da PETROBRAS

A ABENDI, ABRACO, ABRAMAN e FBTS, entidades tecnológicas e certificadoras, estão solicitando uma reunião com a Presidência da PETROBRAS.
O objetivo principal é levar a preocupação das entidades com o atual cenário nacional e internacional do mercado de óleo e gás, principalmente a situação dos profissionais certificados em ensaios não destrutivos & inspeção, pintura industrial, manutenção e soldagem.
O país já tinha atravessado uma crise nos últimos anos, com forte retração industrial, e havia uma expectativa de retomada para o presente 2020, porém o advento do covit-19 trouxe consequências desastrosas para a economia nacional.
A indústria brasileira tem reduzido de forma significativa a sua atividade e a infraestrutura vem sendo seriamente prejudicada. O capital intelectual do setor, duramente construído, vem sendo seriamente comprometido e teme-se pela perda de um grande número de profissionais especialistas de inspeção, com larga experiência e conhecimento, cuja competência é internacionalmente reconhecida.

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A ARMADILHA CHINESA: O MUNDO ESTÁ ALIMENTANDO UM ENORME DRAGÃO E FICARÁ REFÉM DELE

A ARMADILHA CHINESA: O MUNDO ESTÁ ALIMENTANDO UM ENORME DRAGÃO E FICARÁ REFÉM DELE

04/04/2020 às 06:37

Alguns conhecidos voltaram da China impressionados.

Um determinado produto que o Brasil fabrica em um milhão de unidades, uma só fábrica chinesa produz quarenta milhões…
A qualidade já é equivalente. E a velocidade de reação é impressionante.

Os chineses colocam qualquer produto no mercado em questão de semanas…
Com preços que são uma fração dos praticados aqui.
Uma das fábricas está de mudança para o interior, pois os salários da região onde está instalada estão altos demais: 100 dólares.
Um operário brasileiro equivalente ganha 300 dólares no mínimo que acrescidos de impostos e benefícios representam quase 600 dólares.
Quando comparados com os 100 dólares dos chineses, que recebem praticamente zero benefícios…. estamos perante uma escravatura amarela e alimentando-a…
Horas extraordinárias? Na China…? Esqueça !!!
O pessoal por lá é tão agradecido por ter um emprego que trabalha horas extras sabendo que não vai receber nada por isso…
Atrás dessa “postura” está a grande armadilha chinesa.
Não se trata de uma estratégia comercial, mas sim de uma estratégia “de poder” para ganhar o mercado ocidental.
Os chineses estão tirando proveito da atitude dos ‘marqueteiros’ ocidentais, que preferem terceirizar a produção ficando apenas com o que ela “agrega de valor”: a marca.
Dificilmente você adquire atualmente nas grandes redes comerciais dos Estados Unidos da América um produto “made in USA”.
É tudo “made in China”, com rótulo estadunidense.
As Empresas ganham rios de dinheiro comprando dos chineses por centavos e vendendo por centenas de dólares…
Apenas lhes interessa o lucro imediato e a qualquer preço.
Mesmo ao custo do fechamento das suas fábricas e do brutal desemprego. É o que pode-se chamar de “estratégia preçonhenta”.
Enquanto os ocidentais terceirizam as táticas e ganham no curto prazo, a China assimila essas táticas, cria unidades produtivas de alta performance, para dominar no longo prazo.
Enquanto as grandes potências mercadológicas que ficam com as marcas, com os designes…suas grifes, os chineses estão ficando com a produção, assistindo estimulando e contribuindo para o desmantelamento dos já poucos parques industriais ocidentais.
Em breve, por exemplo, já não haverá mais fábricas de tênis ou de calçados pelo mundo ocidental. Só haverá na China.
Então, num futuro próximo veremos os produtos chineses aumentando os seus preços, produzindo um “choque da manufatura”, como aconteceu com o choque petrolífero nos anos setenta. Aí já será tarde demais.
Então o mundo perceberá que reerguer as suas fábricas terá um custo proibitivo e irá render-se ao poderio chinês.
Perceberá que alimentou um enorme dragão e acabou refém do mesmo.
Dragão este que aumentará gradativamente seus preços, já que será ele quem ditará as novas leis de mercado, pois será quem manda, terá o monopólio da produção .
Sendo ela e apenas ela quem possuirá as fábricas, inventários e empregos, é quem vai regular os mercados e não os “preçonhentos”.
Iremos, nós e os nossos filhos, netos… assistir a uma inversão das regras do jogo atual que terão nas economias ocidentais o impacto de uma bomba atômica… chinesa.
Nessa altura em que o mundo ocidental acordar será muito tarde.
Nesse dia, os executivos “preçonhentos” olharão tristemente para os esqueletos das suas antigas fábricas, para os técnicos aposentados jogando bocha no clube, e chorarão sobre as sucatas dos seus parques fabris desmontados.

E então lembrarão, com muitas saudades, do tempo em que ganharam dinheiro comprando “balatinho dos esclavos” chineses, vendendo caro suas “marcas-grifes” aos seus conterrâneos.
E então, entristecidos, abrirão suas “marmitas” e almoçarão as suas marcas que já deixaram de ser moda e, por isso, deixaram de ser poderosas pois foram todas copiadas….
REFLITAM E COMECEM A COMPRAR – JÁ – OS PRODUTOS DE FABRICAÇÃO NACIONAL, FOMENTANDO O EMPREGO EM SEU PAÍS, PELA SOBREVIVÊNCIA DO SEU AMIGO, DO SEU VIZINHO E ATÉ MESMO DA SUA PRÓPRIA… E DE SEUS DESCENDENTES.

Luciano Pires.
Diretor de marketing da Dana e profissional de comunicação

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MÉTODO ENGENHARIA GANHA CONTRATO PARA MANUTENÇÃO DA REFINARIA DE CAPUAVA

MÉTODO ENGENHARIA GANHA CONTRATO PARA MANUTENÇÃO DA REFINARIA DE CAPUAVA

frrA  Método Potencial Engenharia assinou de contrato com a Petrobrás para serviços de manutenção e projetos em equipamentos e sistemas auxiliares, que serão realizados durante a parada de manutenção programada da  Refinaria Capuava (RECAP), localizada no Polo Petroquímico do Grande ABC, em São Paulo. O contrato, no valor de R$ 27,944 milhões, tem a duração estimada de dez meses e os trabalhos devem estar concluídos em outubro de 2020. O Diretor Executivo da Unidade de Negócios de Construção e Montagens Industriais da Método, Joel Peito, conta que  o pico dos trabalhos deve acontecer entre junho e julho, quando ocorre, efetivamente, a parada da refinaria. “Este novo contrato com a RECAP confirma nossa competência na realização de serviços de manutenção em refinarias”, afirmou.  Há alguns anos, a Método executou, com sucesso, serviços de manutenção nos Tanques P-801-F e P-801-K. Ao todo, a Método executou 122 contratos desde 1988, na RECAP.

Edson Siqueira Rosa, Gerente de Orçamento e Propostas da Unidade Industrial, diz que “Devemos ter cerca de 420 pessoas trabalhando durante a parada, recapempenhados em atividades variadas e intervenções no bloco de destilação, na área fria e no flare, além de utilidades, muitas das quais realizadas em áreas confinadas e com altura limitada.” Ele também destaca a experiência da Unidade Industrial da Método na gestão e realização desse tipo de trabalho, que envolve um número elevado de profissionais atuando em áreas de risco.

Uma das três áreas de negócio da Método, a Unidade Industrial responde por grande parte dos negócios da Método e vem crescendo muito rapidamente, puxada pelo segmento de Óleo & Gás, bem como pelos setores de Energia, Indústria de Transformação, Portos e Infraestrutura, que totalizam hoje mais de 420 contratos. Já no início de 2020, a Método foi selecionada pela Braskem para realizar serviços de construção e montagem na unidade do Polo Petroquímico do Grande ABC (SP), durante a sua Parada Geral de Manutenção. Por meio de uma joint-venture com a Shandong Kerui, a Método é responsável também pelas obras da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do COMPERJ, no Rio de Janeiro, maior obra de engenharia do setor de O&G em andamento hoje no país e a maior da Petrobrás pós Lava-Jato.

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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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