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Medidas para setor de petróleo e gás serão anunciadas na próxima semana

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

O governo federal deve novas medidas para estimular o setor de petróleo e gás. Segundo o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, os detalhes do anúncio serão definidos em reunião com a presidenta Dilma Rousseff e o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) em 25 de janeiro de 2016.

Braga esteve em 20 de janeiro de 2016 à tarde com Dilma para tratar do assunto, mas os detalhes não foram fechados. "Nós imaginávamos que conseguiríamos equacionar tudo hoje, mas não conseguimos", disse Braga. As medidas serão anunciadas em 26 de janeiro de 2016. "Existe uma série de propostas que estão em discussão, mas estamos conversando com vários setores", disse.

Em 19 de janeiro de 2016 Braga reuniu-se com a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Magda Chambriard.

Recentemente, o ministro disse que o governo está concluindo estudos de medidas regulatórias para a alavancar o setor de petróleo e gás, que enfrenta problemas com o preço internacional e cortes de investimentos. Segundo Braga, as medidas terão impacto na desoneração do custo de produção e, portanto, na atratividade do investimento.

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Nível de reservatórios sobe; termelétricas seguirão ligadas

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

Apesar de uma melhora no nível dos reservatórios das hidrelétricas neste ano em relação ao ano passado, ainda não há uma definição do governo sobre a possibilidade de desligar as termelétricas que foram acionadas para garantir a oferta de energia para o país. O uso das usinas térmicas aumenta o preço da energia, refletido na aplicação da bandeira tarifária vermelha nas contas de luz de todos os consumidores.

Em agosto de 2015, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) determinou o desligamento de usinas térmicas com maior custo de geração. A medida foi proposta pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), devido à recuperação de parte dos níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Segundo o Ministério de Minas e Energia (MME), isso gerou uma economia de R$ 5,5 bilhões no segundo semestre de 2015 e permitiu que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reduzisse o valor da bandeira tarifária vermelha de R$ 5,50 para R$ 4,50 por quilowatt-hora consumidos.

Mas, de lá para cá, não houve nova determinação do CMSE para que outras térmicas fossem desligadas. Na reunião mais recente do grupo, há uma semana, foi determinado que ONS deverá continuar acompanhando as condições hidroenergéticas do Sistema Interligado Nacional para, em função da sua evolução, propor ao CMSE a definição da geração térmica necessária para a garantia do atendimento energético do país.

Na avaliação do presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales, a energia das termelétricas deverá continuar sendo usada pelo menos até abril, quando termina o período mais chuvoso no país, para que se possa para avaliar as condições dos reservatórios das hidrelétricas e decidir sobre a possibilidade do desligamento. “Aí então se terá segurança para poder, eventualmente, promover o desligamento parcial dessas usinas”, diz. Atualmente, as termelétricas que estão ligadas geram cerca de 14 mil megawatts médios de energia.

O nível dos reservatórios do Subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que é responsável por cerca de 70% do armazenamento de água para a geração de energia no país, está em 39,1% atualmente. Em janeiro de 2015, o nível chegou a 16,8%. “Não é um número espetacular, é relevante em relação a 2015, mas historicamente, nesta época os níveis são mais elevados. Mas é uma melhora significativa”, destaca Sales.

A situação dos reservatórios do Sul é ainda mais confortável. O nível de armazenamento das hidrelétricas da região está em torno de 95%, acima dos 60% registrados no ano passado. No Norte, o nível está atualmente em 19,4%, mais baixo que no ano passado, mas as chuvas dos próximos meses na Região Amazônica deverão estabilizar a situação.

A situação mais preocupante é a da Região Nordeste, onde os reservatórios estão com 8,1% de sua capacidade máxima. Mas, neste caso, a demanda de energia na região é suprida pelo uso de termelétricas e usinas eólicas e também pela energia recebida de outras regiões pelo Sistema Interligado Nacional.

Segundo o Ministério de Minas e Energia, não há previsão de religar as termelétricas mais caras no Nordeste por causa da falta de água nos reservatórios. “Essas térmicas mais caras continuarão sendo usadas apenas para os seus objetivos originais: de fortalecer o sistema eventualmente, em horários de pico; de substituir outras térmicas em manutenção; ou compensar alguma restrição elétrica que dificulte o abastecimento de outra fontes”, informou a pasta.

A matriz energética brasileira é denominada hidrotérmica, ou seja, a energia que é consumida no país é produzida principalmente por hidrelétricas com complementação de termelétricas – movidas a óleo, gás natural, carvão e biomassa. Quando o nível dos reservatórios das hidrelétricas fica muito baixo, o governo determina um acionamento maior de termelétricas, para que não haja risco de faltar energia no país. No entanto, essa energia é mais poluente e mais cara que a gerada por hidrelétricas, e o custo acaba sendo repassado para os consumidores.

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AM: Gás natural veicular fica mais caro para taxistas

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

Conforme a Superintendência Municipal de Transportes Urbanos (SMTU), atualmente, 1.768 taxistas de Manaus utilizam o sistema de gás GNV

Os quase 2 mil taxistas manauenses que abastecem seus veículos com o gás natural veicular (GNV), têm sentido no bolso o peso de dois reajustes consecutivos do combustível, ocorridos em dezembro de 2015 e janeiro deste ano. Com os aumentos, o valor cobrado pelo metro cúbico ficou 21,7% mais caro e a categoria já fala em prejuízos para o setor.

Conforme a Superintendência Municipal de Transportes Urbanos (SMTU), atualmente, 1.768 taxistas de Manaus utilizam o sistema de gás GNV. Entretanto, na contramão do incentivo da conversão pelo governo do Estado, os aumentos têm causado revolta entre os profissionais. Em dezembro de 2015 o metro cúbico custava em média R$ 2,34 na bomba. Com o primeiro aumento na bomba o preço cobrado passou para R$ 2,65 ainda no final do ano passado. O segundo reajuste acrescentou mais R$ 0,20 centavos e o valor chegou a R$ 2,85, em janeiro.

De acordo com o taxista Michel Albuquerque, o valor não tem sido repassado pela categoria para os consumidores porque o preço é tabelado pela Prefeitura de Manaus, o que, para ele, deixa o taxista com o prejuízo. “Antigamente eu enchia meu cilindro de gás com R$ 28 e agora só consigo completar por R$35 dependendo da pressão. Daqui a um tempo não vai mais compensar o gás, porque ele está quase o mesmo preço da gasolina. Vai sair quase que uma coisa pela outra”, desabafou o permissionário.

Os taxistas reclamam de terem sido pego de surpresa e os aumentos não tem sido justificado, uma vez que outros combustíveis como a gasolina tem tido considerável redução do valor nos últimos dias na capital amazonense.

“É estranho esse aumento, porque não houve aumento de petróleo, pelo contrário está baixando e até a gasolina tem baixado o preço na bomba. Aumentaram a primeira vez sem aviso algum e agora aumentaram de novo e dessa vez para R$ 2,80. O governador diz que está dando incentivo para os taxistas. É um absurdo”, reclamou Edival Batista, que trabalha em um ponto de táxi no Amazonas Shopping.

Conforme o taxista, o aumento não tem compensado mais que os profissionais do segmento façam a conversão do combustível nos seus veículos, o que é incentivado pelo governo do Estado. “Não está nem compensando o taxista gastar R$ 5 mil em um kit de gás e estarmos pagando esse valor. O carro movido a gás é caro. Estamos de mãos amarradas, não temos a quem recorrer, ligamos para o Procon-AM e nada. Já fomos lá e o Procon-AM nos disse que ia tomar providencias. Mas, ninguém fez nada até agora”, afirmou Edival.

Mediação

Para o taxista Francivaldo da Silva o sindicato não tem tido o poder de mediar as negociações sobre os aumentos e teme não ser possível mais abastecer com a margem de lucro cada vez mais reduzida. “O sindicato é apenas representativo e não atuante. Não faz nada pela categoria. Pagamos apenas a taxa e não acontece nada. Se o barril do petróleo está baixando o gás natural vem na contramão, e olha que é um gás que vem aqui de Urucu, aqui no Amazonas. Nós queremos uma explicação”, cobrou.

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Dilma e Evo Morales se reúnem em fevereiro; Petrobras estaria na agenda

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

A presidente Dilma Rousseff e seu colega boliviano, Evo Morales, vão se reunir em 2 de fevereiro próximo - informou o ministro das Relações Exteriores da Bolívia, David Choquehuanca.

"Estamos trabalhando para 2 de fevereiro. Estamos organizando uma reunião de trabalho com Bolívia e Brasil, liderada por nossos presidentes", afirmou o chanceler boliviano, em entrevista coletiva.

A última vez que os dois presidentes se encontraram foi em novembro de 2015, em Paris, no âmbito da cúpula mundial sobre o clima. Na ocasião, antecipou-se que ambos se veriam novamente para tratar de "comércio, cooperação e investimento, além de retomar as relações com a Petrobras".

Existe uma ampla agenda bilateral econômica, principalmente, por um acordo de compra e venda de gás natural, o qual expira em 2019. As autoridades bolivianas do setor energético já manifestaram seu interesse em ampliar o acordo por mais 20 anos.

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Preço baixo inviabiliza pré-sal, diz diretor da AIE

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

A cotação em torno de US$ 30 por barril inviabiliza investimentos em novos projetos para extrair petróleo em alto mar, incluindo o pré-sal brasileiro, avalia a Agência Internacional de Energia (AIE). Os preços atuais tornam ainda arriscada a realização de leilões para abrir mais frentes de exploração "offshore" no futuro imediato, mas a tendência é de recuperação e o barril deve mover-se progressivamente rumo ao patamar de US$ 80 até 2020, afirma o diretor-executivo da organização, Fatih Birol.

Em entrevista durante o Fórum Econômico Mundial, Birol disse que espera crescimento da produção no Brasil em 2016 e citou expectativas "muito positivas" quanto à alta de oferta no Campo de Lula (ex-Tupi). "Para projetos futuros, essas não são boas notícias [o tombo nos preços do petróleo] para o Brasil e outros países que apostam na exploração offshore, porque ela é mais cara e complexa. Precisamos ter preços mais altos para viabilizar novos investimentos, incluindo o pré-sal."

Pela primeira vez nos registros da AIE, os desembolsos globais das petroleiras terão queda por dois anos seguidos. Houve redução de 20% em 2015; e estima-se de 16% em 2016. "Trabalho no setor do petróleo há 30 anos. Sempre houve forte discussão sobre preços, com visões diferentes entre produtores e consumidores, mas é a primeira vez que todos os países concordam que a cotação está baixa demais", diz o economista turco.

Se os preços se mantiverem na casa de US$ 30, segundo suas projeções, o PIB de países do Oriente Médio, como a Arábia Saudita, pode cair até 20%, e o da Rússia, cerca de 10% em 2016. Projetos que estavam na prateleira em países importadores, como os de óleo e gás não convencionais nos EUA, correm sério risco de paralisação. Esse desequilíbrio deve causar um "rebote" e levará à recuperação dos preços em 2017, pelo lado da oferta, mas a velocidade do movimento dependerá de três fatores relacionados à demanda: se a desaceleração chinesa será mais ou menos intensa, se o crescimento americano ficará ou não em torno de 3%, e se a Europa continuará sua trajetória de saída da crise.

Dizendo-se um amigo do Brasil, a ponto de frisar que lamentou profundamente a goleada sofrida contra a Alemanha na Copa do Mundo, Birol minimiza a crise na Petrobras: "É uma companhia muito bem estabelecida. Conversei com CEOs de muitos setores e lugares do mundo aqui em Davos. Posso lhe assegurar: todas as empresas têm seus problemas. Confio no sistema de governança brasileiro, e essa crise será superada. A Petrobras tem muito bons fundamentos e um imenso know how."

Reconhecendo o ambiente de dificuldades políticas e econômicas, Birol diz que "é normal olhar o retrato do momento", mas pede aos brasileiros que não percam de vista a "perspectiva estratégica" do país. E cita o desenvolvimento dos biocombustíveis e a descoberta do pré-sal como "marcos históricos".

O chefe da AIE pede ainda que governos pelo mundo não caiam na tentação de frear a expansão de energias renováveis por causa dos preços baixos dos combustíveis fósseis - lembra que não apenas o petróleo, mas o gás natural e o carvão estão baratos. "O apetite por renováveis pode diminuir. Peço aos governos que se mantenham capazes de aguentar o tranco."

Uma das sugestões da AIE é a redução dos subsídios globais para o consumo de combustíveis fósseis, que chegam a US$ 550 bilhões por ano, cerca de cinco vezes os montantes de apoio às fontes renováveis. Países do Oriento Médio, do Sudeste Asiático, Índia, Rússia e Venezuela puxam os subsídios.

Birol lembra o papel-chave do setor energético, que representa mais de dois terços das emissões globais de gases-estufa, para limitar em até dois graus o aumento da temperatura até o fim do século. Se todos os países cumprirem suas promessas, pelo menos 60% da expansão do parque gerador de eletricidade virá de fontes limpas nas próximas duas décadas e meia. As simulações da AIE indicam que a participação de energias renováveis na matriz atingirá 50% na Europa, 30% na China e no Japão, 25% nos EUA e na Índia em 2040.

No entanto, tudo isso pode ser insuficiente para alcançar as metas de redução das emissões definidas pelo acordo da CoP-21, em dezembro. "A saída é nos livrarmos das usinas a carvão antigas e ineficientes usinas a carvão. Na minha opinião pessoal, a energia nuclear também pode desempenhar um papel", conclui Birol.

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ANP autoriza Petrobras a antecipar produção no FPSO Cidade de Maricá

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

A Petrobras foi autorizada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a iniciar a produção antecipada na FPSO Cidade de Maricá. A unidade, com capacidade de produção de 150 mil barris de óleo por dia, será destinada à produção no pré-sal da Bacia de Santos, conectada à área de Lula Alto, no Campo de Lula (BM-S-9). É a primeira, de um total de três plataformas, prevista para entrar em operação em 2016.

A decisão foi tomada pela diretoria da autarquia em reunião em 15 de janeiro de 2016. Segundo a decisão, a produção foi autorizada antes mesmo de aprovada a revisão do Plano de Desenvolvimento da concessão, ainda em análise pela agência reguladora.

A agência também autorizou uma queima extraordinária de gás natural na unidade durante a fase de comissionamento (entrada em operação). Ao todo, a unidade tem capacidade para processar seis milhões de metros cúbicos de gás. Em contrapartida, a petroleira terá que enviar relatórios mensais com a descrição dos volumes queimados, as etapas do comissionamento e o volume de gás queimado em cada momento.

No cronograma da Petrobras, a operação da FPSO Cidade de Maricá está prevista para o primeiro semestre de 2016. Ao todo, a estatal prevê a entrada em operação de outras duas unidades de produção neste ano. Também estava prevista a entrada em operação da unidade de Teste de Longa Duração (TLD) da área de Libra, adiada para o primeiro trimestre de 2017.

O campo de Lula é operado pela Petrobras, que detém 65% de participação na concessão, em parceria com a BG E&P Brasil (25%) e a Petrogal Brasil (10%). O FPSO Cidade de Maricá é de propriedade da SBM Offshore, empresa investigada por suposta corrupção em contratos com a estatal desde a década de 90.

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Governo proíbe ANP de rever royalties enquanto petróleo estiver abaixo

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou em 22 de janeiro de 2016 resolução que impede a revisão do cálculo dos royalties até que o preço do petróleo volte aos US$ 50 por barril. A medida tem como objetivo reverter proposta da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) que aumentaria os custos das petroleiras em meio à crise do setor.

"O atual cenário mundial vem produzindo fortes impactos no mercado de petróleo e gás natural, com preços que dificultam a viabilização econômica dos investimentos", justifica o conselho, no texto publicado no Diário Oficial da União.

Os royalties são compensações financeiras pagas pelas petroleiras, que variam de acordo com o volume da produção e o preço do petróleo de cada campo. No ano passado, renderam R$ 13,8 bilhões aos cofres da União, Estados e municípios.

A revisão dos preços de referência usados para o cálculo da compensação foi colocada em consulta pública no início de 2016, segundo foi antecipado. A ANP argumenta que a fórmula atual, vigente desde 2000, está defasada.

A medida beneficiaria principalmente o governo do Rio e municípios do Estado, que é o maior produtor de petróleo do país. Por outro lado, pressiona o caixa da Petrobras em um momento de crise financeira. Cálculo feito pelo Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE) aponta que o custo extra chegaria perto de R$ 1 bilhão, considerado o impacto nos 20 maiores campos brasileiros, responsáveis por 90% da produção nacional.

De acordo com a resolução do CNPE, a ANP só poderá retomar o tema quando o petróleo se estabilizar em US$ 50 por barril, considerando a média de sete dias consecutivos. Atualmente, o barril está sendo negociado abaixo de US$ 30.

"Novos investimentos na indústria petrolífera requerem regras estáveis e prazo de vigência que permitam o planejamento de longo prazo, assegurando a manutenção dessas regras ao longo do período de realização dos investimentos e de sua remuneração", diz o texto.

A legislação dá autonomia à ANP para regular o tema, mas a agência deve seguir as diretrizes traçadas pelo CNPE, que é o órgão formulador da política energética no país, explica o advogado especialista em petróleo e gás Cláudio Pinho.

O conselho é presidido pelo ministro de Minas e Energia e composto por um grupo formado por mais oito ministros, pelo presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e por representantes dos Estados e da sociedade civil.

"Isso é uma confissão de que há falta de sintonia entre os formuladores da política econômica do setor energético e a ANP", diz Pinho, que considera positiva a decisão do CNPE. "O momento não é oportuno."

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Prêmio Petrobras de Jornalismo 2015 vai reconhecer melhor reportagem internacional

Mon, 25 Jan 2016 00:00:00 -0300

Correspondentes internacionais que atuam no Brasil já podem se inscrever na terceira edição do Prêmio Petrobras de Jornalismo. Será reconhecida a melhor reportagem feita no Brasil e publicada em veículo estrangeiro (jornal/revista, rádio, TV, ou portal de internet). Assim como na premiação nacional, as matérias estrangeiras devem estar enquadradas em um dos temas a seguir: Transparência e Governança Corporativa; Petróleo, Gás e Energia; Responsabilidade Socioambiental; Esporte; e Cultura.

As inscrições já estão abertas e deverão ser feitas até 26 de janeiro de 2016. Podem ser inscritas matérias publicadas ou exibidas entre 10 de abril de 2014 e 9 de julho de 2015. As reportagens internacionais também irão concorrer ao Grande Prêmio Petrobras de Jornalismo, disputando com as reportagens nacionais e regionais.

Os objetivos do prêmio são reconhecer a importância dos meios de comunicação e, sobretudo, dos jornalistas que participam do processo de democratização e disseminação de informações relevantes para o Brasil e internacionalmente, estimulando os profissionais a desenvolverem reportagens que contribuam positivamente para a sociedade.

As inscrições devem ser realizadas somente através do endereço eletrônico do Prêmio Petrobras de Jornalismo (http://www.premiopetrobras.com.br).

Premiações (em valores brutos)

O vencedor da categoria Internacional será premiado com R$ 18.250,00.

O vencedor do Grande Prêmio Petrobras de Jornalismo receberá R$ 31.800,00.

Os trabalhos serão avaliados por uma Comissão de Pré-Seleção, composta por oito jornalistas com experiência profissional comprovada. Os dez melhores trabalhos selecionados por área e categorias serão encaminhados a uma Comissão Julgadora formada por seis profissionais renomados da imprensa.

O regulamento completo e outras informações estão disponíveis no endereço eletrônico do Prêmio Petrobras de Jornalismo
(http://www.premiopetrobras.com.br) ou na Agência Petrobras (http://www.petrobras.com.br/agenciapetrobras).

Mais informações poderão ser obtidas pelo e-mail contato@premiopetrobras.com.br ou através do telefone (21) 3224-2312.

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Distribuidoras do Sul avaliam mercado de gás natural

Thu, 07 Jan 2016 00:00:00 -0300

Diretores das distribuidoras de gás natural dos três estados da Região Sul (Sulgás, SCGÁS e Compagas) estiveram reunidos em 05 de janeiro de 2016, em Porto Alegre, para debater as perspectivas e desafios do mercado nos próximos anos. As três companhias vêm trabalhando em conjunto em busca de soluções para atender as demandas potenciais já identificadas na região.

“Hoje temos o Gasbol como principal fonte de suprimento de gás natural. Mas esse cenário irá mudar no médio prazo, com novas fontes de suprimento como o projeto de regaseificação em Rio Grande”, comenta o diretor presidente da Sulgás, Claudemir Bragagnolo. Representantes das empresas Bolognesi e Shell, envolvidas nesse projeto, apresentaram alternativas para o transporte do energético até as áreas de consumo.

Outros pontos debatidos foram a oportunidade de crescimento do mercado de cogeração, com a instalação de microturbinas a gás natural em substituição ao diesel, e a necessidade de mudança da legislação que permita a conexão de gasodutos de distribuição interestaduais.

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Cobrança de ICMS sobre extração de petróleo e gás é inconstitucional

Thu, 07 Jan 2016 00:00:00 -0300

No dia 30 de dezembro de 2015, foi publicada no Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro a Lei estadual 7.183, de 29 de dezembro de 2015, que, de acordo com a sua ementa, dispõe sobre a alíquota do ICMS sobre a operação de circulação de petróleo. Ao contrário de sua epígrafe, o que temos, de fato, é uma nova tentativa do estado do Rio de Janeiro de instituir a incidência do imposto estadual sobre a extração de petróleo e gás, a exemplo do que fora efetivado pela Lei 4.117/03, a Lei Noel, atacada pela Ação Direta de Inconstitucionalidade 3.019, ainda pendente de julgamento pelo Supremo Tribunal Federal e cuja eficácia havia sido suspensa por decreto da governadora Rosinha Garotinho, diante da polêmica quanto à legitimidade da medida e dos impactos negativos para o setor mais vital da economia fluminense.

No contexto atual de extrema fragilidade das finanças do estado do Rio de Janeiro, é compreensível que o governo busque novas fontes de receita. Contudo, a necessidade de caixa não confere, de per si, a legitimidade necessária para fundamentar a criação de tributos, como a iniciativa da nova lei de instituir novamente a incidência do ICMS sobre a extração de petróleo e gás.

A revogação da Lei Noel pela Lei 7.183/15 revela o objetivo de renovar a pretensão de cobrar ICMS na extração do petróleo, ainda que sob a nova roupagem de circulação entre o ponto de medição da produção e o estabelecimento da empresa produtora.

Porém, a nova tentativa de tributar pelo ICMS na extração mineral, ou na “circulação” entre o ponto de medição e o estabelecimento da empresa exploradora, esbarra em velhos obstáculos há muito apontados pela doutrina e pela jurisprudência.

Como é sabido, o Superior Tribunal de Justiça sumulou o entendimento de que a ocorrência do fato gerador do ICMS pressupõe a transferência da propriedade da mercadoria, a partir de uma saída jurídica do bem [1]. No mesmo sentido tem se manifestado o Supremo Tribunal Federal [2]. Vale destacar que, mesmo entre aqueles que, como nós, são críticos em relação a esse entendimento jurisprudencial [3], há o reconhecimento de que o aludido posicionamento pretoriano não autoriza que a mera transmissão de domínio para caracterização do fato gerador do ICMS, que não dispensa, para a sua ocorrência, que a transferência da propriedade seja reveladora de uma circulação de mercadoria entre dois elos da cadeia econômica, o que não ocorre da movimentação do petróleo e do gás entre o ponto de mediação e o estabelecimento produtor, pertencentes ao mesmo titular.

Por outro lado, mesmo se fosse possível aceitar a tese de que a circulação de mercadorias se traduz na mera transmissão de domínio, o que só se admite para fins de argumentação, não há que se cogitar na incidência do ICMS nos casos em que a propriedade não é adquirida em razão de um negócio jurídico entre o adquirente e o alienante, mas de forma originária, como ocorre na extração mineral.

É que a aquisição originária da propriedade móvel ocorre em relação ao bem que nunca pertenceu a ninguém, não tendo sido objeto de uma transmissão de domínio. Porém, essa modalidade de aquisição da propriedade não ocorre, como se pode vulgarmente imaginar, apenas com base na ocupação de bens que foram perdidos (res derelicta) ou que desde os tempos imemoriais não possuem dono (res nullius), como na caça, na pesca, na invenção do bem perdido ou na descoberta do tesouro, mas também do desprendimento de coisas acessórias que anteriormente aderiam à coisa principal [4].

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Sem gás

Wed, 06 Jan 2016 00:00:00 -0300

A oferta de gás natural ao mercado interno cresceu apenas 2% no ano passado. Assim, o Brasil continuou a importar 50% do gás natural que consome. A balança comercial agradece.

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Arsal acompanha manutenção em posto de GNV na Pajuçara

Wed, 06 Jan 2016 00:00:00 -0300

Foto: Ascom Arsal

Arsal acompanha manutenção em posto de GNV na Pajuçara

Técnicos da Gerência de Gás Natural da Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Alagoas (Arsal) realizaram no dia 05 de janeiro de 2016, a primeira fiscalização de 2016, acompanhando a manutenção efetuada pela Algás em um posto de Gás Natural Veicular (GNV) no bairro da Pajuçara. A fiscalização não constatou nenhuma irregularidade no funcionamento dos equipamentos vistoriados.

As manutenções são procedimentos preventivos estabelecidos pela Arsal nas Normas Gerais de Fornecimento de Gás Canalizado, com a finalidade de reduzir a probabilidade de falha de máquinas ou equipamentos e minimizar a ocorrência de incidentes.

Durante essas operações rotineiras, os técnicos da Arsal inspecionam, entre outros pontos, a existência e o reparo de possíveis vazamentos, a execução de limpeza, calibração e substituição de peças.

“Tais ações visam o controle da segurança e a continuidade do fornecimento de gás natural canalizado para os usuários”, resumiu Clara Alves, gerente de Gás Natural da Agência Reguladora.

O sistema de distribuição de gás canalizado em Alagoas possui 394,30 km e atende 8.680 unidades consumidoras, dos segmentos residencial (8.079), comercial (541), automotivo (31) e industrial (29), nos municípios de Maceió, Rio Largo, Santa Luzia do Norte, Pilar, Marechal Deodoro, Atalaia, Penedo e Satuba.

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Bombeiros alertam para riscos do GNV

Wed, 06 Jan 2016 00:00:00 -0300

Instalações realizadas e forma irregular são os maiores riscos

Regularmente os Bombeiros Militares de Teresópolis são acionados para entrar em ação em ocorrências envolvendo vazamento de GNV em veículos. Os casos, que mobilizam estruturas inteiras de atendimento, são mais comuns em veículos que fizeram a instalação em espaços irregulares e não passaram pela vistoria obrigatória do Inmetro. Sem esse documento o carro não pode sequer obter o licenciamento anual que é emitido pelo Detran. De acordo com o comandante do 16º Grupamento de Bombeiros Militares, coronel José Ricardo Leal, quem optar pela conversão para o combustível alternativo deve ficar atento principalmente com as questões relacionadas à segurança.

Atualmente, segundo números do Detran/RJ, Teresópolis conta com 5.633 veículos abastecidos por GNV em sua frota. Isso corresponde a aproximadamente de 6,5% da frota total, que atualmente é de 87.263 veículos licenciados na cidade. Os carros a gasolina que passaram a rodar com o GNV lideram a estatística atual do Detran. Hoje são 3.989 com essas característica. Em seguida surgem os carros onde o gás soma-se à gasolina e ao etanol, 1455. Por fim, aqueles que somam o etanol ao GNV são 189.

Na opinião do Coronel Leal, o número de ocorrências acaba crescendo respectivamente com a frota dos carros que optam por esse combustível

Conversões irregulares

Na opinião do Coronel Leal, o número de ocorrências acaba crescendo respectivamente com a frota dos carros que optam por esse combustível. “Entendo que sejam pelo aumento da frota. Cada vez vemos mais carros com essas características nas ruas. Até porque o GNV surgiu como alternativa de combustível mais barato, o que provocou essa procura”, avalia.

De acordo com o oficial, a maioria dos casos é observada em carros que realizaram a conversão de forma irregular, ou seja, sem contar com uma oficina especializada e sem passar pelas vistorias obrigatórias do Inmetro e do próprio Detran. “Às vezes atendemos casos onde a ligação é completamente irregular e fora dos padrões, dificultando até mesmo o atendimento, já que foge dos padrões que normalmente são encontrados. O que chamamos atenção é para que as pessoas procurem seguir o que as normas determinam. Não é uma simples burocracia, mas são exigências para se tornar algo mais seguro, não só para o condutor, mas para as pessoas no entorno”, alerta.Para continuar lendo esta e outras Notícias, acesse o GasNet (www.gasnet.com.br).

ANP: produção de gás cai 3,5% em novembro

Wed, 06 Jan 2016 00:00:00 -0300

Produção de petróleo e gás natural no Brasil no mês somou 2,972 milhões de barris de óleo equivalente por dia

A produção de gás natural em novembro de 2015 totalizou 94,2 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 3,5% frente ao mês de outubro de 2015 e aumento de 2,7 % na comparação com o mês de outubro de 2014. Já a produção total de petróleo em novembro de 2015 foi de aproximadamente 2,380 milhões de barris por dia, uma redução de 1,1% na comparação com o mês outubro de 2015 e aumento de 0,9% em relação ao mês de outubro de 2014. Já a produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês de novembro de 2015 totalizou 2,972 milhões de barris de óleo equivalente por dia. As informações são do Boletim da Produção da ANP.

A redução da produção em novembro de 2015 com relação a outubro de 2015 teve como principal causa as diversas interrupções de produção, em diferentes plataformas, devido à greve de funcionários da Petrobras, que durou aproximadamente 15 dias.

O aproveitamento de gás natural no mês de novembro de 2015 foi de 96,5%. A queima de gás em novembr de 2015 foi de 3,3 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 19,5%, se comparada ao mês de outubro de 2015 e de 24,8% em relação ao mês de outubro de 2014. A produção do pré-sal, oriunda de 53 poços, foi de 820,2 mil barris por dia de petróleo e 32,3 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, totalizando 1,023 milhão de barris de óleo equivalente por dia, um aumento de 1,7% em relação ao mês de outubro de 2015.

Os campos marítimos produziram 76,1% do gás natural e 93,7% do petróleo. A produção ocorreu em 8.950 poços, sendo 779 marítimos e 8.171 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,8% do petróleo e gás natural. O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, produzindo, em média, 380,8 mil bbl/d de petróleo e 18,1 milhões de m³/d de gás natural.

Carmópolis, na Bacia de Sergipe, teve o maior número de poços produtores: 1.056. Marlim, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores, com 61. A plataforma FPSO Cidade de Mangaratiba, localizada no campo de Lula, produziu, por meio

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Potigás conquista mais de 2,5 mil novos clientes em 2015

Tue, 05 Jan 2016 00:00:00 -0300

A Companhia Potiguar de Gás (Potigás) encerrou o ano de 2015 superando as previsões de ampliação de negócios na distribuição de Gás Natural Canalizado para os segmentos residencial, industrial, automotivo e comercial. São 2.607 novos clientes, atendidos pela Potigás no Rio Grande do Norte, a usufruir das vantagens de um combustível mais moderno, econômico e sustentável. O crescimento foi de 117% em relação ao ano de 2014.

Em 2015, a empresa de economia mista, que tem como sócios o Governo do Estado e a Petrobras, realizou investimentos próprios da ordem de R$ 4.533.103,48 para expansão da rede e interligação de novos clientes. O fornecimento de gás natural canalizado por segmento alcança as seguintes marcas: 2,1 mil m³/dia no segmento residencial, 7,5 mil m³/dia no segmento comercial, 138 mil m³/dia no segmento industrial, 0,5 mil m³/dia no segmento de cogeração, 27,7 mil m³/dia no segmento GNC e 122,6 mil m³/dia no segmento GNV.

O planejamento estratégico da Potigás contempla para 2016 a geração de energia elétrica por meio do Gás Natural Canalizado. Diante do atual cenário energético, a geração de energia a gás natural é uma solução viável para garantir o fornecimento para empresas e condomínios. Além de proporcionar economia, os geradores a gás oferecem mais segurança e comodidade, diversificando a matriz energética e conferindo maior independência e estabilidade no suprimento de energia elétrica. A economia chaga a mais de 60% nos horários de pico.

“O Gás Natural Canalizado é o combustível que move a economia do Estado e tem papel fundamental na atração de novas empresas. Isso significa dizer que a Potigás está inserida entre os diferenciais do Rio Grande do Norte para gerar mais emprego e renda para a população potiguar”, declarou o Diretor Presidente, Carlos Alberto Santos.

Segmento Residencial

Só no segmento residencial são mais de 15 mil unidades interligadas à rede da Potigás. A perspectiva é de ampliação, já que a rede passou a chegar à boa parte dos bairros de Natal, possibilitando a adesão de novos clientes. No ano de 2015 a expansão da rede da Companhia Potiguar de Gás passou dos 12 mil metros. Atualmente são 108 mil metros de tubulações PEAD (Polietileno de alta Densidade) e 257 mil metros de aço, totalizando 366 quilômetros de rede. “Esse crescimento da rede permite a atração de novos clientes que estão, cada vez mais, em busca de alternativas que reduzam o impacto na sua tabela de custos”, relatou o Diretor Técnico Comercial, José Ricardo Bezerra.

Segmento Comercial

A Potigás leva o Gás Natural Canalizado até bares, hotéis, restaurantes, lanchonetes, shoppings e condomínios, de forma contínua, sem riscos de corte no abastecimento, com qualidade, economia, segurança e com respeito ao meio ambiente. Nas residências o combustível pode ser utilizado para o funcionamento de fornos, fogões, geladeiras a gás, churrasqueiras, aquecimento da água e climatização. O comércio e setor de serviços também podem se beneficiar das vantagens do gás natural em fornos, fogões, fritadeiras, climatização e geração de energia.

Segmento GNV

Outro destaque no ano de 2015 foi a realização da campanha de incentivo à conversão dos veículos ao GNV, intitulada “Tô no Gás”. Durante três meses os motoristas, pessoas físicas e jurídicas, foram estimulados com a oferta de bônus de 500 m³ de gás para utilizar à vontade, gerando em torno de 7.500 km de rodagem.

Ao abastecer R$ 25,00 de GNV o motorista consegue percorrer cerca de 137 km, enquanto que com a gasolina percorrerá em torno de 71 km, praticamente o dobro da distância, e com álcool a distância cai para 66 km. Para quem roda em média 2.500 km/mês, a adoção do GNV pode propiciar economia mensal de cerca de R$ 400. No Rio Grande do Norte, por exemplo, é possível economizar R$ 394 (se o GNV for utilizado em substituição a gasolina) e R$ 479 (na troca do etanol pelo GNV), segundo dados da Abegás (Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado).

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Carga deve ficar abaixo do previsto incialmente para 2016

Tue, 05 Jan 2016 00:00:00 -0300

Redução do consumo e melhora nas afluências contribuem para derrubar preço do PLD neste ano

A redução do consumo e a melhora nas afluências estão contribuindo para derrubar os preços do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) em 2016. No início de 2015, projetava-se uma carga de 70.257 MW médios para janeiro de 2016, mas a expectativa é que esse volume chegue a 66.906 MW médios. A partir daí a carga seguirá em queda até despencar para 61.525 MW médios em junho de 2016, ante uma previsão de 67.206 MW médios. As projeções da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) preveem uma melhora no consumo apenas no segundo semestre, fechando dezembro de 2016 com 64.987 MW médios, porém abaixo dos 69.606 MW médios previstos anteriormente.

A expectativa é que a carga média do Sistema Interligado Nacional (SIN) registre uma redução de 7,4% em 2016 quando comparada com a projeção inicialmente calculada em janeiro de 2015. As informações foram apresentadas em 04 de janeiro de 2016, durante a primeira edição do InfoPLD no ano. Em 2015, a carga sofreu uma redução total de 4,8% sobre o projetado incialmente.

Por outro lado, a CCEE tem observado uma recuperação das afluências, principalmente no submercado Sudeste, que nos últimos dois meses de 2015 apresentou desempenho acima da média histórica. O subsistema Sul segue em patamar bastante alto, chegando a quase 300% da Média de Longo Termo em dezembro de 2015. Mesmo o Nordeste tem apresentado recuperação das ENAs: havia fechado novembro com 17% da média histórica e em dezembro subiu para 27%.

"Vale destacar que, apesar dos índices abaixo da média no Norte e Nordeste, este último submercado apresentou ligeiro aumento das ENAs, passando de 17% para 27% da média em dezembro de 2015, mostrando sinais de recuperação para os próximos meses”, disse Rodrigo Sacchi, gerente de preços da CCEE. A expectativa é que a partir de janeiro de 2016 as afluências também voltem a se recuperar no Norte.

O armazenamento do SIN fechou dezembro de 2015 com um índice razoável, mas ainda bem abaixo da média histórica para as regiões Sudeste, Norte e Nordeste. Os reservatórios da região Sul, por sua vez, estão praticamente cheios. “É importante destacar uma tendência de recuperação dos reservatórios, inclusive na região Sudeste, que fechou 2015 com quase 30% de energia armazenada. Mesmo de forma mais tímida, isso também é notado nos reservatórios das regiões Norte e Nordeste”, lembra Sacchi. O Sudeste terminou o ano de 2015 com 29,8% de armazenamento; o Sul com 98,4%; o Nordeste com 5,2%; e o Norte com 15,4%.

"Essa percepção de melhora das afluências, melhora do armazenamento e redução do consumo tem contribuído para redução dos preços", destaca Sacchi. Há uma expectativa que o Preço de Liquidação das Diferenças siga em queda no Sudeste, devendo se aproximar do mínimo nos próximos meses.

“A previsão da carga para todo o Sistema Interligado Nacional (SIN) sofreu seguidas reduções ao longo do ano de 2015 com a diminuição do consumo nos ambientes de contratação livre e regulado. Houve queda de 4,8% em relação à carga prevista no início de 2015, o que contribuiu para a redução do PLD, notado principalmente no segundo semestre do ano passado”, lembra o gerente de preço da CCEE.

Mario Tama/ Getty Images

Petrobras: com a paralisação dos petroleiros, considerada a mais forte em 20 anos, o país extraiu em novembro 2,38 milhões de barris por dia (bpd)

A produção de petróleo no Brasil em novembro de 2015 foi a mais baixa em um ano, impactada pela greve dos funcionários da Petrobras, que interrompeu a produção em diversas plataformas, segundo boletim mensal da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), publicado em 04 de janeiro de 2016.

Com a paralisação dos petroleiros, considerada a mais forte em 20 anos, o país extraiu em novembro de 2015 2,38 milhões de barris por dia (bpd), uma queda de 1,1 por cento ante o mês de outubro de 2015 e alta de 0,9 por cento em relação ao mês de outubro de 2014.

A produção de gás natural no país em novembro de 2015 somou 94,2 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), queda de 3,5 por cento em relação a outubro de 2015 e avanço de 2,7 por cento em comparação com o mês de outubro de 2014.

"A redução da produção em novembro de 2015 com relação a outubro de 2015 teve como principal causa as diversas interrupções de produção, em diferentes plataformas, devido à greve de funcionários da Petrobras, que durou aproximadamente 15 dias", disse a agência.

Já a produção nas áreas do pré-sal em novembro de 2015 subiu, após dois meses consecutivos de queda, registrando 820,2 mil bpd de petróleo e 32,3 milhões de m³/d de gás natural, totalizando 1,023 milhão de barris de óleo equivale

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Forbes divulga lista de maiores empresas do setor de petróleo em 2015

Tue, 05 Jan 2016 00:00:00 -0300

O ano de 2015 foi de extremos para o setor de petróleo, com o preço do barril em derrocada e uma produção crescente no mercado internacional. Apesar das dificuldades vividas pela indústria, os últimos meses trouxeram marcas produtivas históricas. Os resultados obtidos pelo segmento constam na nova lista de maiores produtores mundiais divulgada pela Forbes, que traça perspectivas para o futuro. A líder do ranking de 2015 é a Saudi Aramco, empresa saudita que alcançou uma média produtiva de 12 milhões de barris de óleo equivalente por dia ao longo do ano.

O balanço da companhia reflete a política adotada pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), que mantém elevada a produção para não arriscar fatias de mercado. Apesar das dificuldades do setor, a empresa capitaneada pelo CEO Amin H. Al-Nasser deu continuidade à média registrada em 2014. Em relação a 2004, o crescimento foi de 11,1%.

A segunda maior produtora mundial em 2015 foi a estatal russa Gazprom, que obteve uma média de 8,3 milhões de barris de óleo equivalente por dia. A companhia manteve elevada a produção no cenário de baixo preço do barril, mas registrou queda em relação aos últimos anos. Na comparação com 2004, a redução foi de 15,4%.

A iraniana National Iranian Oil Co. ocupa o terceiro lugar do ranking da Forbes com 6 milhões de barris de óleo equivalente diários, seguida pela norte-americana Exxon Mobil, que registrou 4,7 milhões de barris. A quinta colocada foi a russa Rosneft, que também atingiu a marca de 4,7 bilhões de barris de óleo equivalente por dia.

Em meio a uma crise interna e graves dificuldades financeiras, a Petrobrás ocupou o 14º lugar da lista, com uma produção média de 2,4 milhões de barris. A marca foi a mesma obtida pelo Qatar Petroleum, que obteve o 15º lugar no ranking de produtores.

Segue a lista das maiores empresas do setor em 2015:

1 - Saudi Aramco – 12 milhões boepd
2 - Gazprom – 8,3 milhões boepd
3 - National Iranian Oil Corp. – 6 milhões boepd
4 - Exxon Mobil – 4,7 milhões boepd
5 - Rosneft – 4,7 milhões boepd
6 - Petrochina- 4 milhões boepd
7 - BP – 3,7 milhões boepd
8 - Shell – 3,7 milhões boepd
9 - Petroleos Mexicanos – 3,6 milh&otil

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Unidade de processamento de gás do Comperj entra em operação em 2017

Tue, 22 Dec 2015 00:00:00 -0300

Nem tudo está parado no Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí. Segundo a Petrobras, que constrói o polo, a Central de Utilidades, que irá suportar a partida da Unidade de Processamento de Gás Natural (UGPN) está com obras em andamento e estas serão concluídas em outubro de 2017, quando a Central vai começar a funcionar.

Já o projeto da Refinaria Trem 1, de gás, está com 82% das obras concluídas e paralisadas. A Petrobras procura uma empresa privada para fazer uma parceria e concluir a unidade. Está estruturando um modelo de negócios. Hoje, há apenas aproximadamente 1,2 mil operários no Comperj, segundo estimativa do Sindicato dos Trabalhadores do Plano de Construção, Montagem e Manutenção Industrial de São Gonçalo, Itaboraí e Região.

Segundo o Sinticom, no mês passado havia 2.270 trabalhadores no local. De acordo com a Petrobras, em junho de 2015 havia 318 empregados próprios e 13.932 de empresas prestadoras de serviços ao pólo.

A capacidade de processamento do Trem 1 é de 165 mil barris de petróleo por dia e os principais produtos da refinaria serão: óleo diesel, nafta petroquímica, querosene de aviação (QAV), coque, GLP (gás de cozinha) e óleo combustível.

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Redução de custo operacional com biogás: mais um passo na profissionalização

Mon, 21 Dec 2015 00:00:00 -0300

O setor de indústria alimentícia e de agroindústria que tem interesse em se tornar cada vez mais eficiente por meio do uso do biogás contou com um curso oferecido no SENAI-PR. O curso é importante para quem trabalha com novas tecnologias, pois objetiva capacitar e atualizar pessoas que estão trabalhando diretamente nas empresas e que podem desenvolver e acompanhar um projeto de biogás.

O uso do biogás vem se disseminando no Brasil e já reconhecem o potencial do seu aproveitamento para melhorar sua produção e reduzir seus custos operacionais. Para que as indústrias estejam melhor amparadas, o projeto PROBIOGÁS, em parceria com o SENAI do Paraná, promoveu o curso “Aproveitamento Energético de Biogás no Tratamento de Resíduos e Efluentes da Indústria Alimentícia e Agroindústria”.

Com carga de 32 horas de aula, foi o primeiro do PROBIOGÁS voltado somente para setor industrial realizado em Curitiba, entre 7 e 10 de dezembro. O SENAI Paraná foi o responsável por co-organizar junto com a Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH a primeira turma que teve mais de trinta participantes de diferentes regiões do Brasil e de empresas de peso do setor alimentício, como Coca-Cola e Mondeléz, e também do setor agroindustrial, como Globoaves e Eco-Citrus. Para Rodrigo Zawadzki, instrutor do SENAI “uma das maneiras mais importantes de se trabalhar a redução de custos operacionais é com a capacitação”.

Durante o curso os participantes tiveram acesso a uma ferramenta que auxilia no cálculo da viabilidade econômica de plantas de biogás no setor alimentício e agroindustrial, a partir de diferentes substratos. A ferramenta permite a avaliação de diferentes formas de uso do biogás, como a geração de eletricidade ou purificação para biometano. Essa ferramenta é aberta e estará disponível no site do PROBIOGÁS.

Biogás na agroindústria: prática

Como parte do curso, os participantes puderam visitar a planta de biogás instalada na chácara Marujo, no município de Castro, no Paraná. O proprietário e visionário, o empresário Jan Haasjes, mostrou na prática os desafios e potenciais do biogás na agroindústria brasileira. Com um sistema que congrega três diferentes digestores em operação, a estrutura montada poderia estar na Europa, como apontou o consultor alemão e também instrutor do curso Carsten Linnenberg, “é impressionante, me sinto na Alemanha”. Para os participantes uma visita como essa é a confirmação de que estão no caminho certo, investindo no biogás e biometano para reduzir os impactos ambientais e economizar na produção.

Novas turmas para este curso ainda estão sendo negociadas, para atender a demanda crescente. A inserção da tecnologia do biogás na matriz energética nacional abre um novo mercado para os profissionais e cursos como este são essenciais para especializarem-se e profissionalizarem ainda mais o mercado nacional.

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Solví vai testar caminhão VW movido a 100% gás natural em São Paulo

Mon, 21 Dec 2015 00:00:00 -0300

Com potencial para redução de 95% das emissões de material particulado, 70% de óxido de nitrogênio (NOx) e 20% de gás carbônico (CO2), o caminhão Volkswagen movido a gás natural vai entrar em testes na coleta de resíduos da cidade de São Paulo. A iniciativa representa mais um importante passo na parceria tecnológica entre a MAN Latin America, fabricante do veículo, e a Solví, holding controladora de empresas que atuam nos segmentos de resíduos, saneamento e valorização energética e de engenharia. As duas empresas avaliam também os benefícios de rodagem com o primeiro caminhão híbrido-hidráulico do país.

“Esses desenvolvimentos em parceria com a Solví comprovam nosso compromisso de atender sob medida aos anseios dos clientes e ainda nossa busca incessante por soluções de transporte cada vez mais eficientes. Nesse sentido, o caminhão VW movido a GNV conta com tecnologia ideal para grandes centros urbanos”, afirma Rodrigo Chaves, diretor de Engenharia da MAN Latin America.

O caminhão VW Constellation 17.280 6x2, eleito para essa pesquisa, está equipado com o motor MAN E08, e as expectativas de redução das emissões foram levantadas em avaliações em bancada dinanométrica conduzidas na Alemanha. Os testes com a Solví devem durar, no mínimo, um ano para confirmar esses índices em condições reais de aplicação. A autonomia do caminhão é de cerca de 200 quilômetros, adequada para um dia de atividade de coleta. As alterações em seu projeto não alteram sua capacidade de carga útil.

O caminhão vai rodar cerca de 130 quilômetros por dia no centro de São Paulo, numa rota com alta concentração de carga transportada em ruas planas. A programação é que, a cada três meses, essa rota seja revista para aumentar gradativamente a severidade da topografia. Essa operação é realizada pela Loga, uma das empresas controladas pela Solví.

Ganhos em custo, conforto e manutenção

Além das vantagens ao meio ambiente, esse combustível alternativo proporciona uma maior eficiência no custo do transporte desse tipo de operação. Por ter um preço mais vantajoso, o valor por tonelada transportada e quilômetro rodado tem potencial de ser mais favorável que o diesel, segundo dados preliminares levantados em testes realizados pela MAN Latin America, fabricante dos caminhões e ônibus Volkswagen e MAN.

O motorista do veículo também é favorecido com maior conforto. A nova motorização traz importante redução nos níveis de emissão sonora e mantém as mesmas características de performance, durabilidade e confiabilidade em comparação ao movido a diesel. O frotista ganha ainda com uma manutenção mais simples do caminhão. Os processos internos de combustão do motor movido a gás natural são mais limpos, com uma queima completa, o que gera menos resíduos nos bicos injetores e também no óleo lubrificante.

Estes benefícios podem favorecer de maneira geral o custo total de propriedade — também conhecido como TCO, sigla do termo em inglês. Outro ponto importante está na alta disponibilidade do gás natural, que já é o combustível alternativo mais utilizado no mundo e conta com uma rede de distribuição ampla e pulverizada por todo o Brasil.

Pioneirismo em pesquisas com tecnologias alternativas

Desde 2003, a MAN

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Brasil confirma que precisará comprar gás natural e eletricidade da Bolívia

Mon, 21 Dec 2015 00:00:00 -0300

O Brasil precisará no futuro comprar mais gás natural e também eletricidade da Bolívia, temas que já estão sendo negociados e que levará tempo para definir, afirmou em 18 de dezembro de 2015 o novo embaixador brasileiro em La Paz, Raymundo Rocha Magno.

O diplomata se referiu a este assunto em entrevista coletiva na qual explicou os principais projetos de integração discutidos por ambos países, entre eles a ampliação do contrato de venda de gás natural, cuja vigência de 20 anos termina em 2019.

"O Brasil terá no futuro gás para dizer à Bolívia que não necessita mais de seu gás? Não acredito que seja assim", disse Rocha Magno.

O embaixador acrescentou que à medida que o Brasil recupere os níveis de crescimento de antes, "haverá mais necessidade de gás" e a Bolívia tem as condições para exportá-lo, no marco de um processo de integração que permita o desenvolvimento econômico de ambos países.

A Bolívia exporta cerca de 32 milhões de metros cúbicos diários de gás natural ao Brasil a um preço de US$ 5 por milhão de Unidades Térmicas Britânicas (BTU), a metade do valor que tinha antes da queda do custo do petróleo.

As autoridades bolivianas anunciaram que buscarão melhorar o preço do combustível nas negociações com o Brasil.

Além disso, Rocha destacou os projetos para a construção de usinas elétricas binacionais, como parte do plano do governo boliviano para fazer do país um "coração energético" para o Cone Sul.

"A necessidade de energia elétrica vai ser muito grande e a Bolívia vai poder exportar sua energia ao Brasil com certeza", sustentou.

Os planos discutidos por ambos países incluem a construção de plantas termoelétricas e hidrelétricas em áreas amazônicas da Bolívia para a produção de pelo menos 7.500 megawatts, quase sete vezes mais que o atual consumo nacional da Bolívia.

Sobre um projeto de integração de ferrovia bioceânico impulsionado pela Bolívia para conectar-se com Brasil e Peru, o embaixador indicou que espera "intensamente" que saia do papel pelo interesse da região na melhora da infraestrutura de comunicação.

"De meu ponto de vista, eu não estou dentro das negociações, não posso dizer (algo) oficialmente, mas para mim faz todo o sentido que a Bolívia esteja integrada de alguma maneira a este projeto", opinou o diplomata.

O presidente boliviano, Evo Morales, insistiu que será mais barato e terá maiores efeitos na integração se o trem bioceânico for construído entre Brasil, Bolívia e Peru, ao invés

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Transporte busca la conversión de motocicletas a GNV el 2016

Mon, 21 Dec 2015 00:00:00 -0300

La Federación del Autotransporte 15 de Abril de Tarija buscará el 2016 consolidar la reconversión del parque automotor de motocicletas de gasolina a gas natural vehicular. Para esto, ya tiene un proyecto concluido que espera presentarlo a la Gobernación y al Gobierno para que puedan ser los entes financiadores de esta iniciativa departamental.El ejecutivo del transporte federado de Tarija, Roberto Estrada, informó que con el apoyo de expertos, tanto a nivel nacional como internacional, el transporte logró concretar este proyecto para la trasformación de las motociclistas de gasolina a GNV para la próxima gestión, por lo que ahora esperan que las autoridades puedan ayudar a consolidar esta iniciativa.

“Nosotros tenemos los equipos y la tecnología, nosotros ya tenemos todo listo para que el año 2016 sea el año de la trasformación de las motos. Esto no es una prueba, es un hecho y esperamos que las autoridades departamentales nos apoyen y no le pongan frenos como está ocurriendo actualmente con programa GNV, para los vehículos”, dijo el dirigente.El transportista adelantó que en el mes de enero de 2016 presentarán de manera oficial la primera moto transformada de gasolina a GNV en la ciudad de Tarija y esperan que con el apoyo de la Asamblea Legislativa Departamental, la Gobernación y el propio Gobierno nacional, se logre transformar un cupo de mil motos en la capital la próxima gestión.

El proyecto es bien recibido por parte de las autoridades departamentales, pues según el secretario de Gobernación, Luis Alfaro, la administración central esta predispuesta a financiar y coadyuvar cualquier proyecto que este orientado a reducir la subvención en gastos de carburantes como gasolina y diesel.“Cualquier iniciativa que planten los sectores, el próximo año serán analizados y discutidos con el Gobernador y los secretarios, principalmente aquellos destinados a reducir la subvención al Estado”, dijo Alfaro. Con relación a la paralización del programa de GNV y el futuro del programa el próximo año, la autoridad departamental manifestó que el 2016 será reestructurado para su relanzamiento, pero antes se hará un balance de los recursos económicos del fondo rotatorio y la recuperación de las inversiones que hizo la Gobernación con la trasformación del parque automotor.

Asimismo, refirió que es necesario hacer una evaluación a los avances del proyecto del corredor azul, que consiste en las instalaciones de estaciones de servicio de gas natural en los municipios y provincias. Recordó que hay surtidores que en algunos casos están a medias y otros, ni siquiera fueron iniciados.Para las familias de las provincias, la posibilidad de transformar las motocicletas de gasolina a gas natural es una buena alternativa, dijo el secretario de hidrocarburos de la Confederación Sindical Única de Trabajadores Campesinos de Bolivia (CSUTCB), Juan Carlos Gutiérrez, quien aseguró que varios jóvenes, estudiantes y personas mayores cambiaron la bicicleta por las motos y de darse este cambio de matriz significaría un ahorro económico para el sector.“Nosotros como sector vemos apropiada esta iniciativa, varios de nuestros compañeros en estos últimos tiempos adquirieron motos y el combustible también es caro en las provincias, casi lo doble, y con este cambio será un ayuda importante para nuestros sector”, manifestó el dirigente nacional.

Preparan cambios en el programa de GNV

El secretario de Gobernación adelantó que el próximo año realizarán una restructuración en el programa de reconversión vehicular, que fue bastante cuestionado por el transporte esta gestión, por estar paralizado luego del cambio de autoridades en la gobernación. Con relación a la reconversión de los micros de diesel a GNV, el secretario de Justicia, Yamil García, dijo que mientras no se resuelva el tema judicial de los motores chinos el programa seguirá paralizado.

A NBR 10542 (MB2735) de 11/2015 - Aquecedores de água a gás tipo acumulação – Ensaios especifica um método de ensaio para aquecedores de água, tipo acumulação, nos quais são utilizados combustíveis gasosos.

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Para a realização dos ensaios práticos, quais as instalações e os equipamentos devem ser disponibilizados?

Quais os valores da pressão de ensaio?

Como deve ser realizado o ensaio de estanqueidade?

Como devem ser feitos os ensaios de determinação da capacidade de produção?

Para a verificação de avarias de transporte, antes do início dos ensaios, o aquecedor deve ser examinado quanto à existência de evidentes avarias de transporte que possam influir no seu funcionamento. O ensaio de conformidade com as especificações deve-se verificar a conformidade do aparelho com as características descritas nas especificações, bem como se as instalações de ensaio correspondem às exigências da Seção 2.

O ensaio de rendimento é realizado com banco de ensaio semelhante ao das Figuras A.5 a) e A.5 b). Para a realização do ensaio, devem ser tomadas as providências indicadas e observados os detalhes, respectivamente, conforme os itens 3.6.2.1 a 3.6.2.12.

A conexão de água fria deve ter, imediatamente antes da entrada de água no aquecedor, uma válvula de redução de pressão, um manômetro e um termômetro de mercúrio, cujo bulbo esteja banhado pela corrente de água fria. Na saída de água do aquecedor deve ser colocado um tubo de medição semelhante ao da Figura A.3, servindo para a medição da temperatura da água quente em escoamento.

Na realização do ensaio, deve-se evitar que o bocal de escoamento de água fique submerso na água quente já escoada. Na medição da temperatura, deve-se considerar a corrente do termômetro. O poder calorífico superior de gás de referência deve ser determinado pouco antes do ensaio ou durante ele.

A taxa de rendimento é determinada como valor médio de três medições. O aquecedor deve ser ajustado para uma elevação de temperatura de no mínimo 20 °C e a água fria que alimenta o aquecedor deve estar a uma temperatura superior a 15 °C.

Após ter sido alcançado o regime de permanência, inicia-se a medição, quando o ponteiro do medidor de consumo de gás estiver passando por um traço principal do mostrador, como, por exemplo, o traço “0”. Ao mesmo tempo, recolhe-se a água quente em um recipiente graduado, e o cronômetro é colocado em funcionamento. Logo em seguida devem ser lidas as temperaturas de água fria e de água quente.

A capacidade do recipiente de medição deve ser de 10 dm3 a 15 dm3 (10 L a 15 L) para aquecedores de água pequenos e proporcionalmente maior para os aquecedores de água médios e grandes. Durante a medição, as temperaturas de água fria e da água quente devem ser lidas frequentemente, e o tambor do medidor de consumo de gás deve perfazer uma ou mais rotações. Observar a relação entre os eixos do tambor e do ponteiro.

O término do tempo de medição é indicado pela passagem do ponteiro do medidor de consumo de gás sobre o traço em que a medição foi iniciada. Nesse momento, a entrada de água quente no recipiente de medição deve ser interrompida e parado o cronômetro. Em seguida, pesar o volume de água.

E qual o melhor aquecedor de água a gás? Não há um melhor, mas sim produtos diferentes que podem suprir as necessidades específicas de cada usuário, com variações razoáveis acerca de consumo, capacidade, dimensões e praticidade, entre outras variáveis.

Para auxiliar na escolha do seu sistema de aquecimento, pode-se relacionar um pouco de cada um, suas vantagens e suas desvantagens. Sempre é bom contar com alguém

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Navio-plataforma Cidade de Saquarema, que vai operar no pré-sal da Bacia de Santos, chega ao Brasil

Sun, 20 Dec 2015 00:00:00 -0300

Chega ao Brasil mais uma das unidades de produção que serão instaladas no polo pré-sal da Bacia de Santos. O FPSO Cidade de Saquarema atracou no estaleiro Brasa, em Niterói (RJ). Responsável pela produção, armazenamento e transferência de petróleo e gás, o navio-plataforma será ancorado em profundidade d'água de 2.200 metros e está programado para começar a operar no campo de Lula (área de Lula Central), no primeiro semestre de 2016.

Convertida a partir de um navio petroleiro VLCC (Very Large Crude Carrier) no estaleiro CXG (China), a nova plataforma terá capacidade para processar até 150 mil barris por dia (bpd) de petróleo, comprimir diariamente 6 milhões de m³ de gás e armazenar até 1,6 milhão de barris de petróleo.

No estaleiro Brasa, que foi responsável pela fabricação de seis módulos do FPSO, será feita a conclusão das operações de içamento e integração de módulos da planta de processamento.

O consórcio que detém a concessão do campo de Lula, no bloco BM-S-11, é operado pela Petrobras (65%), em parceria com a BG E&P Brasil (25%) e a Petrogal Brasil (10%).

Dados do FPSO Cidade de Saquarema

· Processamento de petróleo: 150 mil barris/dia;
· Tratamento e compressão de gás: 6 milhões m³/dia;
· Tratamento de água de injeção: 200 mil barris/dia;
· Capacidade de armazenamento: 1,6 milhão de barris de óleo;
· Profundidade de água: 2.200 metros;
· Comprimento Total: 346,5 metros;
· Boca: 58,0 metros;
· Pontal (altura): 32,6 metros

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Produção de gás natural da Petrobras no Brasil recua 4% em novembro

Sun, 20 Dec 2015 00:00:00 -0300

Volume produzido chegou a 71,7 milhões m³/dia. No exterior, produção diminuiu 1%

A produção de gás natural da Petrobras no país, excluído o volume liquefeito, foi de 71,7 milhões m³/dia em novembro de 2015, 4% abaixo do mês outubro de 2015, de 74,7 milhões m³/dia. A empresa divulgou em 16 de dezembro de 2015. No exterior, a produção de gás registrou 16 milhões m³/d, 1% abaixo dos 16,1 milhões m³/d no mês de outubro de 2015.

Já a produção média de óleo e gás natural no Brasil e no exterior, em novembro de 2015, foi de 2,71 milhões de barris de óleo equivalente por dia, volume 1,8% menor do que o realizado em outubro de 2015, de 2,76 milhões boed, em consequência das paralisações de unidades produtivas durante a greve dos petroleiros. Apesar dessas interrupções, a companhia confirma a sua meta de produção de 2,125 milhões barris por dia de petróleo no Brasil para o ano de 2015. No Brasil, a produção média de petróleo em novembro de 2015 foi de 2,07 milhões de barris por dia, 1,4% abaixo do volume produzido no mês de outubro de 2015, que foi de 2,10 milhões bpd. No exterior, foram produzidos em novembro de 2015, 190 mil boed, 2,4% abaixo dos 194 mil boed do mês de outubro de 2015. A redução ocorreu, principalmente, devido a operações de limpeza das linhas de produção no campo de Saint Malo e a manutenções realizadas na plataforma dos campos de Lucius e Hadrian South, nos EUA.

Na camada pré-sal, a produção de petróleo e gás operada pela Petrobras cresceu 1,8% em relação ao mês de outubro de 2015, atingindo a média diária de 1,023 milhão barris de óleo equivalente por dia. Em outubro de 2015, a produção de petróleo e gás no pré-sal havia sido de 1,005 milhão boed. Já a produção de petróleo operada pela Petrobras, em novembro de 2015, alcançou a média de 820 mil barris por dia, com crescimento de 1,3% em relação à produção de outubro de 2015, que foi de 809 mil bpd.

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Luiz Nelson Guedes de Carvalho é eleito presidente do Conselho de Administração

Fri, 18 Dec 2015 00:00:00 -0300

O Conselho de Administração (CA) da Petrobras elegeu, em reunião realizada em 18 de dezembro de 2015, o conselheiro Luiz Nelson Guedes de Carvalho como presidente desse colegiado, com vigência até 31/01/2016.

Conforme divulgado anteriormente, o conselheiro Luiz Nelson Guedes de Carvalho vinha exercendo a presidência do CA interinamente desde 14 de setembro de 2015.

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Antônio Sérgio Oliveira Santana é eleito diretor Corporativo e de Serviços

Fri, 18 Dec 2015 00:00:00 -0300

O Conselho de Administração da Petrobras, em reunião realizada em 18 de dezembro de 2015, elegeu o gerente executivo de Recursos Humanos, Antônio Sérgio Oliveira Santana, como diretor Corporativo e de Serviços, posição que já vinha desempenhando interinamente.

Antônio Sergio Oliveira é formado em engenharia civil pela Universidade Federal da Bahia (UFBA), com especialização em Engenharia de Petróleo na Petrobras e MBA em Gestão Empresarial Avançada na COPPEAD / UFRJ. Trabalha há 38 anos na Petrobras, na qual ocupou diversas posições gerenciais.

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Solução para águas profundas

Fri, 18 Dec 2015 00:00:00 -0300

A exploração de petróleo e gás em águas profundas tem uma nova ferramenta. Trata-se do FlatFish, veículo autônomo submarino que faz inspeção visual em 3 D de alta resolução. O desenvolvimento da solução, que recebeu investimento de R$ 30 milhões, envolveu a BG Brasil, o Senai Cimatec e a Embrapii, além de contar com o apoio da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Este é o primeiro protótipo deste tipo de veículo desenvolvido no país.

“A tecnologia que foi desenvolvida para criação do FlatFish irá contribuir para manter o setor offshore brasileiro na vanguarda do mercado mundial. O projeto faz parte de um programa significativo de pesquisa, desenvolvimento e inovação que a BG Brasil vem concretizando e que traz resultados duradouros para o setor de óleo e gás”, afirmou Nelson Silva, CEO da BG América do Sul.

O trabalho de desenvolvimento do FlatFish começou em 2013, e envolveu 19 pesquisadores brasileiros. A solução vai permitir fazer operações em água profundas com redução de custos e segurança operacional e ambiental.

O FlatFish ficará em uma estação submarina, eliminando a necessidade de barcos de apoio. Com isso, o operador será capaz de estabelecer uma missão de inspeção remotamente da superfície. O veículo vai coletar dos dados de inspeção e enviá-los para o operador na superfície.

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Transição para renováveis via gás

Fri, 18 Dec 2015 00:00:00 -0300

Ter o gás natural como insumo de transição para as energias renováveis e garantir a segurança energética com o uso das termelétricas na base do sistema. Esta foi a proposta que o secretário de Energia e Mineração do Estado de São Paulo, João Carlos Meirelles, levou para a 31ª reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que aconteceu, em 08/12/2015, em Brasília.

Durante o encontro, Meirelles colocou em questão outras pautas, que tramitam na Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A relação incluiu a sessão de capacidade dos dutos da Petrobrás, o livre acesso aos dutos e a troca operacional de gás, conhecida como swap de gás.

“Essa pauta precisa ser prioridade no Brasil. É um anseio da iniciativa privada para facilitar o acesso ao insumo”, destacou o secretário de São Paulo, que defendeu ainda o investimento em mais polos de regaseificação do gás natural liquefeito (GNL).

A preocupação com o gás natural brasileiro é ainda maior devido à estimativa de alta de 78,25% no preço de venda do gás que vem da Bolívia a partir de 2019. O presidente boliviano, Evo Morales, quer aumentar de US$ 5,7 por milhão de BTU para US$ 10,16, segundo informações publicadas na imprensa boliviana.

A reunião do CNPE teve na pauta o debate sobre uma série de outros temas, como o planejamento da expansão energética; as condições de atendimento do Sistema Interligado Nacional (SIN) para 2016/2019; o abastecimento de petróleo, gás natural, derivados e biocombustíveispara 2015/2018; e os leilões de energia elétrica e de óleo e gás.

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