Un reciente descubrimiento en el bloque Cardón IV del proyecto Rafael Urdaneta, ubicado en el Golfo de Venezuela, permitió elevar los volúmenes probados.
El Universal
Venezuela aumentó sus reservas probadas de gas natural a 185.2 trillones de pies cúblicos, lo cual le adjudica el noveno lugar en la lista de países con las mayores reservas probadas de gas y el primero de América Latina, de acuerdo con lo publicado en la Gaceta Oficial Número 39.486, del 26 de agosto de 2010.
Un reciente descubrimiento en el bloque Cardón IV del proyecto Rafael Urdaneta, ubicado en el Golfo de Venezuela, permitió elevar los volúmenes probados -al 2 de junio de 2010-, conforme con un reporte de la Dirección General de Exploración y Producción de Hidrocarburos de este Ministerio.
Las reservas provienen de un yacimiento inédito e histórico de calizas arrecífales, lo cual constituye un importante hallazgo en las últimas décadas sin precedentes en el país y a nivel mundial, destacándose la presencia de un gas original en sitio de 15 trillones de pies cúbicos (TCF), incorporando así unas reservas recuperables de 9 TCF, cifras que se consideran conservadoras, en vista de que el factor de recobro utilizado es de 60%.
De las reservas incorporadas 6,4 TCF se clasifican como probadas y 2,6 TCF se clasifican como probables, equivalentes a unos 1500 MMBN (millones de barriles de petróleo).
Hasta ahora sólo han sido identificadas 10% de las reservas del bloque Cardón IV, área que tiene una extensión de 924,33 kilómetros cuadrados, según una nota de prensa del Ministerio de Energía y Petróleo.
Adicionalmente se incorporaron 172 millones de barriles de reservas probadas de condensados, de los cuales 122 millones son clasificadas como probadas y 50 millones como probables.
28 de ago. de 2010
24 de ago. de 2010
VENEZUELA ES EL QUINTO PAÍS DEL MUNDO QUE MÁS INVIERTE EN ENERGÍA
Venezuela es el quinto país en el mundo que más invierte en energía, con más de 35 mil millones de dólares entre la industria petrolera y básica, afirmó el comisionado de Generación de la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec), Félix Rodríguez.
"Mientras la crisis mundial hace estragos en las economías de Estados Unidos y Europa, en el país se ejecutan inversiones mil millonarias", comentó, de acuerdo con una nota publicada este lunes en el Correo del Orinoco.
Destacó que las tres áreas de valor agregado (generación, transmisión y distribución) que se crearon en Corpoelec permitirán optimizar las operaciones, al aligerar el entramado organizativo.
"Las mesas de trabajo lideradas por los trabajadores llegaron a la conclusión de que un sector eléctrico como el que disponía Venezuela tenía mucha dispersión, tanto de políticas como de recursos, y las experiencias que se estudiaron en el mundo apuntaban a organizarse por procesos", explicó.
Detalló que la generación se agrupará por regiones, con el objetivo de aplanar la organización. "Por ejemplo, Electrificación del Caroní (Edelca) no va a existir desde el punto operacional. El personal de la empresa involucrado en la generación reportará al comisionado, aunque la empresa mantiene la personalidad jurídica para los efectos legales. Este es un proceso que nos llevará tiempo para lograr las mejores prácticas. Estamos trabajando en esa dirección para avanzar en la transición", aclaró.
Rodríguez también subrayó la importancia de la estrategia del Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, en aras de buscar un equilibrio entre la energía térmica y la hídrica.
Mencionó la planta hidroeléctrica El Chorrín que se construirá en Guayana con financiamiento del Fondo Chino. "Se está realizando un inventario para ubicar potenciales pequeñas plantas hidroeléctricas que atiendan las comunidades cercanas a esos puntos. La idea es no desperdiciar el agua", relató.
En los Valles del Tuy, cerca de la población de Santa Lucía, se instalará una planta de generación solar. "En los próximos cinco años se prevé producir casi mil 500 megavatios en energía eólica en la Guajira, Coche, Margarita y Paraguaná", añadió.
Apuntó que, con el fin de impulsar la soberanía tecnológica en la materia, se están constituyendo plantas ensambladoras de equipos. Una de ellas está ubicada en Carora, estado Lara, donde se fabricarán medidores para surtir el mercado nacional, con tecnología china.
"Mientras la crisis mundial hace estragos en las economías de Estados Unidos y Europa, en el país se ejecutan inversiones mil millonarias", comentó, de acuerdo con una nota publicada este lunes en el Correo del Orinoco.
Destacó que las tres áreas de valor agregado (generación, transmisión y distribución) que se crearon en Corpoelec permitirán optimizar las operaciones, al aligerar el entramado organizativo.
"Las mesas de trabajo lideradas por los trabajadores llegaron a la conclusión de que un sector eléctrico como el que disponía Venezuela tenía mucha dispersión, tanto de políticas como de recursos, y las experiencias que se estudiaron en el mundo apuntaban a organizarse por procesos", explicó.
Detalló que la generación se agrupará por regiones, con el objetivo de aplanar la organización. "Por ejemplo, Electrificación del Caroní (Edelca) no va a existir desde el punto operacional. El personal de la empresa involucrado en la generación reportará al comisionado, aunque la empresa mantiene la personalidad jurídica para los efectos legales. Este es un proceso que nos llevará tiempo para lograr las mejores prácticas. Estamos trabajando en esa dirección para avanzar en la transición", aclaró.
Rodríguez también subrayó la importancia de la estrategia del Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, en aras de buscar un equilibrio entre la energía térmica y la hídrica.
Mencionó la planta hidroeléctrica El Chorrín que se construirá en Guayana con financiamiento del Fondo Chino. "Se está realizando un inventario para ubicar potenciales pequeñas plantas hidroeléctricas que atiendan las comunidades cercanas a esos puntos. La idea es no desperdiciar el agua", relató.
En los Valles del Tuy, cerca de la población de Santa Lucía, se instalará una planta de generación solar. "En los próximos cinco años se prevé producir casi mil 500 megavatios en energía eólica en la Guajira, Coche, Margarita y Paraguaná", añadió.
Apuntó que, con el fin de impulsar la soberanía tecnológica en la materia, se están constituyendo plantas ensambladoras de equipos. Una de ellas está ubicada en Carora, estado Lara, donde se fabricarán medidores para surtir el mercado nacional, con tecnología china.
Petrobras assina contrato com KL Energy para desenvolvimento de tecnologia para produção de etanol celulósico
Bagaço de cana será matéria-prima
A Petrobras, por meio da Petrobras America, informa que assinou um contrato de desenvolvimento conjunto com a KL Energy Corporation (KLEG.PK, "KLE") para a otimização da tecnologia da KLE de processamento de etanol celulósico para a utilização de bagaço de cana-de-açúcar como matéria-prima.
A última geração do processo da KLE traz importantes melhorias em comparação com a primeira geração da tecnologia, implementada em 2008 na unidade de demonstração da empresa localizada em Upton, estado de Wyoming (EUA). A unidade utiliza resíduos de madeira como matéria-prima e pode ser otimizada para utilizar vários tipos de matérias-primas.
Como parte do contrato, a Petrobras investirá US$ 11 milhões para adaptar as instalações de demonstração da KLE para utilizar bagaço e validar, por meio de testes, o processo para a produção de etanol celulósico.
Em paralelo, a Petrobras e a KLE desenvolverão um projeto de usina de etanol celulósico em escala industrial que deverá ser totalmente integrado a uma usina de cana-de-açúcar pertencente ao Grupo Petrobras, no Brasil. A usina está programada para entrar em funcionamento em 2013.
O contrato, cujo prazo inicial é de 18 meses, prevê exclusividade mútua na área de desenvolvimento de etanol celulósico a partir do bagaço de cana, e oferece à Petrobras a opção de obter uma licença para utilizar a tecnologia da KLE nos ativos do Grupo Petrobras.
Com este investimento, a Petrobras busca desenvolver mais uma alternativa para produção de biocombustíveis e produtos químicos renováveis e sustentáveis, de forma complementar às iniciativas em andamento, como por exemplo as pesquisas com microalgas para produção de óleo.
Segundo Miguel Rossetto, presidente da Petrobras Biocombustível, "a Petrobras vê o etanol celulósico como uma tecnologia promissora para aumentar a produção de etanol em cerca de 40% sem aumentar a área plantada, além de melhorar sustentabilidade de suas usinas. O contrato com a KLE irá acelerar esse esforço de desenvolvimento".
"O Brasil é líder mundial na produção de biocombustíveis competitivos de biomassa, e acreditamos que o bagaço de cana seja uma matéria-prima adequada para o nosso processo. A KLE pretende estar na vanguarda do mercado emergente de etanol celulósico no Brasil", disse Peter Gross, presidente da KL Energy Corporation.
Sobre a Petrobras
A Petrobras é uma empresa integrada de petróleo, gás e energia que opera nos seguintes segmentos da indústria: exploração e produção, abastecimento, comercialização, transporte e petroquímica, distribuição, gás natural, energia e biocombustíveis. Reconhecida por sua enorme base de recursos e por sua liderança mundial na exploração em águas profundas e ultraprofundas, a Petrobras está presente em todos os cinco continentes e em 28 países. Além disso, tem atividades em energias renováveis, especialmente biocombustíveis, área na qual mantém uma subsidiária, a Petrobras Biocombustível.
Sobre a KL Energy Corporation
A KL Energy Corp. (KLEG.PK) é uma líder no desenvolvimento e comercialização de produtos energéticos de segunda geração à base de celulose, entre os quais o etanol, a bio-lignina e produtos químicos intermediários. A instalação de demonstração comercial da KLE em Upton, estado de Wyoming é uma das primeiras instalações de demonstração de seu tipo a produzir etanol de celulose e produtos de bio-lignina a partir de resíduos de madeira. Ela utiliza um processo proprietário de pré-tratamento termo-mecânico e hidrólise enzimática que a empresa acredita ser um dos processos mais amigáveis ao ambiente no setor. Além disso, a tecnologia pode ser adaptada para utilizar diversas matérias-primas. A KLE fornece ainda serviços de engenharia, de otimização e técnicos para instalações de biocombustíveis. Mais informações estão disponíveis no website da empresa, em www.klenergycorp.com/.
Este comunicado é de caráter meramente informativo, não constitui oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários no Brasil ou em qualquer outra jurisdição e, portanto, não deve ser utilizado como base para qualquer decisão de investimento.
A Petrobras, por meio da Petrobras America, informa que assinou um contrato de desenvolvimento conjunto com a KL Energy Corporation (KLEG.PK, "KLE") para a otimização da tecnologia da KLE de processamento de etanol celulósico para a utilização de bagaço de cana-de-açúcar como matéria-prima.
A última geração do processo da KLE traz importantes melhorias em comparação com a primeira geração da tecnologia, implementada em 2008 na unidade de demonstração da empresa localizada em Upton, estado de Wyoming (EUA). A unidade utiliza resíduos de madeira como matéria-prima e pode ser otimizada para utilizar vários tipos de matérias-primas.
Como parte do contrato, a Petrobras investirá US$ 11 milhões para adaptar as instalações de demonstração da KLE para utilizar bagaço e validar, por meio de testes, o processo para a produção de etanol celulósico.
Em paralelo, a Petrobras e a KLE desenvolverão um projeto de usina de etanol celulósico em escala industrial que deverá ser totalmente integrado a uma usina de cana-de-açúcar pertencente ao Grupo Petrobras, no Brasil. A usina está programada para entrar em funcionamento em 2013.
O contrato, cujo prazo inicial é de 18 meses, prevê exclusividade mútua na área de desenvolvimento de etanol celulósico a partir do bagaço de cana, e oferece à Petrobras a opção de obter uma licença para utilizar a tecnologia da KLE nos ativos do Grupo Petrobras.
Com este investimento, a Petrobras busca desenvolver mais uma alternativa para produção de biocombustíveis e produtos químicos renováveis e sustentáveis, de forma complementar às iniciativas em andamento, como por exemplo as pesquisas com microalgas para produção de óleo.
Segundo Miguel Rossetto, presidente da Petrobras Biocombustível, "a Petrobras vê o etanol celulósico como uma tecnologia promissora para aumentar a produção de etanol em cerca de 40% sem aumentar a área plantada, além de melhorar sustentabilidade de suas usinas. O contrato com a KLE irá acelerar esse esforço de desenvolvimento".
"O Brasil é líder mundial na produção de biocombustíveis competitivos de biomassa, e acreditamos que o bagaço de cana seja uma matéria-prima adequada para o nosso processo. A KLE pretende estar na vanguarda do mercado emergente de etanol celulósico no Brasil", disse Peter Gross, presidente da KL Energy Corporation.
Sobre a Petrobras
A Petrobras é uma empresa integrada de petróleo, gás e energia que opera nos seguintes segmentos da indústria: exploração e produção, abastecimento, comercialização, transporte e petroquímica, distribuição, gás natural, energia e biocombustíveis. Reconhecida por sua enorme base de recursos e por sua liderança mundial na exploração em águas profundas e ultraprofundas, a Petrobras está presente em todos os cinco continentes e em 28 países. Além disso, tem atividades em energias renováveis, especialmente biocombustíveis, área na qual mantém uma subsidiária, a Petrobras Biocombustível.
Sobre a KL Energy Corporation
A KL Energy Corp. (KLEG.PK) é uma líder no desenvolvimento e comercialização de produtos energéticos de segunda geração à base de celulose, entre os quais o etanol, a bio-lignina e produtos químicos intermediários. A instalação de demonstração comercial da KLE em Upton, estado de Wyoming é uma das primeiras instalações de demonstração de seu tipo a produzir etanol de celulose e produtos de bio-lignina a partir de resíduos de madeira. Ela utiliza um processo proprietário de pré-tratamento termo-mecânico e hidrólise enzimática que a empresa acredita ser um dos processos mais amigáveis ao ambiente no setor. Além disso, a tecnologia pode ser adaptada para utilizar diversas matérias-primas. A KLE fornece ainda serviços de engenharia, de otimização e técnicos para instalações de biocombustíveis. Mais informações estão disponíveis no website da empresa, em www.klenergycorp.com/.
Este comunicado é de caráter meramente informativo, não constitui oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários no Brasil ou em qualquer outra jurisdição e, portanto, não deve ser utilizado como base para qualquer decisão de investimento.
ANP realiza mais um leilão de biodiesel no dia 30 de agosto
Fonte: Canal Rural
A Agência Nacional do Petróleo realiza no dia 30 deste mês mais um leilão de biodiesel. Os fabricantes estão otimistas com o crescimento do mercado, mas, na opinião de analistas, a alta no preço do óleo de soja pode reduzir a margem de lucro das usinas.
O Brasil produz 57 bilhões de litros de biodiesel por ano. Quarenta e uma indústrias, espalhadas pelo país, se dedicam a transformar óleo vegetal em combustível - um mercado que tem incentivo do governo. A comercialização do biodiesel é feita nos leiloes promovidos pela ANP.
O empresário Alexandre Pereira participa dos leiloes desde 2007 e vem aumentando os investimentos no setor. Só neste ano foram mais de R$ 23,5 milhões para ampliar a capacidade da usina, que fica em Taubaté, interior de São Paulo.
Mas o crescimento da companhia depende dos valores pagos pelo litro do biodiesel. Para o próximo leilão do dia 30, a ANP estabeleceu o teto máximo em R$ 2,32 pelo litro, o mesmo valor praticado no ultimo leilão, realizado em maio.
A situação preocupa porque enquanto o preço do biodiesel permanece o mesmo, a cotação do óleo de soja, ainda a principal matéria prima das usinas, não para de subir. Segundo a Agência Safras, nos últimos dois meses o preço da tonelada passou de R$ 1,7 mil para R$ 1,9mil. O analista de mercado Miguel Biegai alerta que se o custo continuar aumentando, as empresas podem ter prejuízo:
– O receio é vender o biodiesel por R$ 2,32 ou R$ 2,30 e o preço do óleo de soja disparar no quarto trimestre. Vai ter um preço de venda de biodiesel fixado e o preço do insumo subindo. Ou seja, pode acontecer do preço do insumo ser mais alto, como aconteceu já. Já aconteceu do setor vender biodiesel por um preço e o óleo de soja ultrapassar em muito o preço de venda do biodiesel.
A Agência Nacional do Petróleo realiza no dia 30 deste mês mais um leilão de biodiesel. Os fabricantes estão otimistas com o crescimento do mercado, mas, na opinião de analistas, a alta no preço do óleo de soja pode reduzir a margem de lucro das usinas.
O Brasil produz 57 bilhões de litros de biodiesel por ano. Quarenta e uma indústrias, espalhadas pelo país, se dedicam a transformar óleo vegetal em combustível - um mercado que tem incentivo do governo. A comercialização do biodiesel é feita nos leiloes promovidos pela ANP.
O empresário Alexandre Pereira participa dos leiloes desde 2007 e vem aumentando os investimentos no setor. Só neste ano foram mais de R$ 23,5 milhões para ampliar a capacidade da usina, que fica em Taubaté, interior de São Paulo.
Mas o crescimento da companhia depende dos valores pagos pelo litro do biodiesel. Para o próximo leilão do dia 30, a ANP estabeleceu o teto máximo em R$ 2,32 pelo litro, o mesmo valor praticado no ultimo leilão, realizado em maio.
A situação preocupa porque enquanto o preço do biodiesel permanece o mesmo, a cotação do óleo de soja, ainda a principal matéria prima das usinas, não para de subir. Segundo a Agência Safras, nos últimos dois meses o preço da tonelada passou de R$ 1,7 mil para R$ 1,9mil. O analista de mercado Miguel Biegai alerta que se o custo continuar aumentando, as empresas podem ter prejuízo:
– O receio é vender o biodiesel por R$ 2,32 ou R$ 2,30 e o preço do óleo de soja disparar no quarto trimestre. Vai ter um preço de venda de biodiesel fixado e o preço do insumo subindo. Ou seja, pode acontecer do preço do insumo ser mais alto, como aconteceu já. Já aconteceu do setor vender biodiesel por um preço e o óleo de soja ultrapassar em muito o preço de venda do biodiesel.
Curso da UFRJ pretende incentivar integração energética
Fonte: Agência Brasil
Trinta e cinco alunos da Colômbia, Bolívia, Costa Rica, Nicarágua, do Uruguai, Panamá e de El Salvador integram a segunda turma do curso de pós-graduação em análise econômica da integração energética. O Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) inicia hoje (23) as aulas. A primeira turma recebeu, no ano passado, 25 alunos estrangeiros, procedentes principalmente do Peru.
O curso visa a “criar uma cultura a favor da integração energética”, afirmou o coordenador do Gesel, professor Nivalde de Castro. Ele explicou que como o Brasil tem uma posição catalizadora nesse processo - “é a maior economia, o maior mercado de energia elétrica, a maior rede de transmissão de energia da América Latina” – ele pode fazer essa integração, aproveitando o excedente da energia gerada nos demais países, cujos mercados são reduzidos.
Embora tenham um potencial hidrelétrico grande, os países da América do Sul não podem construir usinas hidrelétricas para aproveitamento máximo porque o mercado deles é pequeno. “E o Brasil entrando, pode trazer essa energia para o país e viabilizar economicamente a construção de usinas maiores”, avaliou Castro.
O curso se estenderá por dez meses, incluindo visitas às usinas de Itaipu, Jirau, Santo Antonio, Simplício, e a laboratórios, além de palestras com as principais autoridades do setor elétrico nacional. Na turma de 2009, participaram 25 alunos brasileiros, funcionários das empresas do Sistema Eletrobras. Este ano, o Gesel decidiu reduzir o número de integrantes brasileiros do curso para 15, de modo a elevar o total de participantes estrangeiros.
A primeira atividade extra-classe da turma será o 5º Seminário Internacional do Setor de Energia Elétrica: Integração com Energia Renovável, que o Gesel promove amanhã (24) e depois (25) no Rio de Janeiro. Serão abordados no encontro os setores elétricos da Colômbia, do Peru, da Bolívia e América Central. “O foco é a integração energética”, salientou Nivalde de Castro.
Para o economista do Gesel, o desafio para a integração está concentrado na criação de normas de regulação e operação dos mercados. Ele lembrou que para trazer energia ao Brasil, os contratos das usinas hidrelétricas devem ser de longo prazo, por 30 anos.
“Então, deve ter tratados que determinem isso e normas de regulação e operação que aceitem essa interface entre os dois países”. A elaboração de tratados bilaterais, como o firmado recentemente pelas autoridades do Brasil e Peru, pode facilitar esse processo, porque define os parâmetros da integração. “A gente está otimista, porque está conseguindo vencer toda a resistência e o medo de que a integração é problemática. E não é”, assegurou Castro.
Trinta e cinco alunos da Colômbia, Bolívia, Costa Rica, Nicarágua, do Uruguai, Panamá e de El Salvador integram a segunda turma do curso de pós-graduação em análise econômica da integração energética. O Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) inicia hoje (23) as aulas. A primeira turma recebeu, no ano passado, 25 alunos estrangeiros, procedentes principalmente do Peru.
O curso visa a “criar uma cultura a favor da integração energética”, afirmou o coordenador do Gesel, professor Nivalde de Castro. Ele explicou que como o Brasil tem uma posição catalizadora nesse processo - “é a maior economia, o maior mercado de energia elétrica, a maior rede de transmissão de energia da América Latina” – ele pode fazer essa integração, aproveitando o excedente da energia gerada nos demais países, cujos mercados são reduzidos.
Embora tenham um potencial hidrelétrico grande, os países da América do Sul não podem construir usinas hidrelétricas para aproveitamento máximo porque o mercado deles é pequeno. “E o Brasil entrando, pode trazer essa energia para o país e viabilizar economicamente a construção de usinas maiores”, avaliou Castro.
O curso se estenderá por dez meses, incluindo visitas às usinas de Itaipu, Jirau, Santo Antonio, Simplício, e a laboratórios, além de palestras com as principais autoridades do setor elétrico nacional. Na turma de 2009, participaram 25 alunos brasileiros, funcionários das empresas do Sistema Eletrobras. Este ano, o Gesel decidiu reduzir o número de integrantes brasileiros do curso para 15, de modo a elevar o total de participantes estrangeiros.
A primeira atividade extra-classe da turma será o 5º Seminário Internacional do Setor de Energia Elétrica: Integração com Energia Renovável, que o Gesel promove amanhã (24) e depois (25) no Rio de Janeiro. Serão abordados no encontro os setores elétricos da Colômbia, do Peru, da Bolívia e América Central. “O foco é a integração energética”, salientou Nivalde de Castro.
Para o economista do Gesel, o desafio para a integração está concentrado na criação de normas de regulação e operação dos mercados. Ele lembrou que para trazer energia ao Brasil, os contratos das usinas hidrelétricas devem ser de longo prazo, por 30 anos.
“Então, deve ter tratados que determinem isso e normas de regulação e operação que aceitem essa interface entre os dois países”. A elaboração de tratados bilaterais, como o firmado recentemente pelas autoridades do Brasil e Peru, pode facilitar esse processo, porque define os parâmetros da integração. “A gente está otimista, porque está conseguindo vencer toda a resistência e o medo de que a integração é problemática. E não é”, assegurou Castro.
Irã começa a operar primeira usina nuclear com urânio enriquecido na Rússia
Fonte: Agência Brasil
O Irã iniciou as operações na primeira usina nuclear do país ao carregar o reator de Bushehr com combustível fornecido pela Rússia, segundo informações da BBC Brasil. Em, no máximo, três meses a usina deverá começar a produzir energia elétrica.
A Rússia fornece o urânio enriquecido para a usina e fica responsável pela retirada do combustível após a utilização. Dessa forma, a possibilidade de desvio do urânio para a produção de armas militares fica praticamente eliminada. O urânio usado como combustível na usina tem um nível de enriquecimento de 3,5%, muito abaixo dos 90% necessários para a fabricação de armas atômicas.
O Irã está sob sanções da Organização das Nações Unidas (ONU) por causa de seu programa de enriquecimento de urânio, que é apontado por muitos países como indício da intenção iraniana de produzir bombas atômicas. O governo iraniano nega a acusação e afirma que o programa nuclear é pacífico e tem como prioridade a produção de energia elétrica.
O Irã iniciou as operações na primeira usina nuclear do país ao carregar o reator de Bushehr com combustível fornecido pela Rússia, segundo informações da BBC Brasil. Em, no máximo, três meses a usina deverá começar a produzir energia elétrica.
A Rússia fornece o urânio enriquecido para a usina e fica responsável pela retirada do combustível após a utilização. Dessa forma, a possibilidade de desvio do urânio para a produção de armas militares fica praticamente eliminada. O urânio usado como combustível na usina tem um nível de enriquecimento de 3,5%, muito abaixo dos 90% necessários para a fabricação de armas atômicas.
O Irã está sob sanções da Organização das Nações Unidas (ONU) por causa de seu programa de enriquecimento de urânio, que é apontado por muitos países como indício da intenção iraniana de produzir bombas atômicas. O governo iraniano nega a acusação e afirma que o programa nuclear é pacífico e tem como prioridade a produção de energia elétrica.
20 de ago. de 2010
Produção de petróleo e gás da Petrobras no Brasil e no exterior cresceu 3,3% em julho
A produção média diária de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior em julho foi de 2.580.932 barris de óleo equivalente (boed). Esse resultado ficou 3,3% acima do volume registrado no mesmo mês de 2009, quando foram produzidos 2.498.116 boed e foi 0,7% maior do que os 2.563.193 boed, produzidos em junho de 2010.
Considerando apenas os campos no Brasil, a produção média diária de petróleo e gás alcançou 2.335.861 barris de óleo equivalente, com um aumento de 3,6% em relação aos 2.254.409 boed, extraídos no mesmo mês de 2009 e de 0,9% quando comparado ao volume produzido em junho de 2010. A produção exclusiva de petróleo dos campos nacionais chegou a 2.005.010 barris/dia e foi 3,4 % superior aos 1.937.587 barris/dia, produzidos em julho de 2009.
Na comparação com o mês anterior (junho de 2010) o aumento da produção de petróleo de julho foi de 1,4%. Esse aumento, de 27.217 barris na produção média diária, foi consequência do início de operação da plataforma FPSO-Cidade de Santos, nos campos de Uruguá e Tambaú (Bacia de Santos) e da entrada de novos poços no FPSO-Capixaba, no Parque das Baleias, no mar do Espírito Santo (Bacia de Campos). Também contribuiu para o aumento o retorno à produção da plataforma P-43, no Campo de Barracuda (Bacia de Campos), que no mês de junho se encontrava em manutenção programada.
A produção de gás natural dos campos nacionais atingiu 52 milhões 601 mil metros cúbicos diários em julho, mantendo-se nos mesmos níveis em relação ao mês anterior e ao mesmo mês de 2009.
O volume médio de petróleo e gás natural extraídos dos campos situados nos países onde a Petrobras atua no exterior chegou a 245.071 barris de óleo equivalente por dia em julho, representando um aumento de 0,6% em relação a julho de 2009. Contribuiu para o resultado a entrada em produção de novos poços nos campos de Akpo e de Agbami, ambos na Nigéria. Quando comparado com junho de 2010, o volume apresentou uma redução de 1,2%, devido a questões operacionais em Akpo.
A produção de gás natural no exterior foi de 16 milhões 47 mil metros cúbicos, registrando um acréscimo de 1,1% em relação a junho de 2010, em função de maior produção na Argentina. Já em comparação com o mesmo mês do ano passado, houve uma redução de 6,7%, em decorrência de menor produção na Argentina, Estados Unidos e Venezuela
Observações:
* Produção Consolidada refere-se à produção proveniente das empresas controladas pela Petrobras.
** Produção Não-Consolidada refere-se à produção proveniente de empresas onde a Petrobras detém participação, mas não o controle.
Considerando apenas os campos no Brasil, a produção média diária de petróleo e gás alcançou 2.335.861 barris de óleo equivalente, com um aumento de 3,6% em relação aos 2.254.409 boed, extraídos no mesmo mês de 2009 e de 0,9% quando comparado ao volume produzido em junho de 2010. A produção exclusiva de petróleo dos campos nacionais chegou a 2.005.010 barris/dia e foi 3,4 % superior aos 1.937.587 barris/dia, produzidos em julho de 2009.
Na comparação com o mês anterior (junho de 2010) o aumento da produção de petróleo de julho foi de 1,4%. Esse aumento, de 27.217 barris na produção média diária, foi consequência do início de operação da plataforma FPSO-Cidade de Santos, nos campos de Uruguá e Tambaú (Bacia de Santos) e da entrada de novos poços no FPSO-Capixaba, no Parque das Baleias, no mar do Espírito Santo (Bacia de Campos). Também contribuiu para o aumento o retorno à produção da plataforma P-43, no Campo de Barracuda (Bacia de Campos), que no mês de junho se encontrava em manutenção programada.
A produção de gás natural dos campos nacionais atingiu 52 milhões 601 mil metros cúbicos diários em julho, mantendo-se nos mesmos níveis em relação ao mês anterior e ao mesmo mês de 2009.
O volume médio de petróleo e gás natural extraídos dos campos situados nos países onde a Petrobras atua no exterior chegou a 245.071 barris de óleo equivalente por dia em julho, representando um aumento de 0,6% em relação a julho de 2009. Contribuiu para o resultado a entrada em produção de novos poços nos campos de Akpo e de Agbami, ambos na Nigéria. Quando comparado com junho de 2010, o volume apresentou uma redução de 1,2%, devido a questões operacionais em Akpo.
A produção de gás natural no exterior foi de 16 milhões 47 mil metros cúbicos, registrando um acréscimo de 1,1% em relação a junho de 2010, em função de maior produção na Argentina. Já em comparação com o mesmo mês do ano passado, houve uma redução de 6,7%, em decorrência de menor produção na Argentina, Estados Unidos e Venezuela
Observações:
* Produção Consolidada refere-se à produção proveniente das empresas controladas pela Petrobras.
** Produção Não-Consolidada refere-se à produção proveniente de empresas onde a Petrobras detém participação, mas não o controle.
Inscrição para cursos do Prominp: prazo para
Termina na próxima terça-feira, dia 24 de agosto, o prazo para pedido de isenção da taxa de inscrição no processo seletivo que oferecerá quase 28 mil vagas em cursos gratuitos de qualificação profissional para o setor de petróleo e gás. Os cursos são oferecidos pelo Prominp - Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural.
Podem pedir a isenção da taxa as pessoas que tiverem Número de Identificação Social (NIS) e comprovem ter renda familiar mensal de até três salários mínimos. Os pedidos devem ser feitos no momento da inscrição no processo seletivo, através do site do Prominp (www.prominp.com.br) ou da Cesgranrio (www.cesgranrio.com.br). Não há necessidade de envio de documentos para solicitar a isenção: basta inserir no formulário eletrônico as seguintes informações:
a) Número de Identificação Social (NIS) no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal (CadÚnico), nos termos do Decreto nº 6.135/2008;
b) comprovação de que é membro de “família de baixa renda”, ou seja, que possui renda familiar mensal per capita de até meio salário mínimo, ou que possui renda familiar mensal de até três salários mínimos (Decreto nº 6.135/2008).
Para aqueles que não atenderem os critérios de isentos a taxa é de R$ 24,00 para candidatos a cursos de nível básico; R$ 40,00 para níveis médio e técnico; e R$ 60,00 para as categorias de nível superior.
O processo seletivo do Prominp encerrará o período geral de inscrições em 12 de setembro.
Prazos para deferimento
O simples preenchimento dos dados do pedido de isenção não garante que o candidato fique isento do pagamento da taxa de inscrição. As informações serão submetidas à analise da Fundação Cesgranrio, entidade responsável pela organização do processo seletivo. A relação dos que tiverem o pedido deferido será divulgada em 2 de setembro, nos sites da Cesgranrio e do Prominp. Nos dias 2 e 3 de setembro, os que não concordarem com a avaliação poderão pedir nova análise. Em 9 de setembro, sairá a relação final dos pedidos de isenção de taxa deferidos. A partir desta data, o pagamento da taxa se tornará condição obrigatória para que a inscrição seja aceita como válida.
Postos de inscrição
Serão oferecidas 27.915 vagas, em 13 estados, para cursos gratuitos em categorias profissionais de níveis básico, médio, técnico e superior. Para concorrer a uma das vagas oferecidas, o candidato deve ter idade igual ou superior a 18 anos, além de preencher os pré-requisitos do curso desejado.
As inscrições para os cursos gratuitos do Prominp deverão ser feitas pela internet. Quem não tiver acesso a computador poderá se inscrever nos postos mencionados no edital.
Para esclarecimento de dúvidas sobre o edital, o candidato deverá entrar em contato com a Fundação Cesgranrio, das 9 às 17 horas, no telefone 0800 701 2028 ou por e-mail (prominp@cesgranrio.org.br.). Nos demais casos, a consulta deve ser encaminhada através da seção ‘Fale Conosco’ do portal do Prominp (WWW.prominp.com.br).
Podem pedir a isenção da taxa as pessoas que tiverem Número de Identificação Social (NIS) e comprovem ter renda familiar mensal de até três salários mínimos. Os pedidos devem ser feitos no momento da inscrição no processo seletivo, através do site do Prominp (www.prominp.com.br) ou da Cesgranrio (www.cesgranrio.com.br). Não há necessidade de envio de documentos para solicitar a isenção: basta inserir no formulário eletrônico as seguintes informações:
a) Número de Identificação Social (NIS) no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal (CadÚnico), nos termos do Decreto nº 6.135/2008;
b) comprovação de que é membro de “família de baixa renda”, ou seja, que possui renda familiar mensal per capita de até meio salário mínimo, ou que possui renda familiar mensal de até três salários mínimos (Decreto nº 6.135/2008).
Para aqueles que não atenderem os critérios de isentos a taxa é de R$ 24,00 para candidatos a cursos de nível básico; R$ 40,00 para níveis médio e técnico; e R$ 60,00 para as categorias de nível superior.
O processo seletivo do Prominp encerrará o período geral de inscrições em 12 de setembro.
Prazos para deferimento
O simples preenchimento dos dados do pedido de isenção não garante que o candidato fique isento do pagamento da taxa de inscrição. As informações serão submetidas à analise da Fundação Cesgranrio, entidade responsável pela organização do processo seletivo. A relação dos que tiverem o pedido deferido será divulgada em 2 de setembro, nos sites da Cesgranrio e do Prominp. Nos dias 2 e 3 de setembro, os que não concordarem com a avaliação poderão pedir nova análise. Em 9 de setembro, sairá a relação final dos pedidos de isenção de taxa deferidos. A partir desta data, o pagamento da taxa se tornará condição obrigatória para que a inscrição seja aceita como válida.
Postos de inscrição
Serão oferecidas 27.915 vagas, em 13 estados, para cursos gratuitos em categorias profissionais de níveis básico, médio, técnico e superior. Para concorrer a uma das vagas oferecidas, o candidato deve ter idade igual ou superior a 18 anos, além de preencher os pré-requisitos do curso desejado.
As inscrições para os cursos gratuitos do Prominp deverão ser feitas pela internet. Quem não tiver acesso a computador poderá se inscrever nos postos mencionados no edital.
Para esclarecimento de dúvidas sobre o edital, o candidato deverá entrar em contato com a Fundação Cesgranrio, das 9 às 17 horas, no telefone 0800 701 2028 ou por e-mail (prominp@cesgranrio.org.br.). Nos demais casos, a consulta deve ser encaminhada através da seção ‘Fale Conosco’ do portal do Prominp (WWW.prominp.com.br).
Algas também podem ser fonte de energia
Manutenção & Suprimentos
Considerada a terceira geração de biocombustíveis, a produção à base de algas marinhas pode se tornar uma ótima alternativa para substituir os combustíveis fósseis. Com rendimento mais eficiente que a soja e outras matérias-primas comuns, as algas praticamente não oferecem impactos ambientais.
A produção de biocombustível feita a partir de algas marinhas apresenta muitas vantagens. Além de contribuir para a diminuição das emissões de gás carbônico liberados pelos automóveis, as algas absorvem uma enorme quantidade de CO2 durante o seu crescimento.
O teor energético das algas é cem vezes superior ao da soja e tudo o que é necessário para o seu crescimento é luz, água e gás carbônico. Como não há necessidade da produção ser feita em água doce, são minimizados os riscos de contaminação de água potável.
Mesmo diante de diversas vantagens, existem as desvantagens. Os métodos testados para a produção de algas possuem altos custos e isso dificulta a produção em larga escala. Por isso, mesmo sendo uma ótima alternativa para o meio ambiente, é provável que a comercialização do biocombustível de algas se torne realidade somente na próxima década. Após novas pesquisas e desenvolvimento de tecnologias.
Considerada a terceira geração de biocombustíveis, a produção à base de algas marinhas pode se tornar uma ótima alternativa para substituir os combustíveis fósseis. Com rendimento mais eficiente que a soja e outras matérias-primas comuns, as algas praticamente não oferecem impactos ambientais.
A produção de biocombustível feita a partir de algas marinhas apresenta muitas vantagens. Além de contribuir para a diminuição das emissões de gás carbônico liberados pelos automóveis, as algas absorvem uma enorme quantidade de CO2 durante o seu crescimento.
O teor energético das algas é cem vezes superior ao da soja e tudo o que é necessário para o seu crescimento é luz, água e gás carbônico. Como não há necessidade da produção ser feita em água doce, são minimizados os riscos de contaminação de água potável.
Mesmo diante de diversas vantagens, existem as desvantagens. Os métodos testados para a produção de algas possuem altos custos e isso dificulta a produção em larga escala. Por isso, mesmo sendo uma ótima alternativa para o meio ambiente, é provável que a comercialização do biocombustível de algas se torne realidade somente na próxima década. Após novas pesquisas e desenvolvimento de tecnologias.
Hotel em Toronto usa geotermia e reduz 75% de emissões
Engenharia e Arquitetura
O que era apenas um velho edifício de 140 anos, situado no centro histórico de Toronto, Canadá, transformou-se em um albergue da juventude. Mas não um hotel qualquer, e sim no “mais verde hotel da América do Norte”, nas palavras de um dos seus idealizadores, Tom Rand, diretor da VCI Green Funds, uma empresa de venture capital.
A idéia, originalmente, foi de Anthony Aarts, um empreiteiro que a concebeu numa noite de 2006 quando perambulava pelo bairro. O edifício encontrava-se desativado há dez anos. Ele acessou o telhado, através do antigo shaft do elevador, de onde vislumbrou a oportunidade de fazer, ali, um edifício verde.
Inspirado pela visão da College Street, ele elaborou um plano para transformar o prédio e foi à procura de Rand, para conseguir financiamento. O investidor concordou, sob a condição de que o edifício usasse o mínimo de energia possível. “Há outros prédios verdes na cidade, mas nós estamos dando um passo adiante com este”, diz ele. “O edifício vai ter uma pegada de carbono operacional 75% menor do que o habitual.”
A maneira mais fácil de fazer isso era cavando um buraco embaixo da College Street para captar o calor do núcleo da Terra. Em vez de usá-lo para ferver água e gerar eletricidade, como na Islândia, em Toronto, o calor abaixo da linha de geada é apenas o suficiente para aquecer a água, que é então utilizada para aquecer o edifício.
Rand e Aarts contrataram, então, a CleanEnergy Developments, uma empresa canadense especializada em geotermia, para instalar uma milha de tubulação em ziguezague, abaixo da viela ao lado do edifício. Uma mistura de glicol circula pela tubulação, buscando calor a uma profundidade de cerca de 100 metros, onde a temperatura oscila ente 14 e 15 graus Celsius. “O arquiteto estava cético se conseguiríamos autorização para cavar em busca da energia geotérmica, mas Adam Vaughn (vereador do distrito) foi fantástico”, diz Aarts.
O líquido que circula pela tubulação enterrada passa através das várias bombas de calor espalhadas pelo edifício elevando a temperatura ambiente.
As bombas de calor usam uma grande quantidade de energia elétrica, mas não tanto quanto o próprio edifício gera a partir de um conjunto de painéis fotovoltaicos no telhado.
Qualquer eletricidade extra gerada pode ser vendida à rede no âmbito do microFit program de Ontário. Segundo estimativas de Aarts, o edifício terá uma renda entre $ 400 a $ 500 por mês vendendo eletricidade de volta à cidade, por um preço garantido de $ 0,80 por kWh. Combinado ao dinheiro economizado na conta do aquecimento, no inverno, e do resfriamento, no verão, tem-se um prédio que transforma redução de impacto ambiental em fonte de renda.
No futuro, Rand está confiante de que projetos como este serão o normal, por fazerem tanto dinheiro. “Não é o altruísmo que irá transformar a nossa sociedade em uma economia de baixo carbono, mas o lucro. O custo total do equipamento aqui não era muito, cerca de 5% do custo da construção”, diz ele. “Se você pode tomar emprestado esse dinheiro, o seu pagamento mensal será de cerca de 1000 dólares, que é menos do que o dinheiro economizado nas contas de energia. Você está ganhando dinheiro.”
Acrescente a isso os 25% que a província e o governo federal concedem cada um, a título de redução dos custos do capital verde, e se começa a ver um modelo de negócio atraente. “Se você pode tomar dinheiro mais barato, tudo isso se paga”, afirma Rand. A previsão de retorno do investimento em 4 anos.
Além disso, desde que os investidores compraram o prédio em 2006, as tecnologias verdes se tornaram mais acessíveis. “A tecnologia que está disponível agora torna tudo mais fácil para nós”, diz Aarts. “A demanda e a tecnologia estão começando a engrenar. Em 2006, as grandes luzes LED eram puramente experimentais. A iluminação em todo o edifício usa menos energia do que uma torradeira de duas fatias.”
A economia de energia está em toda parte. Em torno dos canos de escoamento da água dos chuveiros Aarts envolveu tubos de cobre a fim de capturar o calor da água quente que escorre pelo ralo. O calor é levado de volta para a tubulação de água fria, permitindo que o chuveiro use menos água quente. No telhado está outra bomba de troca de calor que recupera o vapor úmido que é exaurido dos banheiros, enviando-o de volta para o prédio.
A fim de tornar este processo transparente para os hóspedes, a maioria dos equipamentos de economia de energia será visível através de paredes de vidro. “Temos medidores em cada dispositivo de aquecimento interno que soma a quantidade de energia derivada do sistema”, diz Aarts. “Os clientes podem ver o quanto de energia está sendo recuperada a qualquer momento.”
Na cobertura, um medidor de energia elétrica será instalado acima do bar. “Quando os hóspedes estiverem sentados, bebendo algo, eles verão o quanto de energia está sendo produzida pelos painéis solares.” Eles usaram todo o espaço do telhado e outros disponíveis para a produção de energia. Mesmo parte do pátio é coberto por painéis fotovoltaicos. “No verão, com seus 30 graus de temperatura, os hóspedes saberão que estarão usufruindo de uma sombra que produz eletricidade”, diz ele.
Com todas estas economias de energia e uma margem de lucro saudável, Rand é claramente otimista: “Nós nos reivindicamos o hotel mais ecológico da América do Norte, e eu ainda não encontrei alguém para me dizer que estamos errados”.
O que era apenas um velho edifício de 140 anos, situado no centro histórico de Toronto, Canadá, transformou-se em um albergue da juventude. Mas não um hotel qualquer, e sim no “mais verde hotel da América do Norte”, nas palavras de um dos seus idealizadores, Tom Rand, diretor da VCI Green Funds, uma empresa de venture capital.
A idéia, originalmente, foi de Anthony Aarts, um empreiteiro que a concebeu numa noite de 2006 quando perambulava pelo bairro. O edifício encontrava-se desativado há dez anos. Ele acessou o telhado, através do antigo shaft do elevador, de onde vislumbrou a oportunidade de fazer, ali, um edifício verde.
Inspirado pela visão da College Street, ele elaborou um plano para transformar o prédio e foi à procura de Rand, para conseguir financiamento. O investidor concordou, sob a condição de que o edifício usasse o mínimo de energia possível. “Há outros prédios verdes na cidade, mas nós estamos dando um passo adiante com este”, diz ele. “O edifício vai ter uma pegada de carbono operacional 75% menor do que o habitual.”
A maneira mais fácil de fazer isso era cavando um buraco embaixo da College Street para captar o calor do núcleo da Terra. Em vez de usá-lo para ferver água e gerar eletricidade, como na Islândia, em Toronto, o calor abaixo da linha de geada é apenas o suficiente para aquecer a água, que é então utilizada para aquecer o edifício.
Rand e Aarts contrataram, então, a CleanEnergy Developments, uma empresa canadense especializada em geotermia, para instalar uma milha de tubulação em ziguezague, abaixo da viela ao lado do edifício. Uma mistura de glicol circula pela tubulação, buscando calor a uma profundidade de cerca de 100 metros, onde a temperatura oscila ente 14 e 15 graus Celsius. “O arquiteto estava cético se conseguiríamos autorização para cavar em busca da energia geotérmica, mas Adam Vaughn (vereador do distrito) foi fantástico”, diz Aarts.
O líquido que circula pela tubulação enterrada passa através das várias bombas de calor espalhadas pelo edifício elevando a temperatura ambiente.
As bombas de calor usam uma grande quantidade de energia elétrica, mas não tanto quanto o próprio edifício gera a partir de um conjunto de painéis fotovoltaicos no telhado.
Qualquer eletricidade extra gerada pode ser vendida à rede no âmbito do microFit program de Ontário. Segundo estimativas de Aarts, o edifício terá uma renda entre $ 400 a $ 500 por mês vendendo eletricidade de volta à cidade, por um preço garantido de $ 0,80 por kWh. Combinado ao dinheiro economizado na conta do aquecimento, no inverno, e do resfriamento, no verão, tem-se um prédio que transforma redução de impacto ambiental em fonte de renda.
No futuro, Rand está confiante de que projetos como este serão o normal, por fazerem tanto dinheiro. “Não é o altruísmo que irá transformar a nossa sociedade em uma economia de baixo carbono, mas o lucro. O custo total do equipamento aqui não era muito, cerca de 5% do custo da construção”, diz ele. “Se você pode tomar emprestado esse dinheiro, o seu pagamento mensal será de cerca de 1000 dólares, que é menos do que o dinheiro economizado nas contas de energia. Você está ganhando dinheiro.”
Acrescente a isso os 25% que a província e o governo federal concedem cada um, a título de redução dos custos do capital verde, e se começa a ver um modelo de negócio atraente. “Se você pode tomar dinheiro mais barato, tudo isso se paga”, afirma Rand. A previsão de retorno do investimento em 4 anos.
Além disso, desde que os investidores compraram o prédio em 2006, as tecnologias verdes se tornaram mais acessíveis. “A tecnologia que está disponível agora torna tudo mais fácil para nós”, diz Aarts. “A demanda e a tecnologia estão começando a engrenar. Em 2006, as grandes luzes LED eram puramente experimentais. A iluminação em todo o edifício usa menos energia do que uma torradeira de duas fatias.”
A economia de energia está em toda parte. Em torno dos canos de escoamento da água dos chuveiros Aarts envolveu tubos de cobre a fim de capturar o calor da água quente que escorre pelo ralo. O calor é levado de volta para a tubulação de água fria, permitindo que o chuveiro use menos água quente. No telhado está outra bomba de troca de calor que recupera o vapor úmido que é exaurido dos banheiros, enviando-o de volta para o prédio.
A fim de tornar este processo transparente para os hóspedes, a maioria dos equipamentos de economia de energia será visível através de paredes de vidro. “Temos medidores em cada dispositivo de aquecimento interno que soma a quantidade de energia derivada do sistema”, diz Aarts. “Os clientes podem ver o quanto de energia está sendo recuperada a qualquer momento.”
Na cobertura, um medidor de energia elétrica será instalado acima do bar. “Quando os hóspedes estiverem sentados, bebendo algo, eles verão o quanto de energia está sendo produzida pelos painéis solares.” Eles usaram todo o espaço do telhado e outros disponíveis para a produção de energia. Mesmo parte do pátio é coberto por painéis fotovoltaicos. “No verão, com seus 30 graus de temperatura, os hóspedes saberão que estarão usufruindo de uma sombra que produz eletricidade”, diz ele.
Com todas estas economias de energia e uma margem de lucro saudável, Rand é claramente otimista: “Nós nos reivindicamos o hotel mais ecológico da América do Norte, e eu ainda não encontrei alguém para me dizer que estamos errados”.
ANP vai leiloar este ano novos blocos de petróleo fora da camada pré-sal
Jorge Wamburg, da Agência Brasil
A Agência Nacional do Petróleo (ANP) deverá licitar, ainda em 2010, novos blocos de exploração de petróleo no litoral brasileiro, fora da camada do pré-sal, que abrange uma área de 140 mil quilômetros quadrados compreendendo os estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo e de São Paulo, conhecida como Picanha Azul.
A informação foi dada dia 18 pelo ministro de Minas e Energia, Márcio Zimmerman, durante a abertura 1º Seminário Brasileiro do Pré-Sal, no auditório do ministério, em Brasília. Segundo ele, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovará ainda este mês os blocos a serem licitados, já escolhidos pelos técnicos da pasta e da ANP.
Zimmerman disse que este ano não haverá licitação para exploração de petróleo do pré-sal. O ministro afirmou que o objetivo do governo com a criação do marco regulatório do pré-sal – que já teve dois projetos aprovados no Congresso e ainda tem um para ser votado – é “tornar o país autossuficiente na produção e exportação e petróleo, além de aprimorar a capacidade de refino, para que possamos agregar valor aos produtos derivados”.
Ele informou ainda que as pesquisas da ANP comprovaram que a reserva conhecida como Picanha Azul acumula cerca de 50 bilhões de barris de petróleo, com um potencial de produção de 5 milhões de barris por dia.
O 1º Seminário Brasileiro do Pré-Sal vai até hoje, sexta-feira (20), com a participação de especialistas de diversas áreas ligadas à exploração do petróleo no litoral brasileiro.
A Agência Nacional do Petróleo (ANP) deverá licitar, ainda em 2010, novos blocos de exploração de petróleo no litoral brasileiro, fora da camada do pré-sal, que abrange uma área de 140 mil quilômetros quadrados compreendendo os estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo e de São Paulo, conhecida como Picanha Azul.
A informação foi dada dia 18 pelo ministro de Minas e Energia, Márcio Zimmerman, durante a abertura 1º Seminário Brasileiro do Pré-Sal, no auditório do ministério, em Brasília. Segundo ele, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovará ainda este mês os blocos a serem licitados, já escolhidos pelos técnicos da pasta e da ANP.
Zimmerman disse que este ano não haverá licitação para exploração de petróleo do pré-sal. O ministro afirmou que o objetivo do governo com a criação do marco regulatório do pré-sal – que já teve dois projetos aprovados no Congresso e ainda tem um para ser votado – é “tornar o país autossuficiente na produção e exportação e petróleo, além de aprimorar a capacidade de refino, para que possamos agregar valor aos produtos derivados”.
Ele informou ainda que as pesquisas da ANP comprovaram que a reserva conhecida como Picanha Azul acumula cerca de 50 bilhões de barris de petróleo, com um potencial de produção de 5 milhões de barris por dia.
O 1º Seminário Brasileiro do Pré-Sal vai até hoje, sexta-feira (20), com a participação de especialistas de diversas áreas ligadas à exploração do petróleo no litoral brasileiro.
Pesquisas questionam destino do petróleo no Golfo do México
Por Fabiano Ávila, da Carbono Brasil
Dois relatórios divulgados nesta terça-feira (17) lançam dúvidas sobre os informes do governo norte-americano de que a maior parte dos mais de quatro milhões de barris de petróleo que vazaram da explosão da plataforma da BP já haviam sido recolhidos, queimados ou dispersados.
Um dos estudos foi publicado por pesquisadores da Universidade da Geórgia e afirma que cerca de 75% do petróleo ainda está na área, mas submerso, e segue sendo uma ameaça para o ecossistema.
O relatório se baseou nos mesmos dados que o governo dos EUA, mas obteve resultados totalmente diferentes. “A idéia de que quase todo o petróleo já desapareceu é absolutamente incorreta”, resumiu Charles Hopkinson, um dos líderes do estudo.
Já a Universidade do Sul da Flórida afirmou que encontrou sinais de poluição em sedimentos localizados em grandes profundidades. Essas regiões estariam apresentando níveis tóxicos de alguns elementos químicos nocivos para os organismos marinhos.
Em resposta à Universidade da Geórgia, um porta-voz da Administração Nacional Oceânica e Atmosférica dos Estados Unidos (NOAA) informou que os cálculos apresentados pelo governo foram “resultado de estimativas baseadas em medidas realizadas dentro das melhores práticas cientificas e que pesquisadores independentes participaram do processo”.
“O que estamos tentando dizer é que ainda existem sérios riscos para o meio ambiente. Ainda existe petróleo na água e no leito marinho. Temos que continuar monitorando essa tragédia”, disse Samantha Joye, da Universidade da Geórgia.
Dois relatórios divulgados nesta terça-feira (17) lançam dúvidas sobre os informes do governo norte-americano de que a maior parte dos mais de quatro milhões de barris de petróleo que vazaram da explosão da plataforma da BP já haviam sido recolhidos, queimados ou dispersados.
Um dos estudos foi publicado por pesquisadores da Universidade da Geórgia e afirma que cerca de 75% do petróleo ainda está na área, mas submerso, e segue sendo uma ameaça para o ecossistema.
O relatório se baseou nos mesmos dados que o governo dos EUA, mas obteve resultados totalmente diferentes. “A idéia de que quase todo o petróleo já desapareceu é absolutamente incorreta”, resumiu Charles Hopkinson, um dos líderes do estudo.
Já a Universidade do Sul da Flórida afirmou que encontrou sinais de poluição em sedimentos localizados em grandes profundidades. Essas regiões estariam apresentando níveis tóxicos de alguns elementos químicos nocivos para os organismos marinhos.
Em resposta à Universidade da Geórgia, um porta-voz da Administração Nacional Oceânica e Atmosférica dos Estados Unidos (NOAA) informou que os cálculos apresentados pelo governo foram “resultado de estimativas baseadas em medidas realizadas dentro das melhores práticas cientificas e que pesquisadores independentes participaram do processo”.
“O que estamos tentando dizer é que ainda existem sérios riscos para o meio ambiente. Ainda existe petróleo na água e no leito marinho. Temos que continuar monitorando essa tragédia”, disse Samantha Joye, da Universidade da Geórgia.
17 de ago. de 2010
Energisa recebe destaque no Prêmio Abrasca de Criação de Valor
A Energisa S/A (BM&F Bovespa: ENGI3, ENGI4 e ENGI11), companhia responsável por cinco distribuidoras de energia localizadas nos estados de Sergipe, Paraíba, Minas Gerais e Rio de Janeiro, recebeu o destaque do setor de energia elétrica no Prêmio Abrasca de Criação de Valor – 2010.
Maurício Perez Botelho, vice-presidente financeiro e de Relações com Investidores da Energisa, representou a companhia na cerimônia de entrega do prêmio, realizada na cidade de São Paulo no último dia 12 de agosto. Na ocasião, Botelho ressaltou que a consistência de resultados, a prudência na administração financeira e a transparência com o mercado são os pilares do sucesso da Energisa ao longo de 105 anos de história. O executivo relembrou ainda que a empresa possui ações listadas na bolsa de valores há 102 anos.
A terceira edição do prêmio concedido pelo Anuário Estatístico das Companhias Abertas (editado pela Associação Brasileira das Companhias Abertas – Abrasca) indicou, além da companhia vencedora, aquelas que se destacaram em cada segmento de atuação. Ao todo, 215 empresas foram analisadas.
Eleita entre as companhias do setor de energia elétrica, a Energisa criou 71% de valor aos seus acionistas durante 2009 e 33,6% na média dos últimos três anos. Além disso, outros fatores foram decisivos para a indicação da empresa, como o crescimento do valor de mercado de R$ 1,3 bilhão em 2008 para R$ 2,3 bilhões no fim de 2009 e o total de dividendos pagos no ano passado, que somou R$ 123,3 milhões.
A Energisa também obteve o conceito “excelente” na avaliação por analistas de mercado dos itens transparência, relações com os investidores, controle de riscos e governança corporativa. Para a política de distribuição de dividendos e os projetos sociais da companhia foi atribuído o conceito “bom”. “Todos esses itens são essenciais à gestão da Energisa, principalmente a transparência e o controle de riscos”, afirmou Maurício Botelho.
Sobre a EnergisaO Grupo Energisa tem na distribuição de energia elétrica a principal base de seu negócio. Com cinco distribuidoras no Brasil – Energisa Sergipe, Energisa Paraíba, Energisa Borborema, Energisa Minas Gerais e Energisa Nova Friburgo – o grupo abrange 91.180 km² de área coberta, atendendo a 2,3 milhões de consumidores e beneficiando 6,5 milhões de habitantes em 352 municípios. Mais de 5 mil colaboradores diretos e indiretos fazem parte das suas empresas. As ações da Energisa são negociadas na Bolsa de Valores Mercadorias e Futuro de São Paulo (BM&F Bovespa) sob os códigos ENGI3, ENGI4 e ENG11 (este último é o código recentemente constituído para as Units).
Maurício Perez Botelho, vice-presidente financeiro e de Relações com Investidores da Energisa, representou a companhia na cerimônia de entrega do prêmio, realizada na cidade de São Paulo no último dia 12 de agosto. Na ocasião, Botelho ressaltou que a consistência de resultados, a prudência na administração financeira e a transparência com o mercado são os pilares do sucesso da Energisa ao longo de 105 anos de história. O executivo relembrou ainda que a empresa possui ações listadas na bolsa de valores há 102 anos.
A terceira edição do prêmio concedido pelo Anuário Estatístico das Companhias Abertas (editado pela Associação Brasileira das Companhias Abertas – Abrasca) indicou, além da companhia vencedora, aquelas que se destacaram em cada segmento de atuação. Ao todo, 215 empresas foram analisadas.
Eleita entre as companhias do setor de energia elétrica, a Energisa criou 71% de valor aos seus acionistas durante 2009 e 33,6% na média dos últimos três anos. Além disso, outros fatores foram decisivos para a indicação da empresa, como o crescimento do valor de mercado de R$ 1,3 bilhão em 2008 para R$ 2,3 bilhões no fim de 2009 e o total de dividendos pagos no ano passado, que somou R$ 123,3 milhões.
A Energisa também obteve o conceito “excelente” na avaliação por analistas de mercado dos itens transparência, relações com os investidores, controle de riscos e governança corporativa. Para a política de distribuição de dividendos e os projetos sociais da companhia foi atribuído o conceito “bom”. “Todos esses itens são essenciais à gestão da Energisa, principalmente a transparência e o controle de riscos”, afirmou Maurício Botelho.
Sobre a EnergisaO Grupo Energisa tem na distribuição de energia elétrica a principal base de seu negócio. Com cinco distribuidoras no Brasil – Energisa Sergipe, Energisa Paraíba, Energisa Borborema, Energisa Minas Gerais e Energisa Nova Friburgo – o grupo abrange 91.180 km² de área coberta, atendendo a 2,3 milhões de consumidores e beneficiando 6,5 milhões de habitantes em 352 municípios. Mais de 5 mil colaboradores diretos e indiretos fazem parte das suas empresas. As ações da Energisa são negociadas na Bolsa de Valores Mercadorias e Futuro de São Paulo (BM&F Bovespa) sob os códigos ENGI3, ENGI4 e ENG11 (este último é o código recentemente constituído para as Units).
Campinas recebe o primeiro condomínio de galpões industriais da região com certificação Green Building
Parceria entre Ini2 e GR Properties leva ao interior de São Paulo mais um empreendimento que receberá o selo LEED, do USGBC, na categoria Certified. Previsão de entrega do GR Campinas é para o primeiro semestre de 2011
A Ini2 Implantações Imobiliárias, de Campinas, e a incorporadora GR Properties, de São Paulo, anunciam parceria para a construção do primeiro condomínio de galpões industriais da região metropolitana de Campinas com certificação Green Building. O GR Campinas, como será conhecido, terá investimentos em torno de R$ 40 milhões e será o segundo empreendimento deste porte no país a ter certificação LEED (Leadership in Energy and Environmental Design), do USGBC (United States Green Building Council), na categoria Certified. A construção desse condomínio começa em agosto e a previsão é que s eja entregue no primeiro semestre de 2011. Durante o processo de implementação até a operação do GR Campinas serão respeitados quesitos como: prevenção de poluição nas atividades de construção; redução de 20% no consumo de água; comissionamento básico dos sistemas que consomem energia (verificação de instalação e desempenho); eficiência energética mínima; depósito de recicláveis; qualidade do ar interno; controle de fumaça; gestão de resíduos da obra; utilização de madeira certificada FSC (Forest Stewardship Council); iluminação natural; redução de ilhas de calor (pavimentação de cor clara); possibilidade de acesso através de transporte alternativo (transporte publico), entre outros. “Desde a terraplanagem, passando pela construção, até a operação teremos a cautela com o impacto ao Meio Ambiente”, informa Guilherme Rossi, diretor-geral da GR Properties.
De acordo com o engenheiro Augusto Manarini, sócio-diretor da Ini2, o GR Campinas foi idealizado para atender a uma demanda crescente do mercado por condomínios de galpões modulares, com inúmeras vantagens para as empresas ocupantes. “Campinas reúne condições extremamente competitivas para companhias que buscam uma localização privilegiada, excelente malha viária, mão-de-obra qualificada e dentro de um parque tecnológico que é referência nacional”, diz. Manarini explica que despesas com infraestrutura e serviços, como alimentação, segurança e limpeza serão divididos entre todos os ocupantes do GR Campinas. "Em uma área bem localizada, um condomínio desse tipo pode obter rendimento acima de um investimento em renda fixa", alerta.
E é justamente no quesito localização que o GR Campinas se destaca. O empreendimento ficará sediado na Avenida Comendador Aladino Selmi, próximo ao aeroporto Campo dos Amarais e da malha ferroviária. “Essa é uma região de Campinas muito privilegiada. Apostamos ali e acredito que outras empresas deveriam fazer o mesmo, pois se trata de um excelente pólo, mas ainda pouco explorado”, comenta Manarini. O engenheiro informa que a avenida foi duplicada no ano passado desde a Rodovia Dom Pedro até a frente do empreendimento e a segunda parte da duplicação, até a Anhanguera, já está em construção.
O executivo conta também que o GR Campinas será um condomínio com 16 módulos, que permitirão a ocupação flexível de áreas que irão de 1.500 m² a 24.000 m², com possibilidade de operação cross docking. Cada unidade também terá um mezanino para escritórios. “É ideal para a instalação de indústrias leves, empresas de logística, distribuidoras e transportadoras”, complementa Augusto Manarini.
Segundo o sócio-diretor da Ini2, a construção e instalações do GR Campinas serão de padrão mundial, onde todos os detalhes foram pensados para superar à média dos empreendimentos de mesmo porte que são elaborados no Brasil. “O cuidado com a qualidade transcende a parte funcional e parte para os aspectos de vivência e ambientação, contando com um projeto de paisagismo da renomada Martha Gavião”, complementa Manarini .
Guilherme Rossi e Augusto Manarini acreditam que o GR Campinas repetirá o sucesso do GR Jundiaí, primeiro condomínio de galpões industriais do país a ter certificação Green Bulding - deve ser inaugurado em setembro deste ano -, e será uma excelente oportunidade para investidores que acreditam no potencial logístico de Campinas.
Sobre a INI2 A INI2 Implantações Imobiliárias é uma empresa de gestão e administração de projetos e obras, propriedades e incorporações imobiliárias, criada em 2003 pelos sócios Augusto Manarini e Carlos Corsini. A INI2 segue os padrões internacionais do PMI – Project Management Institute – principal referência mundial na área de gerenciamento de projetos e é a única incorporadora de Campinas e região a ter profissionais com certificação PMP (Project Management Professional), reconhecida internacionalmente. Entre seus projetos estão o Flex Buildings, Reserva da Baronesa, Shopping Prado, Instituto de Pesquisas Eldorado, Galleria Plaza e Corporate, Empresarial Torre do Castelo, Estação Paineiras, entre outros.
Sobre a GR PropertiesA GR Properties é uma incorporadora de condomínios de galpões modulares, centros comerciais de conveniência e serviços, e edifícios comercias com salas de 30 a 40 m². Foi criada no final de 2007 pelo administrador de empresas Guilherme Rossi com o objetivo de identificar e desenvolver oportunidades de investimento no mercado imobiliário brasileiro, e captar recursos de investidores para aplicação em projetos imobiliários geradores de renda.
Em cada empreendimento elaborado, a GR Properties é responsável por prospecção de negócios e compra do terreno; desenvolvimento do produto e aprovações; contratação e acompanhamento da construção, e locação do empreendimento.
A Ini2 Implantações Imobiliárias, de Campinas, e a incorporadora GR Properties, de São Paulo, anunciam parceria para a construção do primeiro condomínio de galpões industriais da região metropolitana de Campinas com certificação Green Building. O GR Campinas, como será conhecido, terá investimentos em torno de R$ 40 milhões e será o segundo empreendimento deste porte no país a ter certificação LEED (Leadership in Energy and Environmental Design), do USGBC (United States Green Building Council), na categoria Certified. A construção desse condomínio começa em agosto e a previsão é que s eja entregue no primeiro semestre de 2011. Durante o processo de implementação até a operação do GR Campinas serão respeitados quesitos como: prevenção de poluição nas atividades de construção; redução de 20% no consumo de água; comissionamento básico dos sistemas que consomem energia (verificação de instalação e desempenho); eficiência energética mínima; depósito de recicláveis; qualidade do ar interno; controle de fumaça; gestão de resíduos da obra; utilização de madeira certificada FSC (Forest Stewardship Council); iluminação natural; redução de ilhas de calor (pavimentação de cor clara); possibilidade de acesso através de transporte alternativo (transporte publico), entre outros. “Desde a terraplanagem, passando pela construção, até a operação teremos a cautela com o impacto ao Meio Ambiente”, informa Guilherme Rossi, diretor-geral da GR Properties.
De acordo com o engenheiro Augusto Manarini, sócio-diretor da Ini2, o GR Campinas foi idealizado para atender a uma demanda crescente do mercado por condomínios de galpões modulares, com inúmeras vantagens para as empresas ocupantes. “Campinas reúne condições extremamente competitivas para companhias que buscam uma localização privilegiada, excelente malha viária, mão-de-obra qualificada e dentro de um parque tecnológico que é referência nacional”, diz. Manarini explica que despesas com infraestrutura e serviços, como alimentação, segurança e limpeza serão divididos entre todos os ocupantes do GR Campinas. "Em uma área bem localizada, um condomínio desse tipo pode obter rendimento acima de um investimento em renda fixa", alerta.
E é justamente no quesito localização que o GR Campinas se destaca. O empreendimento ficará sediado na Avenida Comendador Aladino Selmi, próximo ao aeroporto Campo dos Amarais e da malha ferroviária. “Essa é uma região de Campinas muito privilegiada. Apostamos ali e acredito que outras empresas deveriam fazer o mesmo, pois se trata de um excelente pólo, mas ainda pouco explorado”, comenta Manarini. O engenheiro informa que a avenida foi duplicada no ano passado desde a Rodovia Dom Pedro até a frente do empreendimento e a segunda parte da duplicação, até a Anhanguera, já está em construção.
O executivo conta também que o GR Campinas será um condomínio com 16 módulos, que permitirão a ocupação flexível de áreas que irão de 1.500 m² a 24.000 m², com possibilidade de operação cross docking. Cada unidade também terá um mezanino para escritórios. “É ideal para a instalação de indústrias leves, empresas de logística, distribuidoras e transportadoras”, complementa Augusto Manarini.
Segundo o sócio-diretor da Ini2, a construção e instalações do GR Campinas serão de padrão mundial, onde todos os detalhes foram pensados para superar à média dos empreendimentos de mesmo porte que são elaborados no Brasil. “O cuidado com a qualidade transcende a parte funcional e parte para os aspectos de vivência e ambientação, contando com um projeto de paisagismo da renomada Martha Gavião”, complementa Manarini .
Guilherme Rossi e Augusto Manarini acreditam que o GR Campinas repetirá o sucesso do GR Jundiaí, primeiro condomínio de galpões industriais do país a ter certificação Green Bulding - deve ser inaugurado em setembro deste ano -, e será uma excelente oportunidade para investidores que acreditam no potencial logístico de Campinas.
Sobre a INI2 A INI2 Implantações Imobiliárias é uma empresa de gestão e administração de projetos e obras, propriedades e incorporações imobiliárias, criada em 2003 pelos sócios Augusto Manarini e Carlos Corsini. A INI2 segue os padrões internacionais do PMI – Project Management Institute – principal referência mundial na área de gerenciamento de projetos e é a única incorporadora de Campinas e região a ter profissionais com certificação PMP (Project Management Professional), reconhecida internacionalmente. Entre seus projetos estão o Flex Buildings, Reserva da Baronesa, Shopping Prado, Instituto de Pesquisas Eldorado, Galleria Plaza e Corporate, Empresarial Torre do Castelo, Estação Paineiras, entre outros.
Sobre a GR PropertiesA GR Properties é uma incorporadora de condomínios de galpões modulares, centros comerciais de conveniência e serviços, e edifícios comercias com salas de 30 a 40 m². Foi criada no final de 2007 pelo administrador de empresas Guilherme Rossi com o objetivo de identificar e desenvolver oportunidades de investimento no mercado imobiliário brasileiro, e captar recursos de investidores para aplicação em projetos imobiliários geradores de renda.
Em cada empreendimento elaborado, a GR Properties é responsável por prospecção de negócios e compra do terreno; desenvolvimento do produto e aprovações; contratação e acompanhamento da construção, e locação do empreendimento.
Duke Energy é eleita a 16º melhor empresa
A Duke Energy International Brasil –uma das maiores geradoras privadas de energia do país– foi eleita, na noite desta segunda-feira, a 16º melhor empresa para se trabalhar no país, de acordo com pesquisa realizada pelo instituto Great Place to Work, em parceria com a revista Época. O prêmio foi entregue em cerimônia realizada no HSBC Brasil, na cidade de São Paulo.
A companhia de origem norte-americana está no Brasil desde 1999, e é concessionária de oito usinas hidrelétricas na região do rio Paranapanema. Atualmente, conta com 302colaboradores.
De acordo com a pesquisa realizada com funcionários da empresa –cuja amostragem foi escolhida pelo instituto aleatoriamente– políticas de Recursos Humanos que privilegiam qualidade de vida, remuneração e benefícios competitivos em relação ao mercado, e possibilidade de desenvolvimento profissional foram os aspectos mais valorizados, e os que tiveram maior peso para a classificação da companhia entre as 25 melhores empresas para se trabalhar.
Benefícios
No Brasil, a Duke Energy mantém uma política de remuneração bastante competitiva, com salários equiparados à faixa de mercado, além de vários benefícios, como subsídio para pós-graduação, cursos de aperfeiçoamento, estudo de línguas e também para a manutenção da qualidade de vida, com subsídios para aulas em academia e atividades culturais. A empresa também permite que a jornada de trabalho seja feita de um horário de trabalho flexível, e às sextas-feiras os funcionários são dispensados às 16h.
Além disso, a empresa mantém um programa de Recursos Humanos que avalia, a cada dois anos, o potencial dos funcionários, e desenvolve ações individuais para o aperfeiçoamento profissional das pessoas. Anualmente, a Duke Energy também promove funcionários que se destacaram em suas funções, e premia aqueles que cumpriram seus objetivos do ano com um programa de mérito.
Na classificação das Melhores Empresas para se Trabalhar, o Great Place to Work avalia aspectos como processos internos desenvolvimento profissional, tratamento dado aos funcionários, celebrações de conquistas, compartilhamento de bons resultados, camaradagem, entre outros.
Para saber mais sobre o prêmio, acesse: http://revistaepoca.globo.com/Revista/Epoca/0,,16165,00.html
Sobre a Duke Energy International Brasil
A Duke Energy International Brasil subisidiária da Duke Energy Corp, uma das maiores companhias do setor energético dos Estados Unidos. Com 302 colaboradores, atua na produção e comercialização de energia elétrica por meio da administração de oito usinas hidrelétricas instaladas ao longo do rio Paranapanema: Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Capivara, Taquaruçu, Rosana, Canoas I e Canoas II (estas últimas operadas em consórcio com a Companhia Brasileira de Alumínio – CBA). Com capacidade total instalada de 2307 MW, a companhia é considerada uma das maiores geradoras privadas de energia do país, de acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Desde dezembro último, a companhia é presidida pelo executivo Armando de Azevedo Henriques, vindo do grupo BG –multinacional de energia–, onde dirigiu operações na Argentina, Itália, Espanha e, mais recentemente, Brasil.
A companhia de origem norte-americana está no Brasil desde 1999, e é concessionária de oito usinas hidrelétricas na região do rio Paranapanema. Atualmente, conta com 302colaboradores.
De acordo com a pesquisa realizada com funcionários da empresa –cuja amostragem foi escolhida pelo instituto aleatoriamente– políticas de Recursos Humanos que privilegiam qualidade de vida, remuneração e benefícios competitivos em relação ao mercado, e possibilidade de desenvolvimento profissional foram os aspectos mais valorizados, e os que tiveram maior peso para a classificação da companhia entre as 25 melhores empresas para se trabalhar.
Benefícios
No Brasil, a Duke Energy mantém uma política de remuneração bastante competitiva, com salários equiparados à faixa de mercado, além de vários benefícios, como subsídio para pós-graduação, cursos de aperfeiçoamento, estudo de línguas e também para a manutenção da qualidade de vida, com subsídios para aulas em academia e atividades culturais. A empresa também permite que a jornada de trabalho seja feita de um horário de trabalho flexível, e às sextas-feiras os funcionários são dispensados às 16h.
Além disso, a empresa mantém um programa de Recursos Humanos que avalia, a cada dois anos, o potencial dos funcionários, e desenvolve ações individuais para o aperfeiçoamento profissional das pessoas. Anualmente, a Duke Energy também promove funcionários que se destacaram em suas funções, e premia aqueles que cumpriram seus objetivos do ano com um programa de mérito.
Na classificação das Melhores Empresas para se Trabalhar, o Great Place to Work avalia aspectos como processos internos desenvolvimento profissional, tratamento dado aos funcionários, celebrações de conquistas, compartilhamento de bons resultados, camaradagem, entre outros.
Para saber mais sobre o prêmio, acesse: http://revistaepoca.globo.com/Revista/Epoca/0,,16165,00.html
Sobre a Duke Energy International Brasil
A Duke Energy International Brasil subisidiária da Duke Energy Corp, uma das maiores companhias do setor energético dos Estados Unidos. Com 302 colaboradores, atua na produção e comercialização de energia elétrica por meio da administração de oito usinas hidrelétricas instaladas ao longo do rio Paranapanema: Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Capivara, Taquaruçu, Rosana, Canoas I e Canoas II (estas últimas operadas em consórcio com a Companhia Brasileira de Alumínio – CBA). Com capacidade total instalada de 2307 MW, a companhia é considerada uma das maiores geradoras privadas de energia do país, de acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Desde dezembro último, a companhia é presidida pelo executivo Armando de Azevedo Henriques, vindo do grupo BG –multinacional de energia–, onde dirigiu operações na Argentina, Itália, Espanha e, mais recentemente, Brasil.
MPX, do grupo de Eike Batista, construirá projeto de geração de energia em Tauá, no sertão cearense
Fonte: Grande Prêmio/Danilo Fariello, enviado especial a Tauá (CE)
Começam ainda neste mês as obras da primeira usina de geração de energia solar no país, que estará localizada em Tauá (CE). A cidade se prepara para receber o projeto piloto da MPX, empresa do grupo EBX, de Eike Batista, que poderá abastecer inicialmente 1500 residências. Futuramente, porém, já existe autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para se ampliar em 5 vezes essa capacidade.
A cidade de Tauá, com 56 mil habitantes, foi escolhida por estar muito próxima da linha do Equador e, portanto, entre as regiões que recebem a maior incidência de raios solares no país. O projeto, com orçamento previsto em R$ 12 milhões, terá 4400 painéis fotovoltaicos numa área de 12 mil metros quadrados.
A Prefeitura de Tauá espera que, para as obras, sejam gerados cerca de 200 empregos no município e que, futuramente, poderão haver até 1500 empregos. A prefeitura torce, ainda, para que o governo do Ceará atraia para a cidade uma fábrica de painéis solares da empresa chinesa Yingli.
A construção da usina conta com uma série de incentivos estaduais e federais, para ter preço de geração competitivo com as grandes hidrelétricas, além de recursos do Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). Porém, o custo por Megawatt (MW) gerado da usina solar, enquanto as placas não são feitas aqui, é de seis a sete vezes maior do que o da termelétrica a carvão.
Começam ainda neste mês as obras da primeira usina de geração de energia solar no país, que estará localizada em Tauá (CE). A cidade se prepara para receber o projeto piloto da MPX, empresa do grupo EBX, de Eike Batista, que poderá abastecer inicialmente 1500 residências. Futuramente, porém, já existe autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para se ampliar em 5 vezes essa capacidade.
A cidade de Tauá, com 56 mil habitantes, foi escolhida por estar muito próxima da linha do Equador e, portanto, entre as regiões que recebem a maior incidência de raios solares no país. O projeto, com orçamento previsto em R$ 12 milhões, terá 4400 painéis fotovoltaicos numa área de 12 mil metros quadrados.
A Prefeitura de Tauá espera que, para as obras, sejam gerados cerca de 200 empregos no município e que, futuramente, poderão haver até 1500 empregos. A prefeitura torce, ainda, para que o governo do Ceará atraia para a cidade uma fábrica de painéis solares da empresa chinesa Yingli.
A construção da usina conta com uma série de incentivos estaduais e federais, para ter preço de geração competitivo com as grandes hidrelétricas, além de recursos do Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). Porém, o custo por Megawatt (MW) gerado da usina solar, enquanto as placas não são feitas aqui, é de seis a sete vezes maior do que o da termelétrica a carvão.
15 de ago. de 2010
Sindicato condena mais quatro plataformas
Estadão
Pelo menos outras quatro plataformas de produção de petróleo operam na Bacia de Campos em estado de manutenção semelhante ao da P-33, interditada na última quinta-feira pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), aponta o Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense. O Sindipetro espera reunir provas que resultem também no embargo da P-25, P-31, P-32 e P-35.
O sindicato aguarda apenas o agendamento de vistorias pela Delegacia Regional do Trabalho (DRT). "Os problemas nessas plataformas são bem parecidos. A P-31, por exemplo, é conhecida pelos petroleiros pelo apelido de Sucatão", diz José Maria Rangel, coordenador-geral do Sindipetro. A P-31 e a P-25 operam no campo de Albacora; as outras duas, assim como a P-33, no campo de Marlim, o maior centro produtor nacional, de onde são extraídos mais de 300 mil barris de óleo por dia.
A retirada de operação da P-33, determinada pela ANP, ocorreu depois que o sindicato divulgou fotos de equipamentos enferrujados, tubulação furada e remendos que, acusam os petroleiros, são feitos com massa epóxi e bandagem. No ofício enviado à Petrobrás, a agência destacou que, durante a fiscalização a bordo, o fiscal "identificou significativos desvios de segurança".
A Petrobrás alega que a análise de riscos da P-33 foi atualizada em 2007. "Seguindo as melhores práticas internacionais, essa análise sofre revisão a cada cinco anos, portanto está válida até 2012". Na sexta-feira, durante a divulgação dos resultados financeiros do segundo trimestre - quando a empresa contabilizou lucro de R$ 8,3 bilhões - os executivos da estatal se viram obrigados a abordar o tema de novo.
O gerente-geral de Estratégia e Gestão de Portfólio, Hugo Repsold, explicou que a parada exigida pela ANP está sendo cumprida gradativamente, já que não há como suspender de uma só vez a produção. A plataforma, que tem capacidade de produção de até 60 mil barris por dia, só estava produzindo 19 mil barris e, em outubro, seria retirada de operação, para manutenção. Operacionalmente, a suspensão não afetará o desempenho da Petrobrás.
Impacto. "Comparado com o total de dois milhões de barris produzidos por dia pela Petrobrás, não precisa dizer nada sobre o impacto desta unidade", comentou o diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa, durante a entrevista de apresentação de balanço.
Porém, numa época em que o trauma da explosão, em abril, do poço Macondo, da BP, ainda estremece o setor de petróleo, com os 5 milhões de barris de óleo despejados no Golfo do México por mais de três meses, a interdição da plataforma da Petrobrás carrega uma simbologia negativa. E a imagem dos equipamentos enferrujados têm impacto de inegável temeridade.
"Esse é um assunto muito sério e complexo que não pode ser analisado de maneira tão superficial", diz um empresário da indústria naval, que preferiu não se identificar. "Há questões sendo tratadas nos procedimentos de manutenção de plataformas, mas não se deixe impressionar por algumas fotos que induzem a interpretações de riscos. Uma tubulação de dreno de água de chuva perfurada, por exemplo, não coloca em risco uma operação de plataforma." A plataforma P-33, no entanto, é considerada no meio naval como a pior já entregue à Petrobrás. Apesar de ter sido incorporada ao conjunto de plataformas da estatal há apenas 12 anos, a plataforma é uma adaptação de um antigo navio da frota da Fronape, com mais de 40 anos de fabricação. A conversão foi a primeira feita pelo estaleiro coreano Hyundai Heavy e a plataforma já chegou ao Brasil com um grande número de "não conformidades", como são chamados os itens que necessitam de correção.
Pelo menos outras quatro plataformas de produção de petróleo operam na Bacia de Campos em estado de manutenção semelhante ao da P-33, interditada na última quinta-feira pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), aponta o Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense. O Sindipetro espera reunir provas que resultem também no embargo da P-25, P-31, P-32 e P-35.
O sindicato aguarda apenas o agendamento de vistorias pela Delegacia Regional do Trabalho (DRT). "Os problemas nessas plataformas são bem parecidos. A P-31, por exemplo, é conhecida pelos petroleiros pelo apelido de Sucatão", diz José Maria Rangel, coordenador-geral do Sindipetro. A P-31 e a P-25 operam no campo de Albacora; as outras duas, assim como a P-33, no campo de Marlim, o maior centro produtor nacional, de onde são extraídos mais de 300 mil barris de óleo por dia.
A retirada de operação da P-33, determinada pela ANP, ocorreu depois que o sindicato divulgou fotos de equipamentos enferrujados, tubulação furada e remendos que, acusam os petroleiros, são feitos com massa epóxi e bandagem. No ofício enviado à Petrobrás, a agência destacou que, durante a fiscalização a bordo, o fiscal "identificou significativos desvios de segurança".
A Petrobrás alega que a análise de riscos da P-33 foi atualizada em 2007. "Seguindo as melhores práticas internacionais, essa análise sofre revisão a cada cinco anos, portanto está válida até 2012". Na sexta-feira, durante a divulgação dos resultados financeiros do segundo trimestre - quando a empresa contabilizou lucro de R$ 8,3 bilhões - os executivos da estatal se viram obrigados a abordar o tema de novo.
O gerente-geral de Estratégia e Gestão de Portfólio, Hugo Repsold, explicou que a parada exigida pela ANP está sendo cumprida gradativamente, já que não há como suspender de uma só vez a produção. A plataforma, que tem capacidade de produção de até 60 mil barris por dia, só estava produzindo 19 mil barris e, em outubro, seria retirada de operação, para manutenção. Operacionalmente, a suspensão não afetará o desempenho da Petrobrás.
Impacto. "Comparado com o total de dois milhões de barris produzidos por dia pela Petrobrás, não precisa dizer nada sobre o impacto desta unidade", comentou o diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa, durante a entrevista de apresentação de balanço.
Porém, numa época em que o trauma da explosão, em abril, do poço Macondo, da BP, ainda estremece o setor de petróleo, com os 5 milhões de barris de óleo despejados no Golfo do México por mais de três meses, a interdição da plataforma da Petrobrás carrega uma simbologia negativa. E a imagem dos equipamentos enferrujados têm impacto de inegável temeridade.
"Esse é um assunto muito sério e complexo que não pode ser analisado de maneira tão superficial", diz um empresário da indústria naval, que preferiu não se identificar. "Há questões sendo tratadas nos procedimentos de manutenção de plataformas, mas não se deixe impressionar por algumas fotos que induzem a interpretações de riscos. Uma tubulação de dreno de água de chuva perfurada, por exemplo, não coloca em risco uma operação de plataforma." A plataforma P-33, no entanto, é considerada no meio naval como a pior já entregue à Petrobrás. Apesar de ter sido incorporada ao conjunto de plataformas da estatal há apenas 12 anos, a plataforma é uma adaptação de um antigo navio da frota da Fronape, com mais de 40 anos de fabricação. A conversão foi a primeira feita pelo estaleiro coreano Hyundai Heavy e a plataforma já chegou ao Brasil com um grande número de "não conformidades", como são chamados os itens que necessitam de correção.
14 de ago. de 2010
Consumo de gás natural nas indústrias retoma nível anterior à crise
Agência Brasil,em 12/08/2010
As indústrias brasileiras foram as responsáveis pela elevação de 16,12% registrada pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) na comercialização de gás natural no primeiro semestre deste ano. Elas usaram 25,3 milhões de metros cúbicos de gás por dia no período, ampliando em 28,80% o consumo, que sofrera retração no ano anterior em função da crise internacional. Isso significou 60,36% do consumo total de gás natural observado no semestre.
O coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Nivalde de Castro, disse hoje (12/8) à Agência Brasil que as informações são positivas porque o gás natural é um insumo que está ampliando a participação na matriz energética do Brasil.
Para ele, a retomada do consumo pela indústria “abre um cenário muito positivo para você colocar a produção de gás natural derivada dessas novas descobertas da Petrobras e, em especial, do pré-sal, como um fator que irá, efetivamente, determinar o aumento da participação do gás natural na matriz elétrica brasileira”.
Castro enfatizou que o setor industrial está confirmando o uso desse insumo energético no processo produtivo. “E, dado ao fato de que o Brasil vai ser um grande produtor de gás natural, provavelmente com preços mais baixos, isso vai dar competitividade à indústria brasileira no aspecto relacionado à energia”.
De acordo com o levantamento da Abegás, também o setor de cogeração apresentou crescimento no de acumulado janeiro a junho, da ordem de 37,88%, passando de 2 milhões para 2,7 milhões de metros cúbicos por dia. Houve alta do consumo ainda no comércio e residências de 5,26% e 3,57%, respectivamente, enquanto os setores automotivo e termelétrico mostraram diminuição de 5,08% e 7,88%.
Em junho, o consumo de gás natural cresceu 22,16% em comparação a igual mês de 2009, destacando os aumentos nos setores termelétrico (52,56%), de cogeração (23,41%) e industrial (18,86%). Em relação ao mês anterior, houve um aumento de 12,48%, causado pelas termelétricas, que tiveram o maior percentual de consumo de gás natural (53,10%).
Os dados da Abegás revelam, ainda, que a Região Sudeste permanece na liderança do consumo de gás natural no país, com 34,4 milhões de metros cúbicos diários no mês de junho. Em seguida, aparecem as regiões Nordeste, com 10,2 milhões de metros cúbicos por dia, e Sul com 4,4 milhões de metros cúbicos por dia.
As indústrias brasileiras foram as responsáveis pela elevação de 16,12% registrada pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) na comercialização de gás natural no primeiro semestre deste ano. Elas usaram 25,3 milhões de metros cúbicos de gás por dia no período, ampliando em 28,80% o consumo, que sofrera retração no ano anterior em função da crise internacional. Isso significou 60,36% do consumo total de gás natural observado no semestre.
O coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Nivalde de Castro, disse hoje (12/8) à Agência Brasil que as informações são positivas porque o gás natural é um insumo que está ampliando a participação na matriz energética do Brasil.
Para ele, a retomada do consumo pela indústria “abre um cenário muito positivo para você colocar a produção de gás natural derivada dessas novas descobertas da Petrobras e, em especial, do pré-sal, como um fator que irá, efetivamente, determinar o aumento da participação do gás natural na matriz elétrica brasileira”.
Castro enfatizou que o setor industrial está confirmando o uso desse insumo energético no processo produtivo. “E, dado ao fato de que o Brasil vai ser um grande produtor de gás natural, provavelmente com preços mais baixos, isso vai dar competitividade à indústria brasileira no aspecto relacionado à energia”.
De acordo com o levantamento da Abegás, também o setor de cogeração apresentou crescimento no de acumulado janeiro a junho, da ordem de 37,88%, passando de 2 milhões para 2,7 milhões de metros cúbicos por dia. Houve alta do consumo ainda no comércio e residências de 5,26% e 3,57%, respectivamente, enquanto os setores automotivo e termelétrico mostraram diminuição de 5,08% e 7,88%.
Em junho, o consumo de gás natural cresceu 22,16% em comparação a igual mês de 2009, destacando os aumentos nos setores termelétrico (52,56%), de cogeração (23,41%) e industrial (18,86%). Em relação ao mês anterior, houve um aumento de 12,48%, causado pelas termelétricas, que tiveram o maior percentual de consumo de gás natural (53,10%).
Os dados da Abegás revelam, ainda, que a Região Sudeste permanece na liderança do consumo de gás natural no país, com 34,4 milhões de metros cúbicos diários no mês de junho. Em seguida, aparecem as regiões Nordeste, com 10,2 milhões de metros cúbicos por dia, e Sul com 4,4 milhões de metros cúbicos por dia.
IBP tem nova turma em São Paulo
O IBP abriu inscrições para a segunda turma do Curso de Extensão em Gestão de Empreendimentos na Indústria de Petróleo e Gás, que terá início no dia 27 de agosto.
Trata-se de um curso de extensão universitária com o propósito de treinar profissionais que desejam adquirir uma visão geral das principais atividades da indústria de petróleo e gás.
A maioria dos professores são de empresas que atuam na atividade, tais como Petrobras, BR Distribuidora, BP e IBP.
O coordenador executivo do curso está à disposição para detalhar o conteúdo programático, bem como relatar a origem e o perfil do Corpo Docente.
Serviço:
Leonardo S. Caio
Coordenador Executivo de Cursos
IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíves
(11) 3451-5013 / 8350-9234
leonardocaio@ibp.org.br
www.ibp.org.br
Trata-se de um curso de extensão universitária com o propósito de treinar profissionais que desejam adquirir uma visão geral das principais atividades da indústria de petróleo e gás.
A maioria dos professores são de empresas que atuam na atividade, tais como Petrobras, BR Distribuidora, BP e IBP.
O coordenador executivo do curso está à disposição para detalhar o conteúdo programático, bem como relatar a origem e o perfil do Corpo Docente.
Serviço:
Leonardo S. Caio
Coordenador Executivo de Cursos
IBP - Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíves
(11) 3451-5013 / 8350-9234
leonardocaio@ibp.org.br
www.ibp.org.br
Petrobras esclarece pontos sobre interdição de plataforma
Da Assessoria, em 13 de agosto
A Petrobras recebeu o oficio nº 044/2010 da ANP ontem à noite, sobre a interdição da plataforma P-33 na Bacia de Campos, litoral do Rio de Janeiro. Segundo a Agência, hoje, dia 13/8/2010, será enviado o documento referente à fiscalização.
No item 3 do ofício, a ANP descreve que:
“Durante a fiscalização a bordo, o fiscal da ANP identificou significativos desvios de segurança. Preliminarmente posso citar, por exemplo, a modificação de sistemas críticos em relação à Documentação de Segurança Operacional aprovada pela ANP, a existência de análises de risco obsoletas em relação a realidade operacional da unidade, equipamentos críticos com planos de manutenção expirados, acidentes não comunicados, dentre outros problemas de integridade mecânica e elétrica.”
A Petrobras esclarece cada ponto levantado:
1 - Sobre a modificação de sistemas críticos em relação à Documentação de Segurança Operacional aprovada pela ANP:
Presume-se que esse item refere-se a geradores provisórios, instalados para substituir temporariamente o sistema de geração a vapor da plataforma, durante a manutenção da caldeira. Eles não foram inseridos no DSO porque tratavam-se de modificações transitórias.
2 - Sobre a existência de análises de risco obsoletas em relação a realidade operacional da unidade:
A Análise de Riscos da P-33 foi atualizada em 2007. Seguindo as melhores práticas internacionais, essa análise sofre revisão a cada 5 anos, portanto está válida até 2012.
3 - Sobre equipamentos críticos com planos de manutenção expirados:
Em atendimento à Superintendência Regional do Trabalho - RJ, houve uma redução de 50 vagas na P-33 em abril/2010, sendo necessário replanejar toda a carteira de serviços de manutenção. Em razão disso, ocorreram repriorizações nas manutenções nos meses de junho e julho, e a recuperação desses atrasos ocorrerá na próxima parada programada.
4 - Sobre acidentes não comunicados:
Considerando os termos do Artigo 1 da Resolução 44, de 22/12/2009, a Petrobras entende que a ocorrência verificada no dia 14/08/2010, não caracterizou dano ao meio ambiente ou à saúde humana, nem ferimento de qualquer natureza para pessoal próprio e para terceiros. O dano material foi considerado insignificante perante o patrimônio envolvido.
5 - Sobre outros problemas de integridade mecânica e elétrica:
Os serviços priorizados de recuperação de tubulações, guarda-corpos e grades de piso, bem como a remoção de cabos elétricos que estão fora de uso, serão realizados antes ou durante a próxima parada programada. Os riscos dessas instalações estão monitorados e controlados e não comprometem a segurança da P-33 e seus trabalhadores.
A Petrobras reitera seu compromisso de colaborar com os técnicos da ANP e informa que antecipará a parada programada para a manutenção prevista originalmente para outubro.
A Petrobras recebeu o oficio nº 044/2010 da ANP ontem à noite, sobre a interdição da plataforma P-33 na Bacia de Campos, litoral do Rio de Janeiro. Segundo a Agência, hoje, dia 13/8/2010, será enviado o documento referente à fiscalização.
No item 3 do ofício, a ANP descreve que:
“Durante a fiscalização a bordo, o fiscal da ANP identificou significativos desvios de segurança. Preliminarmente posso citar, por exemplo, a modificação de sistemas críticos em relação à Documentação de Segurança Operacional aprovada pela ANP, a existência de análises de risco obsoletas em relação a realidade operacional da unidade, equipamentos críticos com planos de manutenção expirados, acidentes não comunicados, dentre outros problemas de integridade mecânica e elétrica.”
A Petrobras esclarece cada ponto levantado:
1 - Sobre a modificação de sistemas críticos em relação à Documentação de Segurança Operacional aprovada pela ANP:
Presume-se que esse item refere-se a geradores provisórios, instalados para substituir temporariamente o sistema de geração a vapor da plataforma, durante a manutenção da caldeira. Eles não foram inseridos no DSO porque tratavam-se de modificações transitórias.
2 - Sobre a existência de análises de risco obsoletas em relação a realidade operacional da unidade:
A Análise de Riscos da P-33 foi atualizada em 2007. Seguindo as melhores práticas internacionais, essa análise sofre revisão a cada 5 anos, portanto está válida até 2012.
3 - Sobre equipamentos críticos com planos de manutenção expirados:
Em atendimento à Superintendência Regional do Trabalho - RJ, houve uma redução de 50 vagas na P-33 em abril/2010, sendo necessário replanejar toda a carteira de serviços de manutenção. Em razão disso, ocorreram repriorizações nas manutenções nos meses de junho e julho, e a recuperação desses atrasos ocorrerá na próxima parada programada.
4 - Sobre acidentes não comunicados:
Considerando os termos do Artigo 1 da Resolução 44, de 22/12/2009, a Petrobras entende que a ocorrência verificada no dia 14/08/2010, não caracterizou dano ao meio ambiente ou à saúde humana, nem ferimento de qualquer natureza para pessoal próprio e para terceiros. O dano material foi considerado insignificante perante o patrimônio envolvido.
5 - Sobre outros problemas de integridade mecânica e elétrica:
Os serviços priorizados de recuperação de tubulações, guarda-corpos e grades de piso, bem como a remoção de cabos elétricos que estão fora de uso, serão realizados antes ou durante a próxima parada programada. Os riscos dessas instalações estão monitorados e controlados e não comprometem a segurança da P-33 e seus trabalhadores.
A Petrobras reitera seu compromisso de colaborar com os técnicos da ANP e informa que antecipará a parada programada para a manutenção prevista originalmente para outubro.
Petrobras desmente vazamento da P33
A Petrobras reitera desmentido enviado a imprensa ontem sobre suposto vazamento de petroleo ou gas natural na plataforma P-33, na Bacia de Campos, litoral norte do Rio de Janeiro.
A Petrobras reafirma que exerce todas as suas atividades com austera política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde. Impõe, também, rigor técnico nos aspectos relacionados aos equipamentos e à capacitação de pessoal.
A Petrobras reafirma que exerce todas as suas atividades com austera política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde. Impõe, também, rigor técnico nos aspectos relacionados aos equipamentos e à capacitação de pessoal.
10 de ago. de 2010
Importação de derivados supera a de petróleo
Do Vslor Econômico
As importações de combustíveis voltaram a crescer e a fazer estragos na balança comercial brasileira. Até junho foram gastos US$ 6,1 bilhões na importação de derivados, aumento de 220% em relação a igual período de 2009. Mesmo na comparação com o primeiro semestre de 2008, quando a economia estava aquecida, há um aumento de 17% nos gastos com importações de combustíveis.
Também pela primeira vez na década, os gastos com derivados superaram (também em 17%) o valor gasto na importação de petróleo, que somou US$ 5,2 bilhões até junho. Em 2009 e 2008, por exemplo, a importação de derivados correspondeu a menos de 70% da importação de óleo bruto.
O aumento das despesas com derivados (nafta, gás liquefeito, óleo diesel, gasolina e outros) reduziu o impacto do aumento que as exportações de petróleo poderiam ter no saldo da balança comercial. No primeiro semestre, o Brasil exportou US$ 8 bilhões em óleo bruto, valor US$ 2,6 bilhões superior ao gasto com importações. Quando os derivados são agregados ao resultado, o superávit cai para US$ 200 milhões. As exportações e importações não incluem apenas os resultados da Petrobras, mas também de outras companhias que passaram a produzir no Brasil, como a Shell.
As mudanças na balança comercial decorrem de um conjunto de fatores, como o crescimento da economia brasileira, o aumento do preço médio do petróleo no mercado internacional (cuja média de preço passou de US$ 52,01 por barril no primeiro semestre de 2009 para US$ 81,65 por barril no primeiro semestre deste ano), e a parada de algumas refinarias da Petrobras, o que resultou em queda de 0,4% na produção nacional de derivados, segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP).
"No ano passado a economia brasileira não cresceu, tudo caiu. Também não foi necessário ligar térmicas a óleo e a comparação também se dá com uma base baixa, principalmente os primeiros meses de 2009", observa o economista Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infraestrutura. No primeiro semestre, as importações de nafta foram 89% superiores às de igual período de 2008, outro ano de forte crescimento econômico, e cresceram 191% em relação ao mesmo período de 2009.
As importações de óleos (incluindo diesel e óleo combustível) aumentaram 226% em volume, o que elevou de US$ 472,26 milhões para US$ 2,2 bilhões os gastos do Brasil com importações entre 2009 e 2010, segundo dados da Secretaria de Comércio Exterior (Secex) do Ministério do Desenvolvimento. Esse aumento significou um salto de 367,40% de janeiro a junho deste ano comparado com o mesmo período de 2009. "Esses dados praticamente confirmam que o diesel e a nafta continuam sendo o calcanhar-de-aquiles do Brasil em termos de derivados. Além disso se vivia uma grande crise e agora o Brasil deu uma bela recuperada", acrescenta Pires.
Outra hipótese para o crescimento da importação de derivados de petróleo neste ano é o preço do etanol usado como combustível nos veículos flex. Isso porque houve aumento das exportações de açúcar no período de entressafra da cana (de outubro a março), gerando uma substituição do consumo do etanol, mais escasso e caro, pela gasolina.
A diminuição da oferta de etanol no mercado nacional fez com que o governo reduzisse de 25% para 20% o percentual obrigatório de álcool na gasolina no período de 1º de fevereiro a 1º de maio. A pressão dos preços do etanol levou a Petrobras a importar gasolina no começo do ano pela primeira vez em cerca de 40 anos. "A produção de etanol despencou, e isso mexeu com o percentual de mistura na gasolina, aumentando a necessidade de consumo deste combustível", diz Marco Antônio Almeida, secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia.
Segundo ele, o crescimento da economia também deve ter influenciado a alta da importação de outros derivados de petróleo, como o querosene para aviação, 100% importado. "O Brasil não está com falta de capacidade de refino, mas está passando por uma adaptação de perfil das refinarias, para começar a refinar produtos que o país necessita", diz ele.
Segundo a ANP, o consumo do querosene para aviação aumentou 5,6% no primeiro semestre deste ano. Almeida destaca também que o crescimento da produção do petróleo nacional deve marcar uma tendência de crescimento mais fraco da importação do petróleo, diminuindo a diferença com a importação de derivados.
Os dados da ANP também mostram que aumentaram de forma expressiva as importações de GLP (60%) e querosene de aviação (32%). Para a ANP, o aumento do consumo interno foi o grande responsável pela maior importação. Os dados da agência mostram que as vendas de gasolina C (mistura de gasolina pura com álcool) subiram 20,3%, enquanto as vendas de óleo diesel cresceram 12,8% e as de querosene de aviação aumentaram 14,9%. (Colaborou Samantha Maia, de São Paulo)
As importações de combustíveis voltaram a crescer e a fazer estragos na balança comercial brasileira. Até junho foram gastos US$ 6,1 bilhões na importação de derivados, aumento de 220% em relação a igual período de 2009. Mesmo na comparação com o primeiro semestre de 2008, quando a economia estava aquecida, há um aumento de 17% nos gastos com importações de combustíveis.
Também pela primeira vez na década, os gastos com derivados superaram (também em 17%) o valor gasto na importação de petróleo, que somou US$ 5,2 bilhões até junho. Em 2009 e 2008, por exemplo, a importação de derivados correspondeu a menos de 70% da importação de óleo bruto.
O aumento das despesas com derivados (nafta, gás liquefeito, óleo diesel, gasolina e outros) reduziu o impacto do aumento que as exportações de petróleo poderiam ter no saldo da balança comercial. No primeiro semestre, o Brasil exportou US$ 8 bilhões em óleo bruto, valor US$ 2,6 bilhões superior ao gasto com importações. Quando os derivados são agregados ao resultado, o superávit cai para US$ 200 milhões. As exportações e importações não incluem apenas os resultados da Petrobras, mas também de outras companhias que passaram a produzir no Brasil, como a Shell.
As mudanças na balança comercial decorrem de um conjunto de fatores, como o crescimento da economia brasileira, o aumento do preço médio do petróleo no mercado internacional (cuja média de preço passou de US$ 52,01 por barril no primeiro semestre de 2009 para US$ 81,65 por barril no primeiro semestre deste ano), e a parada de algumas refinarias da Petrobras, o que resultou em queda de 0,4% na produção nacional de derivados, segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP).
"No ano passado a economia brasileira não cresceu, tudo caiu. Também não foi necessário ligar térmicas a óleo e a comparação também se dá com uma base baixa, principalmente os primeiros meses de 2009", observa o economista Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infraestrutura. No primeiro semestre, as importações de nafta foram 89% superiores às de igual período de 2008, outro ano de forte crescimento econômico, e cresceram 191% em relação ao mesmo período de 2009.
As importações de óleos (incluindo diesel e óleo combustível) aumentaram 226% em volume, o que elevou de US$ 472,26 milhões para US$ 2,2 bilhões os gastos do Brasil com importações entre 2009 e 2010, segundo dados da Secretaria de Comércio Exterior (Secex) do Ministério do Desenvolvimento. Esse aumento significou um salto de 367,40% de janeiro a junho deste ano comparado com o mesmo período de 2009. "Esses dados praticamente confirmam que o diesel e a nafta continuam sendo o calcanhar-de-aquiles do Brasil em termos de derivados. Além disso se vivia uma grande crise e agora o Brasil deu uma bela recuperada", acrescenta Pires.
Outra hipótese para o crescimento da importação de derivados de petróleo neste ano é o preço do etanol usado como combustível nos veículos flex. Isso porque houve aumento das exportações de açúcar no período de entressafra da cana (de outubro a março), gerando uma substituição do consumo do etanol, mais escasso e caro, pela gasolina.
A diminuição da oferta de etanol no mercado nacional fez com que o governo reduzisse de 25% para 20% o percentual obrigatório de álcool na gasolina no período de 1º de fevereiro a 1º de maio. A pressão dos preços do etanol levou a Petrobras a importar gasolina no começo do ano pela primeira vez em cerca de 40 anos. "A produção de etanol despencou, e isso mexeu com o percentual de mistura na gasolina, aumentando a necessidade de consumo deste combustível", diz Marco Antônio Almeida, secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia.
Segundo ele, o crescimento da economia também deve ter influenciado a alta da importação de outros derivados de petróleo, como o querosene para aviação, 100% importado. "O Brasil não está com falta de capacidade de refino, mas está passando por uma adaptação de perfil das refinarias, para começar a refinar produtos que o país necessita", diz ele.
Segundo a ANP, o consumo do querosene para aviação aumentou 5,6% no primeiro semestre deste ano. Almeida destaca também que o crescimento da produção do petróleo nacional deve marcar uma tendência de crescimento mais fraco da importação do petróleo, diminuindo a diferença com a importação de derivados.
Os dados da ANP também mostram que aumentaram de forma expressiva as importações de GLP (60%) e querosene de aviação (32%). Para a ANP, o aumento do consumo interno foi o grande responsável pela maior importação. Os dados da agência mostram que as vendas de gasolina C (mistura de gasolina pura com álcool) subiram 20,3%, enquanto as vendas de óleo diesel cresceram 12,8% e as de querosene de aviação aumentaram 14,9%. (Colaborou Samantha Maia, de São Paulo)
9 de ago. de 2010
Petrobras colabora com a Capitania dos Portos
A Petrobras, em colaboração com a Capitania dos Portos de Cabo Frio (RJ), mobilizou, desde ontem, dia 8, seu Centro de Defesa Ambiental para ajudar na limpeza das praias de Cabo Frio e Arraial do Cabo, atingidas por pelotas de óleo de origem ainda desconhecida.
Na tarde de ontem, a Companhia recolheu, também, amostras do óleo encontrado nas praias e enviou ao Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), no Rio de Janeiro, para análise e possível identificação da sua origem. Além disso, a Petrobras sobrevoou a área, mas não identificou nenhuma mancha de óleo ao longo do litoral. Os resultados preliminares da análise do óleo coletado sairão ainda nesta semana.
Não foi registrada qualquer anomalia nas instalações da Petrobras na Bacia de Campos ou nas embarcações prestadoras de serviços que operam na área.
Na tarde de ontem, a Companhia recolheu, também, amostras do óleo encontrado nas praias e enviou ao Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), no Rio de Janeiro, para análise e possível identificação da sua origem. Além disso, a Petrobras sobrevoou a área, mas não identificou nenhuma mancha de óleo ao longo do litoral. Os resultados preliminares da análise do óleo coletado sairão ainda nesta semana.
Não foi registrada qualquer anomalia nas instalações da Petrobras na Bacia de Campos ou nas embarcações prestadoras de serviços que operam na área.
8 de ago. de 2010
Nanotecnologia em destaque no Sinditêxtil
O Sinditêxtil-SP e o Sindivestuário realizam na próxima terça-feira 10, seminário sobre Nanotecnologia. O encontro que conta com a presença do palestrante internacional, Anil Netravali, professor da Fiber Science Program, da Universidade de Cornell, em Nova Iorque, acontece a partir das 14h, no Auditório do SENAI Americana, Av. Brasil, 2.801, no Parque Res. Nardini, em Americana (SP). Dentre os temas abordados durante a palestra estão a modificação de fibras e tecidos utilizando tecnologia de plasma, corona, plasma atmosférico e de alto vácuo, dentre outros. O encontro será gratuito para as empresas do setor.
6 de ago. de 2010
Intral lança reatores que geram economia
Fonte: Assessoria
A Intral, de Caxias do Sul, aproveitou a realização da Construsul para ampliar a sua linha de reatores para lâmpadas fluorescentes que produzem economia energética de até 35%. Os reatores REH-T5 Slim Duo foram desenvolvidos para fornecer dois níveis de fluxo luminoso (100% ou 50%), através do acionamento de um de controlador, auxiliar na entrada do circuito. Eles foram desenvolvidos para operar lâmpadas fluorescentes tubulares T5, onde seu controle da variação do fluxo luminoso pode ser realizado pelo simples uso de um interruptor ou através de sensores de presença.
O mais novo lançamento da Intral é ideal para utilização em estacionamentos, corredores de passagem, hotéis, hospitais, aeroportos, estações rodoviárias e ferroviárias, shopping centers, supermercados, lojas de departamentos, escolas e universidades.
A Intral, de Caxias do Sul, aproveitou a realização da Construsul para ampliar a sua linha de reatores para lâmpadas fluorescentes que produzem economia energética de até 35%. Os reatores REH-T5 Slim Duo foram desenvolvidos para fornecer dois níveis de fluxo luminoso (100% ou 50%), através do acionamento de um de controlador, auxiliar na entrada do circuito. Eles foram desenvolvidos para operar lâmpadas fluorescentes tubulares T5, onde seu controle da variação do fluxo luminoso pode ser realizado pelo simples uso de um interruptor ou através de sensores de presença.
O mais novo lançamento da Intral é ideal para utilização em estacionamentos, corredores de passagem, hotéis, hospitais, aeroportos, estações rodoviárias e ferroviárias, shopping centers, supermercados, lojas de departamentos, escolas e universidades.
Petrobras Biocombustível assina contrato para produção de mudas de palma
Fonte: Assessoria
A Petrobras Biocombustível anunciou, nesta sexta-feira (6/8), a assinatura de contrato de arrendamento de terra para implantação de viveiro de mudas de palma no município de Mocajuba (PA). O ato marca o início das atividades para a implantação da usina de produção biodiesel a partir de óleo de palma no Estado do Pará, anunciada em maio deste ano.
Com investimentos previstos de R$ 330 milhões, a nova usina terá capacidade de produzir 120 milhões de litros de biodiesel por ano para atender a região Norte. A previsão de início de operação é para julho de 2013. Além da unidade de produção de biodiesel, o projeto prevê a instalação de dois complexos industriais de extração do óleo de palma, incluindo esmagadoras e unidade de cogeração de energia elétrica.
A implantação do viveiro de mudas é o primeiro passo para o desenvolvimento da parte agrícola do projeto. A área de 300 hectares será destinada ao cultivo de 1,1 milhão de sementes. O plantio das mudas nas áreas de produção está previsto para dezembro de 2011 e o início da colheita a partir de 2014.
As mudas serão disponibilizadas aos parceiros da Petrobras Biocombustível no plantio de palma. Entre eles, cerca de 1.250 agricultores familiares da região chamada Pólo do Dendê, nos municípios de Igarapé-Miri, Cametá, Mocajuba e Baião. A empresa já realizou uma ação de cadastramento nesta região e fez a localização geográfica das propriedades de agricultores familiares, passo importante para o processo de regularização fundiária e obtenção do Cadastro Ambiental Rural (CAR).
A estratégia de suprimento da unidade de biodiesel prevê o plantio de palma em áreas desmatadas. Com isso, o projeto trará benefícios ambientais, com a recuperação destas áreas, proporcionando proteção de solo, equilíbrio ecológico e a reintegração econômica destas regiões, além de contribuir para a redução de gases de efeito estufa no ciclo de produção do óleo vegetal e na produção de biodiesel.
Segundo o presidente da Petrobras Biocombustível, Miguel Rossetto, a empresa atuará com respeito ao meio ambiente e rentabilidade econômica, gerando trabalho e renda nestas regiões. “Estão previstos investimentos em projetos sociais nestas áreas no âmbito do programa Petrobras Desenvolvimento & Cidadania. Os projetos estão em fase de definição”.
O diretor de Suprimento Agrícola, Janio Rosa, informa que a empresa investirá também em tecnologia agrícola para uma atuação mais sustentável nas áreas de plantio de palma. “Estamos estudando a aplicação de um método, desenvolvido pela Embrapa, que evita a queimada e reduz em cerca de 80% a emissão de CO2 no preparo da terra comparado ao método tradicional”, comenta o diretor sobre o método que prepara o terreno por meio de corte e trituramento, que ainda contribui para fertilizar o solo a partir da decomposição dos resíduos vegetais.
A Petrobras Biocombustível anunciou, nesta sexta-feira (6/8), a assinatura de contrato de arrendamento de terra para implantação de viveiro de mudas de palma no município de Mocajuba (PA). O ato marca o início das atividades para a implantação da usina de produção biodiesel a partir de óleo de palma no Estado do Pará, anunciada em maio deste ano.
Com investimentos previstos de R$ 330 milhões, a nova usina terá capacidade de produzir 120 milhões de litros de biodiesel por ano para atender a região Norte. A previsão de início de operação é para julho de 2013. Além da unidade de produção de biodiesel, o projeto prevê a instalação de dois complexos industriais de extração do óleo de palma, incluindo esmagadoras e unidade de cogeração de energia elétrica.
A implantação do viveiro de mudas é o primeiro passo para o desenvolvimento da parte agrícola do projeto. A área de 300 hectares será destinada ao cultivo de 1,1 milhão de sementes. O plantio das mudas nas áreas de produção está previsto para dezembro de 2011 e o início da colheita a partir de 2014.
As mudas serão disponibilizadas aos parceiros da Petrobras Biocombustível no plantio de palma. Entre eles, cerca de 1.250 agricultores familiares da região chamada Pólo do Dendê, nos municípios de Igarapé-Miri, Cametá, Mocajuba e Baião. A empresa já realizou uma ação de cadastramento nesta região e fez a localização geográfica das propriedades de agricultores familiares, passo importante para o processo de regularização fundiária e obtenção do Cadastro Ambiental Rural (CAR).
A estratégia de suprimento da unidade de biodiesel prevê o plantio de palma em áreas desmatadas. Com isso, o projeto trará benefícios ambientais, com a recuperação destas áreas, proporcionando proteção de solo, equilíbrio ecológico e a reintegração econômica destas regiões, além de contribuir para a redução de gases de efeito estufa no ciclo de produção do óleo vegetal e na produção de biodiesel.
Segundo o presidente da Petrobras Biocombustível, Miguel Rossetto, a empresa atuará com respeito ao meio ambiente e rentabilidade econômica, gerando trabalho e renda nestas regiões. “Estão previstos investimentos em projetos sociais nestas áreas no âmbito do programa Petrobras Desenvolvimento & Cidadania. Os projetos estão em fase de definição”.
O diretor de Suprimento Agrícola, Janio Rosa, informa que a empresa investirá também em tecnologia agrícola para uma atuação mais sustentável nas áreas de plantio de palma. “Estamos estudando a aplicação de um método, desenvolvido pela Embrapa, que evita a queimada e reduz em cerca de 80% a emissão de CO2 no preparo da terra comparado ao método tradicional”, comenta o diretor sobre o método que prepara o terreno por meio de corte e trituramento, que ainda contribui para fertilizar o solo a partir da decomposição dos resíduos vegetais.
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