É com grande entusiasmo que anunciamos a nova parceria estratégica entre a John Cockerill Brasil e a AURUM Energia . Esse acordo representa um avanço significativo em nossa busca contínua por inovação e excelência comercial e operacional. Juntas, nossas empresas utilizarão competências complementares para enfrentar os desafios do mercado atual e explorar novas oportunidades de crescimento sustentável.
José Mauro Coelho traz consigo uma vasta experiência em liderança e alta performance profissional. Com passagens pela Presidência da Petrobras e do Conselho de Administração da Pré-Sal Petróleo (PPSA), além do cargo de Secretário Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis no Ministério de Minas e Energia. Sua trajetória profissional inclui também o cargo de Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis na Empresa de Pesquisa Energética (EPE), onde desempenhou papel fundamental na formulação de estudos de planejamento energético e de políticas públicas.
Graduado em Química Industrial, com Mestrado em Engenharia dos Materiais pelo Instituto Militar de Engenharia (IME) e Doutorado em Planejamento Energético pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), José Mauro também possui extensa experiência acadêmica, tendo publicado três livros e mais de trinta trabalhos científicos.
Nessa parceria, suas responsabilidades incluem o desenvolvimento comercial da John Cockerill Brasil no setor de Petróleo, Gás Natural, Biocombustíveis e Energia Elétrica, o acompanhamento das regulamentações vigentes e a identificação de oportunidades para aumentar a competitividade e a participação da empresa no mercado.
Esta colaboração não só amplia nossa capacidade de atender às necessidades emergentes de nossos clientes, mas também reforça nosso compromisso com o desenvolvimento tecnológico e a sustentabilidade.
Estamos confiantes de que esta parceria será um impulso para a inovação e o crescimento, representando um momento crucial para ambas as organizações e os mercados que atendemos.
Em todo o Brasil, o descomissionamento de 3.738 poços gerará R$ 51,6 bilhões em investimentos entre 2024 a 2027. Os dados estão no Anuário da Indústria do Petróleo e Gás Natural, da Findes
O descomissionamento de estruturas dedicadas à extração de óleo e gás é uma indústria gigantesca no mundo todo, principalmente nos Estados Unidos e na Europa. No Brasil, a expectativa é de que ela cresça muito nos próximos anos, com o início da desmobilização das estruturas implantadas nos anos 80 e 90, quando a indústria do petróleo de fato engrenou no país.
Em todo o Brasil, o descomissionamento de 3.738 poços gerará R$ 51,6 bilhões em investimento no período entre 2024 a 2027. Para o Estado, o descomissionamento de 375 poços gerará um aporte de R$ 1,82 bilhão. Todos estes dados e outros mais estão no 7ª edição do Anuário da Indústria do Petróleo e Gás Natural no Espírito Santo, um projeto da Federação das Indústrias do Espírito Santo. O documento será lançado, nesta segunda-feira, no Palácio Anchieta.
Os quase R$ 2 bilhões previstos para o Espírito Santo serão divididos da seguinte forma: abandono permanente (68,2%), remoção de linhas (19,6%), desmobilização de unidades de exploração de petróleo (3,6%), remoção dos demais equipamentos do sistema submarino (3,3%), arrasamento de poços (2,1%), remoção de instalações associadas às unidades de produção terrestres (1,6%) e recuperação ambiental (1,6%). Há possibilidades no mar e em terra.
É um trabalho exige legislação ambiental específica e muita tecnologia. Os componentes têm alto valor de mercado, portanto, é possível ganhar com o descomissionamento e também com a destinação final dos equipamentos e materiais que serão desmontados. Muita gente está de olho nas boas possibilidades que serão abertas. A Vports estuda a instalação de uma linha de desmontagem em Aracruz, que seria umas das primeiras do Brasil. O objetivo é trazer equipamentos do país todo para cá. Hoje, boa parte vai para Europa e Estados Unidos.
Do ponto de vista operacional, as empresas continuam a manter escritórios e equipes operando de forma independente
A Copa Energia, empresa de engarrafamento, comercialização e distribuição de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), e ainda dona das marcas Copagaz e Liquigás, anunciou que comprou a Companhia de Transporte de Gás (CTG) e entrou no mercado de biometano. O valor da transação não foi divulgado.
Segundo a empresa, um dos principais motivos da aquisição foi posicionar a Copa no mercado de biometano ou gás natural renovável, energético obtido a partir da purificação do biogás, uma mistura de gases que têm como origem o processo natural de decomposição de resíduos orgânicos em ambientes onde não há troca de ar — a digestão anaeróbica.
Do ponto de vista operacional, as empresas continuam a manter escritórios e equipes operando de forma independente. Em entrevista ao Valor, Cleber Hamada, diretor de estratégia e novos negócios da Copa, destacou que, atualmente, a CTG se concentra exclusivamente no transporte de gás natural, tendo transportado 7 milhões de metros cúbicos por meio de caminhões em 2023. O objetivo agora é diversificar o mix energético com a inclusão do biometano.
“A Compra da CTG vai viabilizar nossa entrada neste segmento, já que as moléculas de biometano e gás natural são as mesmas, mas de origem diferente. Com isso, o processo produtivo e de transporte é o mesmo”, diz Hamada.
O transporte do energético no Brasil é feito via gasodutos e caminhões. Entretanto, o uso da malha de gasodutos é limitado e o acesso em algumas regiões ainda não é regulamentado. Já o transporte rodoviário, os consumidores reclamam de ser mais caro.
A Copa tem clientes que consomem GLP e querem migrar para um consumo mais sustentável. De acordo com o executivo, já há parcerias feitas para compra e venda da molécula sendo negociadas, mas por não ter a licença de comercialização, a empresa estava impedida de formalizar os contratos. “Com a CTG conseguiremos confirmar o interesse e fechar os contratos”, frisa.
Os principais índices de composição do custo da molécula do gás natural são o Brent, o câmbio em dólar e o IGP-M. No caso do biometano, os dois principais índices são o custo de produção e purificação da molécula e a aplicação da inflação apurada pelo IPCA. Neste comparativo, o biometano ainda tem um custo maior em relação ao gás natural, mas tem o apelo ambiental nas agendas de descarbonização das empresas consumidoras.
“Por ter uma demanda de mercado em que as empresas pagam mais caro por um produto mais limpo, o mercado cresce desta forma. E com o aumento da demanda e avanço do processo produtivo, a produção do biometano pode ficar mais barata”, explica.
Uma das dificuldades das empresas que atuam no setor é encontrar fornecedores firmes do energético. Hamada lembra que o Brasil tem grande potencial de produção do insumo pelos setores sucroenergético, produção agrícola e saneamento (aterros), mas reconhece que são poucos players com a molécula disponível. Dados da Associação Brasileira do Biogás (Abiogás), mostram que a produção de biometano para autoprodução e comercialização no Brasil é de apenas 985 mil metros cúbicos por dia.
Entre os potenciais consumidores que a Copa está de olho, estão empresas que consomem óleo combustível, diesel, indústria química, papel e celulose e que tenham metas de transição de fontes fósseis para combustíveis mais limpos.
A expectativa é que de que o Terminal de Regaseificação (Regas) escoe parte da futura produção do biometano feita pelas usinas em PE
O Sindicato da Indústria do Açúcar e do Álcool de Pernambuco (Sindaçúcar-PE) e a empresa OnCorp fecharam um termo de cooperação para estimular as usinas pernambucanas a produzirem biogás e biometano. O setor tem um grande potencial para a produção do biogás que pode ser feito a partir da vinhaça, um subproduto do seu processo industrial.
A OnCorp e a Shelll estão à frente do Terminal de Regaseificão de Gás Natural Liquefeito (Regás) que está sendo construído em Suape. “A parceria com o Sindaçúcar tem a intenção de, no futuro, acelerar a produção do biometano e do biogás”, diz o diretor executivo da OnCorp, João Mattos.
“O Sindaçúcar tem a intenção de consolidar sinergias com o mercado de gás. Em Pernambuco, existem investimentos em andamento através da Copergás, OnCorp, da própria Shell e também das usinas que estão procurando participar deste mercado com suprimento sustentável para os polos de consumo”, explica o presidente do Sindaçúcar-PE, Renato Cunha. Ele também é presidente da Associação dos Produtores de Açúcar, Etanol e Bioenergia (NovaBio).
O biogás é a matéria-prima para se fazer o biometano, que deve obedecer as especificações da Agência Nacional de Petróleo (ANP) e pode ser injetado nas redes que distribuem gás natural. “ A OnCorp vai vender o biometano ao gás do terminal. Dentro da nossa cesta, teremos um gás verde”, comenta João Mattos. A expectativa é de que o Regás comece a operar no segundo trimestre de 2025.
Encontro sela parceria em torno do biometano
A primeira reunião sobre o assunto aconteceu na quarta-feira (03) no Palácio do Campo das Princesas e contou com a participação da governadora Raquel Lyra (PSDB), de Renato Cunha, João Mattos, de executivos da Shell que atuam no Brasil e no Reino Unido, do secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Guilherme Cavalcanti, do presidente da Copergás, Felipe Valença, e do presidente do Porto de Suape, Márcio Guiot.
A próxima etapa é uma assinatura de um termo de cooperação entre os dirigentes do Sindaçúcar-PE e da OnCorp. A partir do próximo dia 18, serão iniciadas reuniões com executivos das usinas interessadas na iniciativa.
Usinas entram no negócio dos biocombustíveis/Foto: reprodução Portal do Agronegócio
“É importante que o Estado conte com a participação do gás – que tem sua origem no GNL, que é fóssil – e do gás de origem orgânica das usinas”, defende Renato Cunha.
No último dia 1º, o Grupo EQM e a ZEG Biogás, o braço empresarial de biogás e biometano da Vibra Energia (antiga BR Distribuidora) anunciaram uma parceria para produzir biometano de alta pureza em duas usinas do grupo: a Utinga, em Alagoas, e a Cucau, em Pernambuco.
Os investimentos são superiores a R$ 90 milhões. A capacidade somada de produção, apenas nesta primeira fase de implantação, é superior a 5,6 milhões de metros cúbicos de biometano anualmente.
Enquanto o Grupo EQM disponibilizará áreas para as instalações físicas das unidades e será o fornecedor toda matéria-prima necessária para a produção do biogás, a ZEG será responsável por toda a solução tecnológica para geração do biogás e pela purificação do biocombustível padrão ANP.
A ZEG também será responsável por comercializar com exclusividade todo o biometano produzido nas duas unidades aos seus clientes, sejam eles industriais ou frotistas, que busquem substituir o óleo diesel em seus veículos. A integralização do investimento será feita no curso da implantação com participação igualitária.
Hoje (12/03/24) o Presidente da AURUM ENERGIA, José Mauro Coelho, participou de mais um “Sergipe Day” promovido pelo Governo do Estado de Sergipe e pela FGV Energia.
A apresentação do Presidente da Consultoria abordou o tema “Descomissionamento do Setor de Óleo & Gás e as Oportunidades para o Estado de Sergipe”.
Durante a palestra temas importantes foram tratados, tais como:
O potencial do descomissionamento no mundo e no Brasil: serão investimentos de cerca de US$ 85 bilhões de forma global, sendo que destes, US$ 16 bilhões serão no Brasil.
O potencial do descomissionamento no Estado de Sergipe: serão 25 plataformas fixas a serem descomissionadas nos próximos anos, com investimentos de R$ 7 bilhões até 2028.
Oportunidades para o Estado de Sergipe: abordou-se às várias possibilidades de desenvolvimento econômico que o setor de descomissionamento pode trazer para Sergipe, gerando emprego e renda para a população local e promovendo maior arrecadação de tributos.
Como considerações finais, foi enfatizada a necessidade do Estado de Sergipe se preparar adequadamente para capturar as oportunidades provenientes do descomissionamento das plataformas de petróleo localizadas no seu litoral.
Excelente evento com debates proveitosos e de alto nível!!
No dia 01/03/2024, o Presidente da AURUM ENERGIA, José Mauro Coelho e Guilherme Mercês estiveram na Usina Tabu, localizada em Caaporã/PB para discutir importantes Projetos para o Grupo Galactus, para o Nordeste e para o Brasil.
Além do time da AURUM ENERGIA, participaram da reunião: Alexandre Meeus, CEO do Grupo Galactus, colaboradores da Usina TABU, integrantes do Projeto TABULOG e da empresa HIDROTOPO.
A apresentação abordou, entre outros temas: cenários econômicos; o cenário do mercado de combustíveis no Brasil e no Mundo; mobilidade e transição energética; aspectos relacionados às infraestruturas de derivados de petróleo, biocombustíveis, gás natural e energia elétrica e a possibilidade de novos negócios.
Dia muito produtivo, com discussões profundas sobre o setor energético brasileiro.
No dia 5 de fevereiro, José Mauro Coelho, representando o Grupo ONCORP, proferiu palestra na Texas Christian University (TCU), localizada na Cidade de Fort Worth, Estado do Texas.
A palestra, com o título “Brazil’s Energy Overview” abordou os seguintes assuntos: o Brasil como uma superpotência energética; a matriz energética brasileira, atual e futura; a produção de petróleo no País; o setor de gás natural; refino e oferta e demanda de derivados de petróleo; o protagonismo brasileiro nos biocombustíveis; e o Programa Combustível do Futuro.
Como principais mensagens finais tivemos:
O Brasil é uma superpotência energética, rico em recursos naturais, possuindo uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo.
A produção de petróleo no País será crescente nos próximos anos, o que fará do Brasil um dos 5 maiores produtores e exportadores do produto globalmente.
O Brasil possui protagonismo mundial na produção e uso de biocombustíveis, utilizando-os como estratégia para a descarbonização de sua matriz de transportes.
A empresa está olhando o afretamento de duas opções de FSRU para iniciar as operações em 2025
A OnCorp informou que pretende iniciar entre fevereiro e março do próximo ano a segunda fase do projeto de revitalização do Terminal de GNL do Porto de Suape, que terá capacidade de 11 milhões a 14 milhões de m³/dia de gás natural.
Segundo a empresa, em agosto foi concluída a primeira fase do projeto de revitalização do píer onde será instalado o terminal, obra que contou com a substituição de placas com problemas de drenagem.
Também foram ampliados os postos de respostas de emergência para atender ao projeto.
E agora a empresa está olhando o afretamento de duas opções de FSRU para iniciar as operações em 2025 enquanto analisa os movimentos da Petrobras no seu retorno ao mercado de gás no Nordeste, conta o diretor-executivo da OnCorp, João Mattos.
“A Petrobras voltou com tudo para as chamadas das distribuidoras. Temos que ver como isso vai afetar os preços. Ele (o preço) vai ser um balizador para o gás que será utilizado na região. Se isso vai ser piso ou teto só o tempo dirá”, diz o executivo.
Em julho, a OnCorp conseguiu enquadrar o projeto do terminal no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi), que prevê R$ 20 milhões em suspensões fiscais para a unidade de regaseificação.
O projeto prevê investimentos de R$ 300 milhões e vai, de acordo com a empresa, abastecer a usina TermoPernambuco, da Neoenergia. Também está em negociação um outro contrato com a distribuidora de gás do estado, a Copergás.
A empresa olha projetos de pequena escala para interiorizar o gás natural e estima disponibilidade para novos 2GW de energia com o gás chegará via GNL em Suape.
Segurança e estabilidade jurídica e regulatória são fundamentais para a atração de investimentos e o sucesso do setor de descomissionamento, escrevem José Mauro Coelho, Guilherme Mercês, Mauro Destri
A saga da produção de petróleo offshore no Brasil teve início em 1968, quando registramos a nossa primeira descoberta no mar, no campo de Guaricema, no litoral de Sergipe. A produção na jazida foi iniciada cinco anos depois, em 1973, com a instalação da primeira plataforma fixa (P-1) de produção no mar brasileiro. Completamos 50 anos desse marco histórico da indústria nacional do petróleo.
Nesse período, diversas outras descobertas foram realizadas em águas rasas sergipanas, assim como em outras localidades do litoral brasileiro. Desbravamos profundidades cada vez maiores e alcançamos o pré-sal. Hoje, somos referência mundial na indústria de petróleo offshore.
Plataforma P-1 no Rio, em 1968, já pronta para operar no campo Guaricema (SE), o primeiro do Brasil (Foto: Petrobras)
O despertar do descomissionamento offshore no Brasil
O Brasil possui uma grande quantidade de plataformas marítimas de produção de petróleo e gás. São mais de 170 instalações espalhadas pelo litoral brasileiro. Desse total, 55 unidades (50 fixas e 5 semissubmersíveis) possuem mais de 25 anos de existência. Essas plataformas estão localizadas nas bacias de Sergipe (P-23), Campos (P-16), Ceará (P-9) e Potiguar (P-7). Algumas encontram-se inativas.
Considerando-se que, em média, a vida útil de plataformas marítimas varia em torno de 20 a 30 anos, o Brasil possui enorme potencial em atividades de descomissionamento de instalações de petróleo offshore.
A Resolução ANP nº 817, de 24 de abril de 2020, define o descomissionamento como o “conjunto de atividades associadas à interrupção definitiva da operação das instalações, ao abandono permanente e arrasamento de poços, à remoção de instalações, à destinação adequada de materiais, resíduos e rejeitos e à recuperação ambiental da área”.
O descomissionamento offshore é um grande desafio para a indústria do petróleo e gás natural. Como um quantitativo cada vez maior de unidades de produção está se aproximando do fim da vida útil, esse tema tem recebido atenção crescente dos stakeholders da indústria petrolífera, incluindo operadores, órgãos reguladores e governos locais.
Atualmente, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) contabiliza 82 Programas de Descomissionamento de Instalações (PDI) aprovados. Destes, 34 são de projetos em ambiente offshore.
Potencial bilionário
As atividades de descomissionamento devem atrair grandes investimentos no mundo nos próximos anos e o Brasil apresenta um dos maiores potenciais nesse negócio. Estudos apontam que os investimentos globais no descomissionamento offshore podem alcançar US$ 85 bilhões na década de 2020, e o Brasil é o terceiro maior mercado para receber esses recursos.
A ANP estima que os investimentos em descomissionamento no Brasil sejam na ordem de R$ 57 bilhões para o período de 2023-2027, incluindo instalações terrestres e marítimas. Mais da metade dessa quantia será aplicada em atividades relacionadas ao abandono permanente e arrasamento de poços. São quase 7 mil poços a serem descomissionados nos próximos anos, sendo mais de 600 no ambiente offshore. As bacias de Campos, Santos e Sergipe concentram grande parte desses investimentos.
Um oceano de oportunidades
O potencial do descomissionamento no Brasil é gigante e implica novas oportunidades de negócios para a indústria local. Contudo, essa indústria no País ainda se encontra em estágio de baixa maturidade, havendo a necessidade de ampliação da capacitação técnica e de desenvolvimento de uma cadeia integrada de serviços especializados.
Por se tratar de uma atividade de alta complexidade e que exige mobilização de grandes recursos financeiros, a promoção de um ambiente legal e regulatório seguro e estável é fundamental para a atração de investimentos e o sucesso das atividades econômicas vinculadas ao descomissionamento.
Dessa forma, o descomissionamento de instalações de petróleo e gás natural offshore pode ter um papel destacado no Brasil como indutor de desenvolvimento econômico e de geração de emprego e renda.
Este artigo expressa exclusivamente a posição dos autores e não necessariamente da instituição para a qual trabalham ou estão vinculados.
José Mauro Coelho, Guilherme Mercês e Mauro Destri são sócios da Aurum Descomissionamento.
