Clipping Energia - 01/Ago/2022 a 07/Ago/2022
Bernardo Monteiro, M.Sc, MBA
Coordenador de Operações e Pós-Venda na Roxtec Latin America
Clipping Energia (Petróleo/Gás/Naval/Renováveis) – 01/Ago/2022 a 07/Ago/2022
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Resumo da Semana:
Os preços do petróleo estão de volta aos níveis em que estavam antes de a Rússia invadir a Ucrânia, destacando que uma recessão global e a destruição da demanda são agora o foco central.
É difícil escapar do fato de que quase todas as notícias e análises parecem indicar que uma recessão está se aproximando. Seja o aviso do Banco da Inglaterra de uma recessão de cinco trimestres ou a falta de ação da OPEP + na produção de petróleo, os maus presságios continuam chegando. Inevitavelmente, isso também afetou os preços do petróleo, quase caindo para onde estavam antes do início da invasão da Rússia, com o ICE Brent tendendo a cerca de US$ 96 por barril. Pela primeira vez em semanas, os contratos futuros de petróleo começaram a refletir as expectativas de um inverno fraco, com os spreads mensais caindo pela metade semana a semana. Ainda estamos firmemente em retrocesso, mas já não parece tão drástico como antes do verão.
Notícias Locais – Local News
ANP publica edital de licitações da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP)
Redação/Agência ANP
A ANP publicou ontem (28/07) o edital da Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP). O documento, que contém anexadas as minutas dos contratos, passou por consulta e por audiência pública ocorrida no último dia 25/03. Após essa etapa, foi realizada a análise do edital pelo Tribunal de Contas da União, sendo considerado apto à publicação.
A partir da publicação do edital a Comissão Especial de Licitações já poderá iniciar o julgamento das inscrições das licitantes interessadas em participar da OPP.
O edital pode ser acessado em: https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente/opp/edital
Dos 11 blocos em oferta, Ágata, Água Marinha, Esmeralda, Jade, Turmalina e Tupinambá, na Bacia de Santos, estavam previstos para serem ofertados na 7ª e 8ª rodadas de partilha de produção. Os demais não receberam ofertas em rodadas de licitação de partilha da produção realizadas anteriormente pela ANP: Itaimbezinho (4ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Norte de Brava (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Santos).
A Petrobras manifestou, em 3/2/22, ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o interesse no direito de preferência em blocos a serem licitados no Sistema de Oferta Permanente, sob o regime de partilha de produção, nos termos da Lei 12.351/2010 e do Decreto Federal 9.041/2017. A empresa exerceu o direito de preferência em relação aos blocos de Água Marinha e Norte de Brava, com percentual de 30%, considerando os parâmetros divulgados na Resolução do CNPE nº 26/2021.
Sobre a Oferta Permanente de Partilha de Produção
O Sistema de Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP) tem por objeto contratar, sob o regime de partilha de produção, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em blocos localizados no polígono do Pré-Sal e de áreas estratégicas, assim determinados pelo CNPE. Nesse sistema, blocos ficam permanentemente à disposição de agentes regulados interessados. Os ciclos se iniciam por provocação dos agentes inscritos, por meio da submissão à ANP de Declaração de Interesse, acompanhada de garantia de oferta, para um ou mais blocos disponíveis. A listagem de blocos disponíveis encontra-se em https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente/opp/blocos-oferta.
Mais informações sobre a Oferta Permanente de Partilha de produção (OPP) podem ser obtidas em https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente/opp.
Petrobras informa sobre descoberta de gás na Colômbia
Agência Petrobras
A Petrobras confirma a descoberta de acumulação de gás natural no poço exploratório Uchuva-1, perfurado em águas profundas da Colômbia, a 32 quilômetros da costa e a 76 quilômetros da cidade de Santa Marta, em uma lâmina d’água de aproximadamente 830 metros.
O poço Uchuva-1 foi perfurado no Bloco Tayrona, tendo a Petrobras como operadora (participação de 44,44%), em parceria com a Ecopetrol, com a participação de 55,56%.
Esta descoberta é fruto das ações do consórcio para potencializar a utilização dos dados por meio da aplicação de novas soluções tecnológicas de geologia e geofísica, somadas à expertise em operações em águas profundas.
O Bloco Tayrona consta na carteira da Petrobras para gestão ativa do portfólio e a abertura dessa nova fronteira está alinhada com o pilar estratégico da companhia em maximizar o seu valor com foco em exploração de ativos de águas profundas e ultraprofundas. O resultado alcançado aumenta as perspectivas de desenvolvimento de nova fronteira de exploração e produção na Colômbia.
O consórcio dará continuidade às atividades no Bloco Tayrona, visando avaliar as dimensões da nova acumulação de gás.
INEL cria Secretaria de Hidrogênio Verde para debater e estabelecer prioridades do setor no Brasil
Assessoria
O Instituto Nacional de Energia Limpa (INEL) acaba de inaugurar a SHV - Secretaria de Hidrogênio Verde com objetivo de fomentar e acelerar o crescimento na área de hidrogênio verde no Brasil. O Hidrogênio Verde, produzido a partir de eletricidade de matrizes limpas como hidrelétrica, eólica, solar ou provenientes de biomassa, biogás, é hoje uma grande aposta mundial como a maior potência de energia limpa abundante e renovável.
A Secretaria de Hidrogênio Verde - SHV ficará sob o comando de Luiz Piauhylino Filho, que possui experiência em energias renováveis e hidrogênio verde em Portugal e no Brasil. Para auxiliar Piauhylino Filho na SHV, Frederico Freitas assume o posto de Secretário-Adjunto da SHV.
"É com imenso prazer que assumo este compromisso de dirigir a Secretaria de Hidrogênio Verde. Vamos trabalhar em prol de uma economia de baixo carbono e desenvolver e fomentar a produção de H2Verde no País", afirmou o diretor Presidente, Luiz Piauhylino Filho.
Piauhylino Filho possui experiência em investimentos de projetos de hidrogênio verde em Portugal e no Brasil, e terá como meta garantir energia limpa e de baixo custo na produção de H2 Verde, coordenando ações com os principais atores deste mercado: Associados e Público do INEL, Autoridades Nacionais e Internacionais, Associações e empresários.
Sobre o INEL
O INEL - Instituto Nacional de energia limpa atuou nos últimos anos pela aprovação do PL 5829. Em novembro de 2021, o INEL criou um grupo de trabalho junto a Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, destinado a buscar soluções técnicas para a conexão de geração distribuída, um dos gargalos desse segmento no país. Os resultados desses meses de trabalho foram entregues em maio para a ANEEL.
Etanol: a regra é clara, ou cadeia corta preço ou vai nadar nos estoques crescendo
Money Times,
Fato é que a partir da próxima semana o etanol hidratado vai enfrentar a nova dinâmica da política de preços da Petrobras para a gasolina e a consolidação das mudanças tributárias sobre os combustíveis que deixaram a cadeia produtiva testando a manutenção de suas margens enquanto o cenário estava desalinhado.
A transição acabou e, a partir das usinas, o mercado vai ter que se ajustar e trazer o biocombustível para a média da paridade de 70% em relação ao preço do concorrente, ou seja, cessar a valorização e passar à redução, espera o analista e trader Martinho Ono, da SCA Trading.
Com dois cortes da gasolina na refinaria em 10 dias -- 4,92% e 3,88% a partir desta sexta (29) -- a Petrobras incorpora definitivamente a pressão do governo, como se esperava após a última troca de comando da estatal. E não se tem expectativa de que altas do petróleo possam fazê-la a adotar movimento contrário com os palanques eleitorais em vias de serem inaugurados.
Quanto às questões tributárias, com a gasolina "agindo mais rápido" na redução imposta pela equalização do ICMS entre os estados, Ono viu o setor entre entender como ficaria o perfil geral do consumo e os cortes, enquanto também tentava ver como poderia ficar o segundo semestre ante a volta do regime tributário anterior a partir de janeiro, "se as regras forem mantidas".
O PIS/Confins incidente na produção e comercialização do etanol passa a ser o mesmo se houver venda direta aos postos ou para os distribuidores.
Logo, com cenário ainda embaralhado, as usinas vieram de alta nos valores de vendas em duas semanas -- na anterior, de 0,15% -, e na que termina hoje os reajustes devem ter prosseguido, tanto que as distribuidoras elevaram os preços diariamente no hub de Paulínia (SP).
E com safra andando e estoques bons, acrescenta o presidente da SCA.
Petrobras e Bunge celebram contrato para fornecimento de matéria-prima usada na produção de Diesel R5
Testes comerciais com o biocombustível são um importante passo para o desenvolvimento de produtos e negócios de menor intensidade de carbono e maior sustentabilidade da matriz energética brasileira
Redação/Agência Petrobras de Notícias
Petrobras e Bunge, respectivamente, maiores produtores nacionais de derivados de petróleo e de óleo de soja, celebraram contrato para aquisição de óleo de soja refinado destinado à produção de Diesel R5 na Refinaria Getúlio Vargas (Repar), no Paraná. A matéria-prima começou a ser fornecida no final de julho e a produção ocorrerá em setembro de 2022. Cerca de 1,5 milhão de litros serão destinados aos primeiros testes comerciais do produto, que irão verificar a receptividade do mercado ao novo combustível.
O Diesel R5 é produzido a partir do coprocessamento de óleos vegetais, neste caso de óleo de soja refinado, com óleo diesel de petróleo. O combustível sai da refinaria com cerca de 95% de diesel mineral (derivado do petróleo) e 5 % de diesel renovável, também chamado de diesel verde. As distribuidoras farão a adição dos 10% de biodiesel éster, conforme estabelece a legislação atual.
O diesel verde ou renovável é um biocombustível avançado, quimicamente igual ao diesel mineral, só que produzido a partir de matérias-primas renováveis, como óleos vegetais, gorduras animais ou até mesmo óleo de cozinha usado. Ele pode ser produzido em unidades industriais concebidas especificamente para sua produção, ou por coprocessamento em unidades de hidrotratamento já existentes, nas quais a carga da unidade é feita com diesel mineral misturado aos óleos vegetais.
Nos testes comerciais a serem realizados, o produto será oferecido visando identificar segmentos interessados no uso desse combustível para redução das emissões de gases de efeito estufa.
Atualmente está em discussão no Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) a possibilidade do diesel renovável, produzido em unidades dedicadas ou por coprocessamento com óleos vegetais, também ser considerado no mandato de biocombustível presente no óleo diesel comercializado nos postos de combustíveis. Caso seja aceita, a introdução do novo combustível viabiliza a utilização de teores mais elevados de renováveis nos novos motores a diesel.
A Petrobras planeja expandir a produção do diesel com conteúdo renovável para mais duas refinarias no Sudeste e, futuramente, ter uma unidade dedicada ao processamento da matéria-prima renovável. Até 2026, serão investidos US$ 600 milhões com esse objetivo, por meio do Programa Biorrefino.
Indústria de óleo e gás vai investir mais de R$ 100 bi por ano e gerar cerca de 500 mil empregos até 2025, diz ABESPetro
Associação faz o maior levantamento do primeiro elo da cadeia produtiva do petróleo e mostra seu papel na transição energética
Assessoria
A Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (ABESPetro) lança nesta quarta-feira (02) o Caderno ABESPetro 2022. A publicação é o maior levantamento feito sobre o primeiro elo da cadeia produtiva do petróleo, na qual estão situadas as empresas que fornecem bens e serviços diretamente para as petroleiras. As maiores empresas do mundo neste segmento estão hoje presentes no Brasil, atraídas pela relevância do país na indústria petrolífera, sobretudo no ambiente offshore.
O raio-x, elaborado com apoio da consultoria Deloitte, analisa todo o sistema de fornecedores da indústria brasileira de óleo e gás, descreve sua dinâmica, traz indicadores econômicos inéditos e apresenta agenda propositiva para o desenvolvimento nos próximos anos.
Rodrigo Ribeiro, presidente da ABESPetro, afirma que a publicação demonstra como o setor será fundamental para o sucesso da transição energética, a mudança estrutural da matriz de energia que precisa ser realizada de forma progressiva e socialmente responsável.
"A mola propulsora da transição energética não deve ser a restrição na oferta de hidrocarbonetos, mas sim a redução da demanda decorrente do aumento da disponibilidade de energia renovável e de tecnologias disruptivas, algumas delas ainda indisponíveis. Qualquer tentativa de inverter essa lógica resultará em retrocesso no processo de transição e no acesso da população à energia", afirma Ribeiro, em mensagem no Caderno.
O Caderno ABESPetro 2022 mostra que a indústria de petróleo e gás no Brasil já anunciou investimentos que somam, em média, R$ 102 bilhões ao ano em exploração e produção até o ano de 2025. Com este capital, a expectativa é gerar cerca de 500 mil novos empregos na atividade de exploração e produção de petróleo e gás, o chamado upstream, nos próximos três anos. Hoje, são cerca de 340 mil postos de trabalho nesse segmento do setor.
De acordo com a publicação, além da geração de emprego e de renda, o setor contribuiu com arrecadação de R$ 104 bilhões apenas no ano de 2021, segundo cálculo realizado pela Deloitte. Este valor considera a soma de bônus de contratações de blocos exploratórios, royalties, participações especiais, tributos, dividendos distribuídos pela Petrobras e a parcela da União proveniente do regime de partilha do pré-sal.
O mapeamento realizado pelo Caderno ABESPetro 2022 confirma o Brasil como candidato a continuar sendo um centro relevante produtor de óleo e gás em esfera global por razões sociais, econômicas e ambientais. Segundo o presidente da associação, a qualidade dos reservatórios existentes faz do Brasil um dos países com mais baixo nível de emissão de gases do efeito estufa por barril de petróleo produzido.
Thelmo Ghiorzi, secretário-executivo da associação, destaca que "a disponibilidade de recursos naturais só se transforma em benefício econômico se eles forem, além de extraídos, utilizados para alavancar o desenvolvimento tecnológico e o crescimento da atividade industrial do país".
Desafios e propostas
O primeiro Caderno ABESPetro foi publicado em 2017 e contribuiu para a superação dos desafios que, então, se apresentavam. A nova publicação traz as atuais tendências e os novos desafios a serem superados pelo setor, incluindo questões relacionadas à pandemia de Covid-19, à guerra na Ucrânia e à necessidade de acelerar o processo de transformação digital do setor.
Além disso, o Caderno ABESPetro 2022 propõe como meta o uso pleno dos recursos produtivos do setor, ou seja, de suas unidades fabris, de seus centros de tecnologia e dos profissionais formados ao longo de décadas de desenvolvimento da atividade no Brasil. O objetivo da associação é fomentar empregos e investimentos no setor, formando, assim, um círculo virtuoso de desenvolvimento sustentável.
A publicação apresenta sugestões de instrumentos para o uso pleno desses recursos produtivos, como o fomento à transição energética por meio de incentivos à produção de gás; a aceleração da produção, com a agilização de leilões de blocos exploratórios; estabilidade e ampliação do Repetro; e aprimoramentos dos instrumentos de incentivo à Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) e de Conteúdo Local (CL). Sobre PDI e CL, Ghiorzi aponta que "aprimoramentos nestes instrumentos serão os grandes indutores de conteúdo local por mérito, não por imposição regulatória".
De acordo com o Caderno ABESPetro 2022, a estabilidade operacional do setor e a geração de empregos e riqueza nos próximos anos passam pela definição de um calendário plurianual de leilões, incluindo blocos atraentes em regiões desenvolvidas e a desenvolver, como a Margem Equatorial. O regime tributário especial também é fundamental para viabilidade econômica dos investimentos em exploração para a promoção do desenvolvimento econômico e social.
"O Caderno ABESPetro 2022 traz uma agenda propositiva para o segmento de exploração e produção que consideramos importante ser levada em consideração pelos candidatos nas eleições de outubro", afirma Rodrigo Ribeiro.
O poço 7-FR-55H-RJS começa produzir no campo de Frade (BC), divulga PetroRio
Assessoria
A PRIO (PetroRio) comunica o início da produção do poço 7-FR-55H-RJS (“MUP3A”) no campo de Frade, com produção inicial média de aproximadamente 3.500 barris de óleo por dia ao longo da primeira semana, levando a produção atual Companhia para 52.000 barris por dia.
O poço MUP3A, segundo poço do Plano de Revitalização de Frade, foi executado em 40 dias, a um custo de aproximadamente US$ 22 milhões.
O MUP3A utilizou a estrutura subsea e parte do poço MUP3, que estava sem produzir.
A sonda NORBE VI já iniciou a perfuração do primeiro poço injetor do Plano.
A PRIO manterá o mercado informado acerca de novos desenvolvimentos do Plano de Revitalização de Frade.
Petrobras e Petrogal iniciam compartilhamento de unidades de processamento de gás natural
Redação/Agência Petrobras de Notícias
A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 30/09/2020, informa que entrou em operação, hoje, o contrato do Sistema Integrado de Processamento (SIP) celebrado com a Petrogal Brasil.
O contrato prevê o acesso da Petrogal às unidades de processamento de gás, de propriedade da Petrobras localizadas nos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, ligadas ao Sistema Integrado de Escoamento (SIE).
A implantação do SIP permite que as empresas produtoras de gás no Brasil possam comercializar seus volumes diretamente a seus clientes. Esse movimento faz parte de um conjunto de ações que viabiliza a diversificação dos agentes, resultando em aumento da concorrência, em cumprimento aos compromissos assumidos pela Petrobras junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) em 2019.
A entrada em operação do contrato da Petrogal é mais um marco na abertura do mercado de gás natural do Brasil e demonstra o comprometimento dos parceiros e demais agentes envolvidos em contribuir para o desenvolvimento de um mercado competitivo e sustentável no país. No futuro, outras empresas produtoras de gás natural poderão aderir ao SIP.
Engie Brasil lucra R$ 514 milhões no 2T22 e pretende investir em eólica e solar
Quantidade de energia vendida foi de 9.556 GWh no trimestre
MICHELE RIOS, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DE SÃO PAULO (SP)
A Engie Brasil registrou um lucro líquido ajustado de R$ 514 milhões no segundo trimestre de 2022 (2T22), um aumento de 20,4% em relação ao mesmo período de 2021. Já o EBITDA ajustado atingiu os R$ 1,897 bilhão no 2T22, uma alta de 23,8% na comparação anual. A margem EBITDA ajustada foi de 63,3% no 2T22, acréscimo de 14,4 p.p. “O nosso lucro líquido teve um crescimento significativo no trimestre, mas ainda sofre com o impacto da aceleração inflacionária”, disse o diretor-presidente e de relações com investidores, Eduardo Sattamini.
Durante teleconferência realizada aos investidores nesta quarta-feira, 03 de agosto, Sattamini afirmou que o foco dos investimentos em geração será mais em renováveis, como eólica e solar, ao explicar porque não participou do leilão da CEEE-G, que é concentrada em hidrelétricas. “A gente entende que o investimento em solar e eólica vai trazer uma diversificação ao nosso portfólio que é majoritariamente hidrelétrico e isso traz benefícios para a gestão do nosso portfólio”.
A receita operacional líquida da companhia atingiu R$ 2,996 bilhões no 2T22, 4,4% abaixo do montante apurado no 2T21. Os indicadores foram positivamente impactados pelos aumentos do preço médio líquido de venda de energia e quantidade de energia vendida, pelo aumento de contribuição do segmento de transmissão de energia, pelo melhor resultado nas transações realizadas no mercado de curto prazo, pela maior remuneração dos ativos financeiros de concessão, entre outros fatores.
A quantidade de energia vendida no 2T22, sem considerar as operações de trading, foi de 9.556 GWh (4.376 MW médios), volume 7,9% superior ao comercializado no 2T21. Já o preço médio dos contratos de venda de energia, líquido dos tributos sobre a receita e das operações de trading, foi de R$ 219,52/MWh no 2T22, valor 6,9% superior ao registrado no 2T21.
A companhia registrou, no 2T22, efeito não recorrente de impairment no valor de R$ 180 milhões, em decorrência dos avanços nas negociações para a venda da Usina Termelétrica Pampa Sul. Também iniciou a operação remota da Usina Hidrelétrica Itá, maior usina hidrelétrica operada pela Engie, a partir do Centro de Operação da Geração (COG), localizado na sede em Florianópolis. Agora são 60 usinas operadas remotamente, representando 71,6% do parque gerador da Companhia.
Com investimento previsto de R$ 300 milhões, TAG assinou acordo para implementação de gasoduto de aproximadamente 25 km, para conectar o terminal de gás natural liquefeito (GNL) da Centrais Elétricas de Sergipe (Celse) à sua rede de transporte de gás. “É com muita satisfação que a gente anuncia esse acordo, é um investimento que também vai trazer retorno adicional para TAG. Acredito que o gás é o combustível da transição energética, ou seja, a gente precisa substituir uma série de outros combustíveis fósseis com muito mais impacto de gases de efeito estufa e eu acho que o gás vai nesse direcionamento. Muitas usinas tem na sua geração óleo como combustível e outros que são mais poluentes. Acreditamos que haverá uma danificação do gás no longo do tempo, com a vinda do biogás e através da introdução do hidrogênio então isso também numa certa maneira vai na direção de descarbonizar. E a descarbonização total dos nossos ativos”, explicou o diretor.
A Engie também concluiu a aquisição dos direitos de desenvolvimento do Projeto Serra do Assuruá, com capacidade instalada de aproximadamente 880 MW, localizado no estado da Bahia, pelo preço máximo de R$ 265 milhões (base maio/2022). A emissão do parecer de acesso, a assinatura do contrato de conexão ao grid e a obtenção de parte dos contratos fundiários permitem o avanço da implantação do ativo, com investimento estimado em cerca de R$ 6 bilhões.
Vale destacar que a Companhia arrematou, no Leilão de Transmissão Aneel 01/2022, o lote 7 que prevê instalação de um quilômetro de linhas de transmissão e uma subestação complementar ao projeto Novo Estado, no estado do Pará. “Esse projeto já soma 93% de avanço das obras e 49% da Receita Anual Permitida (RAP). A compatibilidade entre os empreendimentos oferece potencial de redução do investimento e antecipação em ao menos 24 meses na operação comercial em relação aos prazos previstos pela Aneel. E o prazo de concessão é de 30 anos”, ressaltou Sattamini.
Por fim, o Conselho de Administração aprovou a distribuição de R$ 578 milhões sob a forma de dividendos intercalares (R$ 0,7082542240/ação), equivalente a 55% do lucro líquido distribuível do primeiro semestre de 2022. As ações ficarão ex-dividendos a partir de 17 de agosto de 2022 e serão pagos em data a ser definida posteriormente pela Diretoria Executiva.
Contrato entre Petrobras e Petrogal para acesso ao processamento é um marco na abertura do mercado de gás
Redação/Assessoria IBP
O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) ressalta a importância, no âmbito da abertura do mercado de gás natural, do contrato iniciado ontem (01/08) entre a Petrobras e a Petrogal Brasil para o acesso ao Sistema Integrado de Processamento (SIP).
A Petrogal é a terceira maior produtora de petróleo e gás do Brasil, sendo uma subsidiária da petroleira portuguesa Galp e a petroleira chinesa Sinopec. Esse contrato é o primeiro assinado pela Petrobras com um produtor privado de gás do pré-sal para conceder o acesso às suas unidades de processamento de gás, localizadas nos estados do Rio de Janeiro e São Paulo, que compõem o Sistema Integrado de Escoamento (SIE).
Esse acordo é um marco para a abertura do mercado, promovendo maior competição, por meio do acesso negociado de terceiros às infraestruturas essenciais (escoamento e processamento), etapa fundamental para que outros produtores possam movimentar seu gás até a entrada do sistema de transporte e vendê-lo para as distribuidoras de gás canalizado e consumidores livres.
O acesso a terceiros às infraestruturas de escoamento e processamento é um ponto essencial da Nova Lei do Gás e do Termo de Compromisso de Cessação de Conduta (TCC), assinado entre Petrobras e CADE em 2020.
O IBP parabeniza a Petrobras e Petrogal por esse importante passo, que integra um conjunto de ações em andamento, cujo objetivo é a diversificação dos agentes, tanto na oferta como na demanda de gás, com impactos no aumento da concorrência e da competitividade do energético.
Opep+ pode ter que aumentar produção para mercado não superaquecer, diz Cazaquistão
Reuters,
A Opep+ pode ter que elevar a produção de petróleo para evitar o superaquecimento do mercado, disse o Cazaquistão, membro do grupo de produtores de petróleo.
A aliança se reúne nesta quarta-feira em meio à pressão dos EUA para adicionar barris ao mercado, e enquanto a maioria de seus membros já esgotou o potencial de produção.
"Sempre dissemos que a faixa de preços preferida é de 60-80 dólares por barril. Hoje o preço é de 100 dólares. Portanto, podemos ter que aumentar a produção para evitar superaquecimento", disse o ministro de Energia do Cazaquistão, Bolat Akchulakov, a repórteres.
O mercado espera em grande parte que a Opep+ mantenha a produção estável ou opte por um ligeiro aumento.
Três fontes da Opep+ disseram na quarta-feira que ainda viam poucas chances de uma mudança na política de produção ao comentar a declaração do ministro cazaque.
Os EUA pressionaram Arábia Saudita e Emirados Árabes Unidos, líderes da Opep, a bombear mais petróleo para ajudar a conter os preços impulsionados pela recuperação da demanda e pela invasão da Ucrânia por Moscou.
A Opep tem aumentado a produção de acordo com suas metas em cerca de 430.000-650.000 barris por dia por mês nos últimos meses. O grupo recusou a mudar sua orientação para maiores aumentos de produção.
Fontes do grupo citaram a falta de capacidade ociosa entre os membros para adicionar mais barris, bem como a necessidade de maior cooperação com a Rússia como parte da Opep+.
Prio: Processo de desinvestimento da Petrobras perdeu incentivo após mudanças na empresa
O presidente da Prio (antiga PetroRio), Roberto Monteiro, afirmou em teleconferência com analistas na tarde de hoje que a companhia ainda não teve retorno da Petrobras a respeito da mais recente proposta de compra do campo de Albacora, na Bacia de Campos. O executivo indicou que isso pode estar relacionado às recentes trocas na presidência da estatal.
“Tem correntes na Petrobras que são favoráveis aos desinvestimentos e outras não. Uma das correntes que apoiava o desinvestimento era a própria presidência. Com essas mudanças todas, a gente sentiu que o processo perdeu um pouco o patrocínio. Estamos esperando para ver se esse patrocínio vai voltar ou não”, disse.
Segundo ele, a entrega da última revisão da proposta por Albacora ocorreu próxima à mudança no presidente da Petrobras. O atual CEO da estatal, Caio Andrade, assumiu em junho em substituição a José Mauro Coelho, que havia sido empossado em abril. “Ainda não tivemos um retorno claro. Estamos esperando a Petrobras se reacomodar”, afirmou Monteiro.
Na semana passada, também em teleconferência com analistas, diretor financeiro e de relacionamento com investidores da Petrobras, Rodrigo Araujo, disse que a venda de Albacora segue “em negociação”.
Segundo o presidente da Prio, a companhia está focada na aquisição de Albacora no momento. “Não acontecendo [a aquisição de Albacora], a Prio continua buscando oportunidades fora da Petrobras também”, afirmou.
Monteiro disse também que a Prio optou por não prosseguir no processo de compra do campo de Catuá, da Petrobras, também na Bacia de Campos.
Segundo o executivo, o projeto demandaria uma quantidade grande de caixa. “Catuá não foi para frente, fizemos uma análise, mas é um projeto em que não vamos para frente”, disse.
Fonte: Valor
147 portos oferecem bunkering de GNL, segundo a Clarksons
Um total de 147 portos em todo o mundo já oferecem GNL para navios e o número deve chegar a 200 até 2024, segundo estima a Clarksons Research.
A Europa lidera a infraestrutura de abastecimento de GNL, com a maioria de seus principais portos oferecendo o serviço, incluindo os da Holanda, Alemanha e Noruega.
Alguns dos projetos mais recentes incluem portos no Egito, à medida que o Canal de Suez se prepara para se tornar um centro de abastecimento de GNL.
A expansão da capacidade global de abastecimento acontece no momento em que 37% das construções atuais, segundo a Clarksons, podem usar o GNL. O interesse no combustível teve um grande crescimento recentemente e o uso de duplo combustível é tendência para novas construções.
O aumento na demanda também gerou a contratação recorde de novos navios transportadores de GNL, somando 17,4 milhões de metros cúbicos e US$ 22 bilhões encomendados em 2022 em meados de julho, informa a Clarksons.
A frota de transportadores de GNL atingiu 691 navios, dos quais 621 acima de 100.000 m³. Fonte: Portos e Navios
ANP divulga dados consolidados da produção de petróleo e gás em junho
A ANP publicou nesta quinta-feira (4) o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, com os dados consolidados da produção nacional no mês de junho. Foram produzidos aproximadamente 2,828 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 133 MMm3/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural, totalizando 3,664 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia).
A produção no pré-sal em junho registrou um volume de 2,759 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,188 MMbbl/d de petróleo e 90,7 MMm3/d de gás natural, o que correspondeu a 75,3% da produção nacional. A produção teve origem em 126 poços.
Com a assinatura dos contratos do segundo Leilão dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, a partir de maio de 2022 as produções nos campos de Atapu e Sépia passaram a ser atribuídas, cada uma, a dois contratos distintos, um sob o regime de cessão onerosa e outro sob regime de partilha da produção. No caso de Atapu, as participações ficaram divididas em 39,5% (cessão onerosa) e 60,5% (partilha da produção). Já para Sépia, a divisão ficou em 31,3% (cessão onerosa) e 68,7% (partilha da produção).
Em junho, o aproveitamento de gás natural foi de 96,7%. Foram disponibilizados ao mercado 53,5 MMm³/dia e a queima de gás no mês foi de 4,3 MMm³/d.
Neste mês de maio, os campos marítimos produziram 97,4% do petróleo e 81,7% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 92,7% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.
Em junho, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 714 Mbbl/d de petróleo e 33,1 MMm3/d de gás natural.
A Plataforma "FPSO Carioca", produzindo nos campos de Sépia e Sépia Leste, por meio de quatro poços a ela interligados, produziu 172,904 Mbbl/d e foi a instalação com maior produção de petróleo.
A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Leste do Urucu, por meio de 35 poços a ela interligados, produziu 7,064 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.
Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 896.
Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 58 .
Campos de acumulações marginais
Esses campos produziram 663 boe/d, sendo 194,2 bbl/d de petróleo e 74,5 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 273,6 boe/d.
No mês de junho de 2022, 265 áreas concedidas, cinco áreas de cessão onerosa e oito de partilha, operadas por 42 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 65 são marítimas e 213 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 5.445 poços, sendo 470 marítimos e 4.975terrestres.
O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28, sendo 2,2% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 92,8% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 5% óleo pesado (<22 API).
As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 85,428 Mboe/d, sendo 61,286 Mbbl/d de petróleo e 3,838 MMm³/d de gás natural. Desse total, 36,8 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 48,6 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 19.999 na Bahia, 19.181 boe/d no Rio Grande do Norte, 7.329 boe/d em Alagoas, 1.847 boe/d no Espírito Santo e 257 boe/d em Sergipe.
Fonte: ANP
Opep+ concorda em fazer aumento modesto na produção de petróleo
A Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados (Opep+) concordou nesta quarta-feira com um pequeno aumento na produção de petróleo, após pedidos dos Estados Unidos e de outros grandes consumidores por mais oferta. A expectativa, contudo, é de que o movimento simbólico tenha um impacto mínimo nos preços do petróleo.
A Opep, liderada pela Arábia Saudita, estava sob alguma pressão depois que o presidente dos EUA, Joe Biden, disse esperar que Riad ajude a aumentar a oferta global após uma viagem de alto nível ao reino em julho. Mas a Opep precisa coordenar seu plano de produção com uma coalizão de produtores liderados pela Rússia com os quais mantém uma aliança duradoura. Moscou prefere preços altos.
Em sua sexta reunião desde que a Rússia invadiu a Ucrânia no fim de fevereiro, elevando os preços do petróleo acima de US$ 100 o barril pela primeira vez em oito anos, os participantes da aliança mais ampla, chamada Opep+, concordaram em aumentar sua produção coletiva em 100 mil barris por dia em setembro, disseram os delegados.
Em junho, a aliança concordou em elevar a produção em 648 mil barris por dia em julho e agosto. Antes disso, a Opep+ lançou aumentos mensais de 432 mil barris por dia como parte de um plano para ampliar a produção para níveis pré-pandêmicos. Esse acordo termina em agosto, embora muitos integrantes estejam produzindo abaixo de suas cotas atribuídas.
Essa é a segunda reunião consecutiva do grupo em que se é aprovado um aumento de produção e mostra que o cartel está escutando os pedidos de aliados como EUA e Europa para ajudar a conter a alta nos preços de combustíveis - a ajuda, contudo, é limitada já que poucos países têm capacidade de elevar suas produções no momento.
Enquanto isso, os preços do petróleo, que dispararam à medida que os bloqueios da covid-19 diminuíam e a atividade econômica se recuperava, caíram nas últimas semanas devido a preocupações com o crescimento global. A queda apagou a maioria dos ganhos vistos após a invasão da Rússia.
Fonte: Valor
3R Petroleum assume as operações do Polo Peroá, no Espírito Santo
Primeiro ativo da 3R Offshore aumenta de forma substancial a produção de gás da companhia
A 3R Petroleum é a operadora do polo Peroá, na Bacia do Espírito Santo. A transferência dos contratos de produção de Peroá e Cangoá e do Bloco BM-ES-21 (Malombe) foi concedida nesta terça-feira (2) pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) à 3R Petroleum Offshore S.A., subsidiária na qual a companhia possui participação de 70%, em parceria com a empresa DBO Energia, detentora dos 30% remanescentes.
O polo foi adquirido da Petrobras por US$ 55 milhões, em janeiro de 2021, dentro do Programa de Desinvestimento da estatal, e é um ativo relevante para a produção de gás. Localizado na costa do Estado do Espírito Santo, registrou produção média de aproximadamente 763 mil m³/dia de gás natural e 225 bbl/dia de óleo em 2021, totalizando aproximadamente 5.025 barris de óleo equivalente por dia. O polo Peroá é operado remotamente através de uma plataforma não habitada e sua produção é escoada através de dutos para Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas, localizada no município de Linhares, Espírito Santo.
A certificação de reservas do polo, atualizada pela GaffneyCline com data base de fevereiro de 2021, indica um volume de reservas provadas mais prováveis (2P) de 23,9 milhões de barris de óleo equivalente para o ativo, 98% referem-se a reservas de gás natural e 90% são classificadas como provadas (1P).
“O início das operações no polo Peroá é um marco na história da companhia, pois representa nosso ingresso como operador no offshore brasileiro. A 3R já demonstrou sua capacidade técnica com os resultados em terra em duas bacias distintas (Potiguar e Recôncavo), com aumento consistente da produção de óleo e gás. Agora, com uma equipe preparada, experiente e dedicada em operar campos offshore, iniciamos nossa jornada na Bacia do Espírito Santo. Também vale ressaltar que o polo Peroá é um importante produtor de gás natural, um dos principais protagonistas da transição energética mundial, com a qual a 3R reforça seu compromisso”, comenta o CEO da 3R Petroleum, Ricardo Savini. Fonte: Portos e Navios
Petrobras bate recorde no campo de Búzios em julho com produção média de 616 mil barris por dia
O campo de Búzios, operado pela Petrobras na Bacia de Santos, bateu recorde de produção em julho com a extração média mensal de 616 mil barris de petróleo por dia (barris/dia). Esse foi o maior volume de produção média mensal atingido pelo campo desde que começou a operar, em abril de 2018.
Do volume total, 564 mil barris/dia são da Petrobras, que opera o campo. Os outros 51 mil barris/dia restantes são das parceiras da companhia no projeto, as chinesas CNOOC e CNODC.
De acordo com a Petrobras, o volume produzido pelo campo de Búzios em julho representa uma eficiência operacional de 95%. Ao todo, o campo tem quatro plataformas em operação, as unidades P-74, P-75, P-76 e P-77.
Em 2023, está previsto o início da operação da quinta plataforma de Búzios, o FPSO Almirante Barroso. A unidade terá capacidade de produzir até 150 mil barris/dia e processar até 6 milhões de metros cúbicos de gás. Com o novo sistema, a perspectiva é que o campo de Búzios atinja a marca de 33% da produção de óleo da Petrobras, em 2026.
Fonte: Valor
Lucro da BP dispara com preços mais altos do petróleo em dez anos
A BP é a mais recente gigante do setor do petróleo a se beneficiar dos maiores preços do petróleo em mais de uma década, apresentando um forte lucro no segundo trimestre, impulsionado por maiores margens em produção de combustíveis e negociação de petróleo.
A companhia britânica divulgou que seu lucro líquido foi de US$ 8,5 bilhões, comparado a uma previsão média de US$ 6,8 bilhões, segundo 28 analistas consultados pela BP, e ante US$ 2,8 bilhões no ano anterior.
As maiores companhias do setor de petróleo e gás estão “nadando” em dinheiro com a recuperação da economias no pós-pandemia em meio a superação na demanda de gás natural e combustíveis ante a oferta. A invasão da Ucrânia pela Rússia adicionou mais um elemento de pressão, especialmente na Europa, onde os países correm para substituir o gás russo.
Os números da BP vêm na sequência da ExxonMobil, Chevron e Shell, as três principais petrolíferas do Ocidente, apresentarem um lucro conjunto de US$ 46 bilhões na última semana. Margens historicamente altas em refino de combustíveis sucederam os cortes na produção em meio à desaceleração da demanda na pandemia.
As grandes companhias usaram parte desses robustos lucros para premiar acionistas. No segundo trimestre, a BP aumentou seus dividendos em 10% e disse que está no caminho do seu plano de elevar dividendos em cerca de 4% até 2025. A companhia vai recomprar US$ 3,5 bilhões até o fim do terceiro trimestre, além das recompras de US$ 3,9 bilhões que já fez.
As grandes companhias de petróleo enfrentam pressão política no Estados Unidos e na Europa por conta dos altos lucros nos ombro de consumidores que pagam caro por combustíveis nos postos ou aquecimento em sua residências. Executivos afirmam que os lucros estão as ajudando a transicionar seus negócios para energia renovável de baixo carbono, mas os lucros desses negócios continuam pequenos.
A organização Friends of the Earth, uma crítica frequente dos lucros das companhias petrolíferas e da expansão na produção de combustíveis fósseis, disse que os resultados da BP mostram que o governo precisa aumentar impostos nessas empresas para ajudar a população com os aumento nas despesas.
As empresas do setor vêm expandindo retorno aos acionistas, favorecendo aumentos em dividendos e recompras, ante investimentos no aumento da produção de petróleo e gás. A estratégia conservadora reflete os temores com recessão que vai atingir a demanda por combustíveis, com a desaceleração da economia já aparecendo nos preços futuros do petróleo e da gasolina.
Os resultados desta terça-feira mostram que a BP se recuperou após prejuízo no primeiro trimestre, impactados pela decisão de deixar os seus negócios na Rússia. A empresa realizou uma baixa contábil de US$ 25,5 bilhões, incluindo sua participação na estatal Rosneft. O impacto puxou o resultado da companhia como um todo para baixo. Mas a empresa disse à época que o movimento não mudaria sua estratégia de distribuir dividendos e reduzir dívida.
No segundo trimestre, a companhia destacou que a forte performance em negociação de petróleo foi compensada parcialmente por menores lucros em gás natural, prejudicado por uma parada estendida na planta de Freeport, no Texas. A parada causou uma queda significativa nos volumes de gás que a BP está recebendo.
A corrida da Europa para achar novos fornecedores de gás natural antes do inverno levou companhias como Shell e BP a reduzirem seu uso próprio da commodity. Ben van Beurden, diretor-presidente da Shell, disse na última semana que a companhia reduziu em 40% ou mais o uso de gás em refinarias e complexos químicos na Holanda e Alemanha.
O diretor-presidente da BP, Bernard Looney, disse em entrevista hoje que a companhia reduziu o uso de gás em refinarias em 50% nos últimos meses, até agora sem afetar a produção.
Os executivo da BP dizem que os preços elevados de petróleo devem continuar no terceiro trimestre e que a companhia está investindo em sustentar ou aumentar os níveis de produção, incluindo no Golfo do México. Uma nova lei ambiental nos Estados Unidos dá esperança a eles de que o governo vai emitir novas licenças para perfuração de poços no local.
Fonte: Valor
Setor de óleo e gás vai investir R$ 102 bi no país até 2025, gerando 500 mil empregos, mostra pesquisa
O setor de óleo e gás vai investir R$ 102 bilhões até 2025 e gerar cerca de 500 mil empregos em exploração e produção de petróleo no país, segundo previsão da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (Abespetro), que publica nesta terça-feira seu caderno setorial com propostas e desafios para o segmento após um jejum de quatro anos.
O raio-x, elaborado com apoio da consultoria Deloitte, aponta que existem hoje 340 mil postos de trabalho nessa área. De acordo com a publicação, além da geração de emprego e de renda, o setor gerou no ano passado uma arrecadação de R$ 104 bilhões, se for levado em conta o pagamento de bônus de contratações de blocos exploratórios, royalties, participações especiais, tributos, dividendos distribuídos pela Petrobras e a parcela da União proveniente do regime de partilha do pré-sal.
Segundo Rodrigo Ribeiro, presidente da Abespetro, os dados confirmam o Brasil como candidato a continuar sendo um centro relevante produtor de óleo e gás em esfera global. Ribeiro destacou também que o documento, que será entregue aos candidatos a presidente, aponta a importância do setor para se buscar a transição energética.
A publicação apresenta sugestões de instrumentos para o uso pleno desses recursos produtivos, como o fomento à transição energética por meio de incentivos à produção de gás, além do aprimoramento dos instrumentos de incentivo à pesquisa, desenvolvimento e inovação. Ele destacou os investimentos de empresas do setor na busca de projetos que emitem menos gases causadores do efeito estufa.
— A mola propulsora da transição energética não deve ser a restrição na oferta de hidrocarbonetos, mas sim a redução da demanda decorrente do aumento da disponibilidade de energia renovável e de tecnologias disruptivas, algumas delas ainda indisponíveis. Qualquer tentativa de inverter essa lógica resultará em retrocesso no processo de transição e no acesso da população à energia — afirma Ribeiro.
A Abespetro, em seu caderno, defende ainda o impulso de novas áreas além do pré-sal, como a margem equatorial. Para Ribeiro, a indústria de petróleo e gás tem diante de si uma “janela estreita” de oportunidade para aproveitar todo o potencial das reservas.
“Em um cenário de rápida transição energética, com uma tendência de redução da demanda por combustíveis fósseis, em breve as condições econômicas e operacionais para a exploração dessas reservas podem se tornar desfavoráveis”, afirma o documento.
Dados do caderno apontam que a produção de petróleo deve subir 61,3% entre 2020 e 2030 contra um avanço de 24,6% da demanda no período.
— Uma aceleração imediata do calendário de leilões, com a oferta de blocos atrativos e contratos competitivos, proporcionaria um aproveitamento mais efetivo das riquezas do pré-sal e de novas fronteiras, como a margem equatorial. É preciso uma agenda propositiva para o segmento de exploração e produção de petróleo que deve ser levada em consideração pelos candidatos nas eleições de outubro — afirma Rodrigo Ribeiro.
Fonte: O Globo
País deve superar 3 milhões de barris/dia
Depois de ficar próxima aos 3 milhões de barris por dia (barris/dia) desde meados de 2019, a produção de petróleo no Brasil deve ultrapassar essa barreira e voltar a crescer até o fim do ano, segundo um estudo da consultoria S&P Global Commodity Insights.
Nos últimos meses, mesmo com a entrada em operação de novos projetos, a necessidade de manutenção em diversas plataformas do pré-sal, somadas ao declínio natural da produção em áreas mais antigas, tem afetado o crescimento da produção total do país.
A Petrobras fez 22 paradas programadas em plataformas nos seis primeiros meses deste ano, informou na sexta-feira o diretor de exploração e produção da companhia, Fernando Borges. Para a segunda metade do ano, estão previstas 28 paradas. O alto número de manutenções este ano se explica pelos adiamentos que ocorreram em 2020 e 2021 pelo distanciamento social necessário para combater a pandemia. Entretanto, nos próximos cinco meses, a produção deve ser impulsionada pelo aumento da extração em novas plataformas que entraram em operação no pré-sal, diz a S&P Global.
Em geral, a produção total de um país se altera na medida em que novos campos entram em operação para compensar a queda de áreas maduras, afirma o diretor-executivo de mercados globais de petróleo bruto da consultoria, Ha Nguyen. “Essa relação é muito notável no Brasil, onde os históricos campos maduros pós-sal têm mostrado declínios significativos”, diz.
Nguyen ressalta ainda que, apesar de não terem ocorrido grandes alterações na extração total do Brasil nos últimos anos, a composição da produção mudou. “A produção do pré-sal no primeiro trimestre de 2019 representou 58% da produção, enquanto no primeiro trimestre de 2022 foi de 76%”, aponta.
Mesmo com as paradas programadas para o segundo semestre, a extração nacional deve crescer. Há, por exemplo, a retomada da produção no campo de Peregrino, operado pela Equinor, na Bacia de Campos. A área esteve sem produzir desde abril de 2020, devido a uma parada para a implantação de projetos para melhoria da operação e redução das emissões. Além disso, no pré-sal é esperado um aumento da extração nos campos de Sépia, Sépia Leste, Atapu, Mero, e Sudoeste de Sapinhoá.
Há, entretanto, alguns riscos para o crescimento da extração brasileira, segundo o analista sênior da S&P, Nick Blanco. Entre eles, estão os possíveis atrasos na entrada em operação das plataformas que estão sendo construídas na China, devido aos “lockdowns” naquele país, além da redução da demanda chinesa pelas exportações brasileiras. “A redução da procura chinesa para as classes brasileiras é um problema potencial, mas isto pode ser compensado pelas exportações para a Europa e Estados Unidos”, afirma o analista.
Fonte: Valor
Kongsberg Maritime fornece soluções para energia
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Os parques eólicos offshore devem crescer nos próximos anos, tornando-se uma maneira cada vez mais popular de atender às necessidades de energia sustentável do mundo. A Kongsberg fornece diversas soluções de tecnologia de ponta necessárias para esta revolução da energia verde.
A Kongsberg desempenhou um papel importante no desenvolvimento de algumas das tecnologias mais importantes tanto para turbinas eólicas offshore quanto para as embarcações que as tornam possíveis.
As tecnologias da Kongsberg para instalação e operação de turbinas eólicas estão bem estabelecidas, apoiadas por 50 anos de experiência que permitem operações de energia offshore seguras e eficientes.
Nossas diversas soluções digitais, tecnologia operacional e experiência em engenharia estão na vanguarda da era moderna da energia eólica marítima, visíveis em todas as fases de todo o ciclo de vida de um parque eólico offshore.
A energia eólica offshore está rapidamente se tornando mais acessível do que os combustíveis fósseis, graças à inovação no projeto de turbinas eólicas e sua infraestrutura, instalação e manutenção. Vários países já podem atender grande parte de sua demanda nacional de energia usando apenas energia eólica: aproveitar isso e ajudar o mundo a alcançar uma produção de energia 100% limpa e sustentável está no centro da missão da Kongsberg.
Vemos a Energia Eólica Offshore como um dos nossos mercados futuros mais importantes, tanto no curto quanto no longo prazo. Nosso foco em inovação e integração no setor de energia nos posiciona como um dos principais players da geração sustentável à medida que o mundo se afasta dos combustíveis fósseis.
Comunicado corporativo - por Kongsberg Maritime
Secretário-geral da ONU pede imposto sobre “ganância grotesca” de empresas de petróleo
Reuters
O secretário-geral da Organização das Nações Unidas (ONU), António Guterres, criticou nesta quarta-feira, 3, a “ganância grotesca” das empresas de petróleo e gás e seus financiadores, e insistiu a governos em todo o mundo para “taxar esses lucros excessivos” a fim de apoiar as pessoas mais vulneráveis.
“É imoral que as empresas de petróleo e gás obtenham lucros recordes com esta crise de energia às custas das pessoas e comunidades mais pobres, com um custo enorme para o clima”, disse Guterres a repórteres. As duas maiores empresas petroleiras dos EUA, a Exxon Mobil Corp e a Chevron Corp, a Shell, sediada no Reino Unido, e a francesa TotalEnergies ganharam combinadas quase US$ 51 bilhões no último trimestre, quase o dobro do que o grupo arrecadou no mesmo período há um ano.
“Eu faço um apelo a todos os governos que cobrem impostos sobre esses lucros excessivos, e utilizem os recursos para apoiar as pessoas mais vulneráveis a passarem por esses tempos difíceis”, disse Guterres. “Eu peço que as pessoas em toda parte enviem uma mensagem clara ao setor de combustíveis fósseis e seus financiadores: essa cobiça grotesca está castigando os mais pobres e mais vulneráveis, enquanto destrói nossa única casa”.
Políticos e defensores de consumidores têm criticado as empresas de petróleo por tirarem vantagem da escassez global de oferta para engordarem seus lucros e explorarem os consumidores. O presidente norte-americano, Joe Biden, disse em junho que a Exxon e outras empresas estão ganhando “mais dinheiro que Deus” em um momento em que os preços de combustíveis para os consumidores dispararam e bateram recordes.
No mês passado, o governo do Reino Unido aprovou um imposto sobre lucros excessivos de 25% sobre produtores de óleo e gás no Mar do Norte. Parlamentares norte-americanos discutiram uma ideia semelhante, embora ela não tenha boas chances no Congresso dos EUA.
Guterres disse que a guerra russa na Ucrânia e o colapso climático estão alimentando uma crise global financeira, energética e alimentar.
“Muitos países em desenvolvimento – afogados em dívidas, sem acesso a financiamentos e com dificuldades para se recuperarem da pandemia de covid-19 – podem chegar à beira do abismo”, disse. “Já estamos vendo os sinais de alerta de uma onda de levantes econômicos, sociais e políticos que não vão deixar nenhum país intocado”.
Michelle Nichols
Especialistas veem potencial brasileiro para hidrogênio verde
Insumo é apontado como “combustível do futuro” durante evento no Ceará
Agência Brasil
Presidente da Fiec, Ricardo Cavalcante foi responsável pela abertura do Fiec Summit 2022
O potencial do Brasil para a produção e exportação do combustível hidrogênio verde é cada vez mais reconhecido internacionalmente, o que pode representar, para o país, a possibilidade de obter grandes lucros a partir desta commodity que é apontada como o combustível do futuro.
“O potencial do Brasil já foi identificado internacionalmente. Sabemos que todos os países que têm sol de dia e vento à noite serão países ricos [caso venham a explorar esse potencial para a geração de energia limpa]”, disse nesta quarta-feira, 3, a diretora de relações institucionais da Associação Brasileira de Hidrogênio Verde (ABH2), Mônica Saraiva Panik.
A declaração foi dada durante o Fiec Summit, seminário organizado pela Federação das Indústrias do Estado do Ceará (Fiec) que tem, na edição 2022, o hidrogênio verde como tema.
Para ser chancelado como “verde”, o hidrogênio precisa ser obtido em um processo que não envolva o uso de combustíveis prejudiciais ao meio ambiente, tanto na produção como no seu transporte. Nesse sentido, o uso de energia eólica e solar para a sua produção é algo visto como muito promissor.
Assim sendo, o Nordeste brasileiro, “com o sol de dia e vento à noite”, é uma região que apresenta boas condições para a produção dessa commodity, disse Panik. Nesse sentido, o Ceará é tido como “possível grande hub” para a produção desta versão ambientalmente adequada do gás que, segundo especialistas, poderá substituir combustíveis danosos ao meio ambiente.
Panik destacou também as parcerias já firmadas entre Brasil e o Porto de Roterdã, na Holanda. Como porto mais ativo do mundo, ele pode ser a grande porta de entrada desta commodity no mercado europeu.
Combustível do futuro
“O hidrogênio pode ser a commodity energética que, futuramente, vai substituir o petróleo”, disse o presidente da Fiec, Ricardo Cavalcante, que complementa: “Nossa intenção é formar um hub de hidrogênio no Ceará”.
O ministro do Meio Ambiente, Joaquim Leite, e a governadora do Ceará, Izolda Cela, também participaram do seminário. “Esta é uma solução climática lucrativa”, disse Leite. “O caminho é esse: trazer solução, gerar emprego e industrializar o Nordeste, que terá energia verde, renovável e limpa. Vamos ajudar a criar essa nova economia verde”.
A governadora Izolda Cela lembrou que a luta em questão “é pela preservação do planeta e em defesa da vida”, e que, nesse sentido, o Ceará se posiciona nessa estratégia climática global, com o sonho de ser a “casa do hidrogênio verde”, aproveitando as características climáticas do estado.
Complexo industrial
A expectativa é de que muitas das empresas – boa parte multinacionais – interessadas em investir no hidrogênio verde brasileiro se instalem no complexo industrial e portuário Pacem, no Ceará.
“Temos todas as condições de produzir hidrogênio verde em condições internacionalmente competitivas”, disse a diretora executiva e comercial do complexo, Duna Uribe. Ela cita as possibilidades de extração de hidrogênio a partir de hidrólise da água do mar dessalinizada, em processos que fazem uso de energia eólicas offshore (em instalações marítimas) e onshore (em terra firme).
A diretora lembra, no entanto, a necessidade de se desenvolver um marco regulatório sobre toda a cadeia produtiva do combustível, incluindo as formas de transporte, por exemplo, já que trata-se de um gás extremamente explosivo.
Banco Mundial
Economista sênior de energia do Banco Mundial, Carlos Costa citou alguns desafios que podem vir a dificultar investimentos. O primeiro é o alto custo dos hidroeletrizadores, mecanismos que extraem hidrogênio da água.
Outro aspecto seria a incerteza sobre a performance técnica do combustível, uma vez que os projetos implementados até o momento envolvem apenas “escalas menores” de produção, “havendo portanto risco ao se passar para grandes escalas”.
O marco regulatório sobre o setor também foi citado: “Há também outros desafios por envolver um novo modelo de negócio, mas do mesmo jeito que a Petrobras criou um centro [petrolífero] no Rio de Janeiro, há possibilidades de se fazer algo similar no Ceará”, acrescentou.
“Este não é um projeto do Ceará, mas da nação brasileira, tendo o Ceará como leme. Visitei o complexo Pacem e fiquei impressionado com esse projeto que é a semente da transição energética do país. O Banco Mundial é, sim, o parceiro ideal para este desafio”, completou.
Emissões de carbono
Segundo a Fiec, o hidrogênio verde vem se configurando como uma resposta às emissões do dióxido de carbono (CO2), que tem provocado consequências drásticas ao meio ambiente.
“Com as transformações, a substância vai ser produzida a partir de fontes renováveis de energia. Por isso, é considerado o combustível do futuro, já que é produzido por meio de um processo chamado eletrólise, no qual as moléculas de oxigênio e hidrogênio da água são separadas”, informou a organizadora do evento.
Pedro Peduzzi
Petróleo fecha em leve alta, após arrefecimento dos temores de recessão
Petróleo tipo Brent encerrou nesta sexta-feira cotado a US$ 94,92 por barril, com queda semanal de 8,70%
Os contratos futuros de óleo se enfraqueceram, durante a manhã, diante da aceleração do dólar no exterior. REUTERS/Regis Duvignau/File Photo
Letícia Simionato, do Estadão Conteúdo
O petróleo fechou em leve alta nesta sexta-feira (5) mesmo diante da valorização do dólar após um payroll forte. De acordo com analistas, os dados confirmaram que o Federal Reserve (Fed) deve continuar com sua trajetória hawkish e que a economia dos EUA não está em recessão.
Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o barril do petróleo WTI para setembro fechou em alta de 0,53% (US$ 0,47), a US$ 89,01, por barril. Na semana, houve queda de 9,74%. Enquanto o do Brent subiu 0,85% (US$ 0,80) na ICE, a US$ 94,92 por barril, com queda semanal de 8,70%.
Os contratos futuros de óleo se enfraqueceram, durante a manhã, diante da aceleração do dólar no exterior, que reagiu à divulgação do relatório de empregos dos Estados Unidos, conhecido como payroll.
A economia dos Estados Unidos criou 528 mil empregos em julho, em termos líquidos. O resultado ficou bem acima das estimativas de analistas consultados pelo Projeções Broadcast, que variavam de 75 mil a 300 mil vagas, com mediana de 250 mil. Já a taxa de desemprego dos EUA recuou para 3,5% em julho, ante 3,6% em junho, voltando ao nível de fevereiro de 2020, antes da pandemia de covid-19. Neste caso, a previsão era de que a taxa permaneceria em 3,6%.
A Oxford Economics afirma que o payroll reforça sua expectativa de que o BC americano elevará os juros em 75 pontos-base em setembro. Em relatório a clientes, a consultoria diz que o dado “desafia expectativas de uma perda de fôlego”.
Já o CIBC acredita que os dados mostram que a economia do país não está em recessão. Essa leitura de que a economia americana não está em recessão ajudou o petróleo a superar a valorização do dólar no exterior, que mais cedo derrubou os contratos da commodity no mercado futuro.
Para o economista da Oanda Edward Moya, um dólar em alta e o risco crescente de que o Fed precise ser mais agressivo com o aperto da política monetária está enervando alguns comerciantes de energia.
“Os preços do petróleo estão terminando em alta após uma semana repleta de temores de recessão global que destruíram as perspectivas de demanda por petróleo. Um payroll robusto é uma notícia bem-vinda para a economia dos EUA e está ajudando o petróleo a reduzir algumas das perdas desta semana”, analisa.
Já a Capital Economics destaca que preocupações com as perspectivas de demanda arrastaram o preço do petróleo Brent para US$ 90 por barril esta semana. Mas as preocupações do lado da oferta que elevaram o preço para mais de US$ 120 por barril não muito tempo atrás não desapareceram completamente.
Notícias Internacionais – International News
Petrobras extends contract for Sapura pipelay support vessel
Seabras JV, an associated company in which Paratus Energy Services indirectly holds a 50% equity interest, has secured a contract extension with Petrobras for the pipelay support vessel (PLSV) Sapura Esmeralda.
Under the two-year contract extension, Sapura Esmeralda will work for the Brazilian oil and gas giant from 2 August 2022 to 1 August 2024.
According to Paratus, the award continues to strengthen the company’s long-term relationship with Petrobras and furthers its position in the robust JV market for PLSVs in Brazil.
With all six PLSVs in the fleet fully contracted under long-term contracts, Seabras JV’s contract backlog at the end of July is $940 million, Paratus added.
Sapura Esmeralda, designed by OSX Brasil, was delivered to Sapura at the end of 2015.
The 134-meter-long PLSV is a 300-ton vessel, capable of operating in water depths of up to 2,500 meters.
It is fitted with two underdeck storage carousels, with a capacity of 2,000 and 500 tons, and a vertical lay system that is permanently installed for the deployment of flexible products with a diameter from 105 to 630 mm.
The vessel is also fitted with two over-the-side launched ROVs.
AET’s new shuttle tanker ready to work for Petrobras
Following a naming ceremony, the third and final Suezmax second-generation dynamic positioning (DP2) shuttle tanker built for a long-term charter with Petrobras is expected to start operations off Brazil in a few weeks, outlined AET, a Singapore-based petroleum logistics unit of Malaysia’s MISC Berhad.
After AET inked a charter deal with Petrobras for three Suezmax DP2 shuttle tankers in February 2020, the first of these vessels, Eagle Colatina, built for Petrobras charter was named in March 2022. Samsung Heavy Industries (SHI) handed over the second one, Eagle Cambe, on 31 May 2022.
In an update last week, AET revealed that it has named its newest vessel – Eagle Crato – the final of three Suezmax DP2 shuttle tankers purpose-built for the charter with Petrobras.
Capt. Rajalingam Subramaniam, AET President & CEO and MISC Group COO, remarked: “Today’s naming of Eagle Crato marks another significant milestone in our growing partnership with Petrobras. This memorable event reinforces AET’s commitment to eco-efficient and high-quality operations in Brazil. Thank you to Petrobras, Samsung Heavy Industries, ABS and colleagues from Eaglestar, and AET team members for ensuring the safe and timely construction as well as delivery of our latest vessel.”
The company explained that this “eco-efficient and highly specialized” DP2 shuttle tanker was unveiled at a naming ceremony held at the Samsung Heavy Industries (SHI) Shipyard in Geoje, South Korea. The vessel was expected to be delivered to AET on 29 July 2022.
Commenting at the naming ceremony, Rafael Noac Feldman, Executive Manager of Logistics, Petrobras, stated: “Petrobras is very pleased to participate in this ceremony, which represents another step towards increasing the capacity and strength of our logistics resources, making Petrobras prepared for its future challenges.”
The Eagle Crato shuttle tanker is anticipated to start operations in the Brazilian Basin for Petrobras in a few weeks, joining its sister vessels, Eagle Colatina and Eagle Cambe, plus six other DPSTs which AET already operates for Petrobras.
Left to right: Capt. Rajalingam Subramaniam, Godmother Ana Paula D’Orleans Rocha, Rafael Noac Feldman and Datuk Yee Yang ChienNaming ceremony for Eagle Crato held on 28 July 2022; Courtesy of AET
Furthermore, AET and Eaglestar site teams have been working closely with the SHI team to ensure the safe and timely construction and subsequent delivery of Eagle Crato and her two sister vessels during the ongoing pandemic. In addition, Eaglestar is also the appointed ship manager of Eagle Crato.
This 155,000 DWT DP2 shuttle tanker was built to Petrobras’ technical requirements in Brazil and will operate to the “highest operational and environmental standards,” including full compliance with IMO NOx Tier 3 and SOx emission requirements. The vessel is classed with ABS and equipped with electrical-driven variable frequency drive cargo pumps and high-power thrusters for enhanced fuel efficiency.
Moreover, Eagle Crato is also fully capable of operating in weather conditions expected for its class, according to AET. Additionally, the vessel is fitted with energy-saving devices such as Saver fins and Savor Stator for improved propulsion efficiency and is approximately 6 per cent more efficient than the EEDI Phase 2 requirements.
“Eagle Crato is another highly specialised DP2 shuttle tanker that signifies a further step forward in our contribution to building a more sustainable maritime ecosystem. Through our close collaboration with our partners, we will continually invest in innovation to lower the industry’s carbon footprint. All part of AET’s commitment to meeting the IMO’s 2030 Greenhouse Gas (GHG) intensity reduction ambition and our commitment across the MISC Group to net-zero GHG emissions by 2050,” added Capt. Subramaniam.
Based on the firm’s statement, Eagle Crato is the eighth vessel and the sixth DPST that AET will be taking delivery of in 2022. With this newest DPST, AET is growing its global DPST fleet to 17.
Datuk Yee Yang Chien, President & Group Chief Executive Officer, MISC and AET Chairman, commented: “AET’s remarkable growth journey into one of the largest shuttle tanker players in the world within a relatively short span certainly did not happen by chance.
“Today, we celebrate another milestone of growth and continued progress for AET and the MISC Group towards building a sustainable future for the maritime industry.”
Thanks to the latest delivery, AET will now operate nine DPSTs for Petrobras and 13 in total offshore Brazil, with another four operating in the North Sea including two dual-fuel DPSTs.
Brazilian field revitalisation shaping up as second well comes on stream
Brazilian oil and gas company PRIO, formerly known as PetroRio, has started production from another well located in a field within the Northern Campos Basin off the coast of Brazil.
As part of PRIO’s plans to create a production cluster through the tieback between the Wahoo and Frade fields, a development plan was submitted to the National Petroleum Agency, Natural Gas and Biofuels (ANP) in December 2021.
Several months later, in April 2022, the firm confirmed the receipt of the operating licence, issued by the Brazilian Institute of the Environment and Renewable Natural Resources (Ibama), for the drilling of new wells on the Frade field.
Frade revitalisation plan; Source: PRIO
Ocyan’s semi-submersible Norbe VI rig, which PRIO hired last year for the Frade field revitalisation campaign and the Wahoo field development, mobilised in April to start working on this drilling assignment.
After the first well was drilled, PRIO revealed in July 2022 that it had started production at the ODP4 well in the Frade field, as part of the field’s revitalisation campaign.
In an update on Monday, PRIO informed about the start of production of the second well in the Frade revitalisation plan – well 7-FR-55H-RJS (MUP3A) – with average initial production of approximately 3,500 barrels of oil per day over the first week. This has raised the Brazilian player’s current production to 52,000 barrels per day.
According to the company, the MUP3A well was executed in 40 days, at a cost of approximately $22 million and used the subsea structure and part of the MUP3 well, which is not producing. Furthermore, the Brazilian company explained that the Norbe VI rig has already started drilling the first injector well on the field.
In addition, the firm elaborated that it will provide updates on new developments in the execution of the revitalisation plan for the Frade field, which is a subsea development with wells tied back to a floating production, storage and offloading (FPSO) vessel.
Following deals with Petrobras and Chevron in January 2021 and March 2019, respectively, PRIO owns 100 per cent interest in this field.
The Brazilian player is actively working on expanding its portfolio and, to this end, the firm recently signed a Purchase and Sale Agreement for the Albacora Leste concession with Petrobras to expand its footprint in Brazil. This deal is valued at up to $2.2 billion.
Recession Fears Take Hold Of Oil Markets
Oil prices are back around the levels they were at before Russia invaded Ukraine, highlighting that a global recession and demand destruction are now the central focus of traders.
Friday, August 5th, 2022
It is hard to escape from the fact that nearly every single piece of news and analysis appears to be indicating that a recession is looming. Be it the Bank of England’s warning of a five-quarter-long recession drag or the lack of action from OPEC+ on oil production, the bad omens just keep on coming. Inevitably, this has impacted oil prices, too, almost falling back to where they were before the onset of Russia’s invasion, with ICE Brent trending around $96 per barrel. For the first time in weeks, oil futures contracts started to reflect expectations of a weak winter, with monthly spreads halving week-on-week. We are still firmly in backwardation, but it no longer seems as drastic as it had been before the summer.
OPEC+ Increases September Target by a Meager 100,000 b/d. Meeting to set its collective September 2022 production target, OPEC+ has agreed to the lowest monthly quota increase since 1986, at 100,000 b/d, implying that the oil group is still assessing the risks of recession to take more radical steps.
Giant Kazakh Oil Field Halted Amidst Gas Leak. Crude production at Kazakhstan’s 13-billion-barrel Kashagan field was completely halted mid-week amidst fears that pipelines connecting the shallow-water platforms to the shore might be leaking, probably due to equipment corrosion.
UN Head Calls for Taxing “Grotesquely Greedy” Oil. UN Secretary General Antonio Guterres called governments globally to tax these excessive profits and redistribute them, saying oil companies have been making immoral profits on the backs of the poorest people.
OPEC Promises to Have More Capacity for Winter. Saudi Arabia and the United Arab Emirates are apparently ramping up spare production capacity to be able to deliver any significant demands in case of a winter supply crisis, seeking to soften the reputational blow following the 100,000 b/d quota hike for September.
Diesel Stocks Indicate Trouble Brewing Ahead. Whilst the markets at large have been focusing on rising gasoline inventories in the US, middle distillate stocks have been nearing critically low levels with this week’s data showing another 2-million-barrel decline, with total inventories more than 21 million barrels below the corresponding point in 2008.
China Doubles Down on Ultra High Voltage Power Lines. Connecting China’s far western regions where most solar and wind producing plants are located to big coastal cities, the country’s State Grid expects to invest some $22 billion in ultra-high-voltage power lines this year still, boosting the prospects of copper and aluminum for H2.
Russian Government Gives Sakhalin-2 to Gazprom. A Russian government decree issued this week saw Gazprom receiving 50% of the Sakhalin-2 LNG project, with the remained of shares split across those project partners who reapply for their share, with Shell (LON:SHEL) seeking to sell its 27.5% stake before it gets too late.
India Wants to Stimulate Fuel Exports. Just a month after the introduction of fuel export taxes, the Indian government has halved export taxes on gasoline, jet fuel, and diesel, whilst simultaneously hiking taxation on domestically produced crude, raking in $30 per barrel of local output.
Germany Runs into Legal Issues with Gas Levy. The German government acknowledged that it would have to amend its recently adopted energy security law as it turned out it cannot impose the oft-mooted gas levy on consumers who have their gas contracts with fixed prices, roughly a quarter of all deliveries.
Bad News Will Now Come More Frequently in the UK. With the Bank of England expecting the cap on energy bills to soar to 3,500 pounds, the British energy market regulator Ofgem announced it would review the country’s price cap on a quarterly basis rather than twice a year.
Russia Bans Western Firms from Selling Energy Stakes. The Russian government has banned companies from so-called unfriendly countries from selling shares in key energy projects until the end of the year, implying that US major ExxonMobil (NYSE:XOM) will not be able to get out of Sakhalin-1.
Singapore Bans Glencore from Bunkering Pool. The Maritime and Port Authority of Singapore has banned Switzerland-based trading major Glencore (LON:GLEN) from the country’s bunkering market for two months after a March chlorine contamination accident drastically curbed fleet availability.
Chesapeake Seeks Sale of South Texas Assets. US shale-focused oil firm Chesapeake Energy (NYSE:CHK) is reportedly considering a sale of its Eagle Ford shale assets amidst an ongoing shift towards natural gas production, possibly under pressure from private equity firm Kimmeridge Energy for changes.
Nickel Smelting Drops to 5-Year Low. Satellite imagery indicates nickel smelting has dropped to its lowest point globally in more than 5 years of data tracking, with high power prices curbing activity in Europe and Africa whilst China remains hamstrung by weak demand recovery following lockdowns.
Cotações – Quotes
Crude Oil & Natural Gas
INDEX
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USD/bbl.
89.01
+0.47
+0.53%
Sep 2022
8/5/2022
USD/bbl.
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+0.80
+0.85%
Oct 2022
8/5/2022
JPY/kl
70,220.00
+200.00
+0.29%
Jan 2023
3:48 PM
USD/MMBtu
8.06
-0.06
-0.71%
Sep 2022
8/5/2022
Refined Products
INDEX
UNITS
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+6.21
+2.22%
Sep 2022
8/5/2022
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-3.63%
Sep 2022
8/5/2022
USD/MT
990.00
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-1.88%
Aug 2022
8/5/2022
JPY/kl
85,000.00
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Feb 2023
8/5/2022