Clipping Energia (Petróleo/Gás/Renováveis) – 21/02/2020 a 27/02/2020
Bernardo Monteiro, M.Sc, MBA
Coordenador de Operações e Pós-Venda na Roxtec Latin America
Clipping Energia (Petróleo/Gás/Renováveis) – 21/02/2020 a 27/02/2020
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Exportação de petróleo para China segue normal, diz diretora da Petrobras
A diretora de refino e gás natural da Petrobras, Anelise Lara, disse nesta quinta-feira que as exportações de petróleo da companhia para a China seguem normais, apesar dos efeitos da epidemia de coronavírus sobre a demanda pela commodity no mercado asiático. Segundo ela, contudo, a expectativa é que as exportações caiam no primeiro trimestre de 2020, devido a uma produção menor.
“Pelo menos até agora, não estamos sentindo efeitos [do coronavírus]. Todas as cargas previstas estão embarcando normalmente. Mas no primeiro trimestre haverá paradas de manutenção de plataformas. Isso provavelmente vai reduzir um pouco a exportação no primeiro trimestre”, afirmou durante teleconferência com analistas.
Ela destacou que a China absorve cerca de 65% das exportações da companhia, mas que existem outros mercados alternativos. “Os mercados europeu e americano estão recebendo bem nosso petróleo”, disse.
A executiva comentou também a estratégia comercial da companhia para aproveitar as oportunidades geradas pelo aumento da demanda por óleo combustível marítimo (bunker) com baixo teor de enxofre.
Segundo Anelise Lara, a Petrobras tem feito ajustes “nos níveis de conversão” das refinarias e tem conseguido, por exemplo, degradar o diesel para produzir mais bunker. Ela afirmou, contudo, que o mercado interno de gasolina e diesel continua sendo o mais relevante para a empresa.
“No último trimestre reduzimos a produção de diesel, porque a demanda caiu, mas estamos também degradando o diesel para produzir bunker. Mas nosso principal mercado ainda é o interno e a gasolina e diesel ainda vão ser componentes muito importantes desse mercado”, disse.
A diretora disse que a Petrobras sentiu uma redução nos preços do bunker no mercado asiático por causa dos efeitos do coronavírus sobre a demanda pelo combustível. Segundo ela, contudo, a expectativa é de retomada no consumo ao longo do ano.
“Sentimos uma queda no crack spread [margem] do bunker por causa do coronavírus. Chegamos a ver o bunker chegar a quase US$ 90 o barril. Isso sentimos uma queda. Mas acreditamos que, retomando o comércio internacional e a China passando essa fase, veremos uma retomada do crack spread positiva para 2020”, afirmou.
Fonte: Valor
Petrobras prevê investir US$ 9 bi em exploração e produção em 2020
A Petrobras prevê investir US$ 9 bilhões em exploração e produção em 2020, afirmou nesta quinta-feira o diretor de desenvolvimento da produção e tecnologia da empresa, Rudimar Lorenzatto. Segundo ele, desse total, metade será destinada a novos projetos, entre eles Sépia, Mero, Búzios 5 e Atapu.
A Petrobras, como um todo, prevê investir US$ 12 bilhões em 2020.
Em teleconferência nesta quinta-feira sobre os resultados do quarto trimestre de 2019, divulgados na véspera, o diretor de exploração e produção da
Petrobras, Carlos Alberto Pereira de Oliveira, reafirmou que a meta de produção de óleo e gás para 2020 é de 2,7 milhões de barris de óleo equivalente (BOE) por dia, com variação de 2,5% para mais ou para menos.
Segundo Oliveira, no primeiro semestre deste ano, estão previstas mais paradas de produção de plataformas em relação à segunda metade do ano. Em geral, explicou, dois terços das paradas se concentram no primeiro semestre, sendo um terço nos seis meses finais.
Fonte: Valor
Petrobras busca diversificação para novos mercados e vê potencial na Índia
A diretora de refino e gás natural da Petrobras, Anelise Lara, disse há pouco que a companhia vem fazendo um esforço para diversificar os destinos de suas exportações. Atualmente, 65% do óleo cru vendido pela empresa vai para a China, que passa nesse início de ano por uma retração na sua demanda, em função dos efeitos do surto do coronavírus.
“Nosso petróleo é muito bem aceito na Europa e nos Estados Unidos. Estamos fazendo uma busca por novos mercados, como o indiano”, afirmou ela, durante entrevista coletiva.
Anelise Lara disse que, apesar da busca por novos mercados, a China continuará sendo o destino mais importante das exportações da estatal.
“A gente ainda acredita que a exportação para a China vai continuar forte. Podem haver reduções pontuais de demanda, ela reduziu em 3 milhões de barris/dia [a importação], mas isso aos poucos está sendo recuperado”, completou.
O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, disse que o que está havendo na China é um “choque de demanda” no primeiro trimestre.
“No próximo trimestre haverá uma reacomodação e, no terceiro trimestre, começa a haver uma recuperação aos níveis anteriores [ao surto do coronavírus]. A China é e será por muito tempo ainda a grande demandante de commodities”, afirmou.
Segundo o executivo, a queda do preço do petróleo causada pelo impacto do surto de coronavírus na economia mundial se refletirá no resultado do primeiro trimestre de 2020
“É só observar o comportamento dos preços do petróleo, que houve uma queda, que vai se refletir nos nossos resultados no primeiro trimestre”, disse o executivo. “Dizer o quanto será [o impacto no resultado] é prematuro. Estamos no meio do trimestre”, completou.
Fonte: Valor
Com venda de ativos, Petrobras fecha 2019 com lucro recorde de R$ 40 bilhões
Com ajuda da venda de ativos como gasodutos e fatia na BR Distribuidora, a Petrobras fechou 2019 com lucro recorde de R$ 40,1 bilhões, crescimento de 55,7% com relação ao resultado de 2018. O recorde anterior foi batido em 2010, quando a empresa lucrou R$ 35,2 bilhões.
O resultado de 2019 foi obtido mesmo em meio a perda de receita da ordem de 2,6% com a queda das cotações internacionais do petróleo e da menor venda de derivados, principalmente gasolina e nafta.
Desconsiderando os efeitos extraordinários, o lucro da empresa seria R$ 36,9 bilhões, em linha com o do ano anterior.
Em 2019, a estatal contabilizou a venda da TAG (Transportadora Associada de Gás) e uma segunda operação de venda de ações da BR Distribuidora.
Somando todos os ativos vendidos, a receita com desinvestimentos no ano foi de US$ 16,3 bilhões (R$ 67,1 bilhões, ao dólar médio de venda usado pela empresa em seu balanço).
No balanço, o presidente da companhia, Roberto Castello Branco, disse que os desinvestimentos foram fundamentais para "ajudar a viabilizar o foco nos ativos em que somos o dono natural". Segundo ele, com os recursos, a companhia conseguiu investir em novas áreas exploratórias do pré-sal.
A venda de ativos, porém, é foco de uma greve de petroleiros que já dura 19 dias e se transformou em batalha judicial entre a companhia e os sindicatos. No balanço divulgado nesta quarta (19), a companhia não faz menção ao movimento.
Em 2019, a Petrobras bateu recorde também de produção de petróleo e gás, ultrapassando pela primeira vez a marca dos 3 milhões de barris de óleo equivalente por dia. Mas o aumento nas exportações de petróleo foi compensado pela queda das cotações internacionais.
A receita ficou em R$ 302,2 bilhões e o Ebitda (indicador de geração de caixa), em R$ 129,2 bilhões, 12,5% a mais do que o verificado em 2018. A dívida bruta foi reduzida a R$ 255,7 bilhões, queda de 7,3% com relação ao registrado no fim do terceiro trimestre –sem considerar valores de aluguel de equipamentos.
Com maior produção de petróleo, a área de exploração e produção da companhia teve lucro de R$ 49,9 bilhões, 12,9% a mais do que no ano anterior. Já a área de refino, responsável pela venda de combustíveis teve lucro de R$ 3,9 bilhões, queda de 53,1%, segundo a empresa, por efeitos de estoques e baixas em valor de ativos.
No balanço, a Petrobras voltou a contabilizar perdas com a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, projeto investigado pela Operação Lava Jato. Desta vez, baixou o valor do projeto em R$ 2,2 bilhões, pela postergação do início das operações da fase dois do projeto.
A refinaria é uma das oito que a companhia colocou à venda em 2019, medida que acirrou a disposição dos petroleiros para a greve. Até o momento, porém, nenhuma operação foi concluída. A Petrobras pretende manter apenas as refinarias do Rio e de São Paulo.
Em 2019, a Petrobras investiu US$ 27,4 bilhões (R$ 112,9 bilhões, considerando o dólar médio usado no balanço). Deste total, US$ 16,7 bilhões (R$ 68,8 bilhões) foram usados para a aquisição de áreas exploratórias - em parceria com chinesas, a estatal fez as únicas propostas no megaleilão do pré-sal realizado pelo governo.
Parte dos bônus de assinatura das áreas foram pagos com recursos de caixa, o que contribuiu para que a dívida líquida da companhia subisse 3,2% em 2019, interrompendo trajetória de queda, e chegasse a R$ 222,4 bilhões, sem considerar os aluguéis de equipamentos.
No quarto trimestre, a Petrobras teve lucro de R$ 8,1 bilhões, contra R$ 6,3 bilhões no mesmo período do ano anterior, com o pagamento de acordo sobre royalties com a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis).
O resultado dos últimos três meses de 2019 foi impactado também pelos maiores preços de venda de combustíveis no país, disse a companhia. No início de 2020, com a queda das cotações internacionais, porém, a estatal fez quatro cortes nos preços da gasolina e do diesel.
Nesta quarta, anunciou o primeiro aumento da gasolina do ano, de 3%, que começa a vigorar nesta quinta (20). O ajuste, de R$ 0,05 por litro, acompanha recuperação das cotações do petróleo e a desvalorização do real frente ao dólar.
Ocorre logo após briga entre Bolsonaro e os governadores a respeito dos impostos cobrados sobre os preços dos combustíveis. Para especialistas, porém, é insuficiente para eliminar a defasagem em relação à cotação internacional da gasolina.
Fonte: Folha SP
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Alvo de protestos, venda das refinarias deve ser fechada ainda em 2020, diz Petrobras
Apesar dos protestos dos petroleiros, que estão há 20 dias em greve, a Petrobras disse nesta quinta (20) que espera fechar a venda de 8 de suas 13 refinarias até o fim de 2020. Segundo a empresa, há propostas na mesa para todas as unidades.
Em teleconferência com analistas para detalhar o lucro recorde de R$ 40,1 bilhões registrado em 2019, o presidente da estatal, Roberto Castello Branco, voltou a defender a redução da participação no mercado brasileiro de refino, um dos focos de sua gestão.
"A falta de competição é ruim para a Petrobras, porque se não tem competidores, [a empresa] acaba virando um fat cat [gato gordo]. Por que vou cortar custos, produzir inovações? Não tem ninguém aí para desafiar", disse o executivo.
Contrários à privatização dos ativos, os petroleiros paralisaram suas atividades no início de fevereiro, em uma greve que teve a adesão de cerca de 21 mil empregados da estatal, segundo os sindicatos, e ganhou apoio de partidos da oposição e outras categorias de servidores públicos.
O processo de venda das refinarias está agora em uma fase que a Petrobras chama de vinculante, na qual interessados têm acesso a informações mais detalhadas sobre os ativos. Segundo Castello Branco, há interesse de empresas brasileiras e estrangeiras.
"Ficamos felizes com as propostas, recebemos muitas propostas por cada uma das refinarias. Nenhuma delas ficou órfã", disse ele. "O Brasil tem que se ver livre dessa situação que é quase única no mundo, uma única empresa ser dona de todo o refino", voltou a defender.
Os interessados estão agora visitando as instalações e a expectativa da Petrobras é receber as propostas no segundo trimestre, com um pouco de atraso em relação à projeção inicial. Castello Branco disse que o atraso foi solicitado pelos concorrentes aos ativos e que não impacta a programação da Petrobras.
A ideia é fechar os acordos até o fim do ano e concluir a transferência das refinarias até o fim de 2021, respeitando prazo negociado com o Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica) em termo de ajustamento de conduta para encerrar investigações sobre prática de poder abusivo.
A venda de US$ 16,3 bilhões (R$ 64 bilhões, ao dólar médio de vendas usado pela empresa em seu balanço) em ativos impulsionou o resultado da estatal em 2019. Com o lucro de R$ 40,1 bilhões, a empresa anunciou a distribuição de R$ 10 bilhões em dividendos a seus acionistas.
Castello Branco disse que a receita ajudou a empresa a investir na compra de áreas exploratórias do pré-sal para garantir sua sustentabilidade no futuro. A companhia investiu US$ 16,7 bilhões (R$ 66 bilhões, pelo dólar usado no balanço) na compra de novos blocos em leilões do governo.
Petroleiros e oposição, porém, pretendem manter mobilizações contra a privatização das refinarias. A greve atual é a mais longa da categoria desde 1995, quando os trabalhadores cruzaram os braços por 32 dias e foi iniciada em protesto contra cerca de mil demissões causadas pelo fechamento de fábrica de fertilizantes no Paraná. Nesta quinta, os empregados da Petrobras decidirão em assembleias se
suspendem o movimento para negociar com a empresa no TST (Tribunal Superior do Trabalho), em reunião de mediação agendada para esta sexta (21). As demissões estão suspensas por determinação judicial, mas a Petrobras diz que não serão revertidas.
Para justificar a venda das refinarias, Castello Branco citou ainda prejuízos causados pelo represamento de preços dos combustíveis durante os governos petistas. E defendeu que não há ingerência política no comando da empresa no governo Bolsonaro.
"Até agora é zero, zero, zero, zero. Pode ser que aconteça no futuro, mas até hoje, passando um ano e um mês não vi nenhuma interferência, não vi sinais de que haverá interferência", afirmou. "O que o governo espera é que a Petrobras tenha uma boa performance."
Em abril de 2019, a estatal recuou de um aumento no preço do diesel depois que o presidente Bolsonaro ligou para Castello Branco para alertar sobre riscos de greve de caminhoneiros. O recuo derrubou as ações da companhia, diante da percepção de que a decisão havia sido política.
Na teleconferência, a empresa disse que o surto de coronavírus ainda não afetou as exportações de petróleo e que todas as cargas previstas este ano foram entregues. A China é o maior cliente da estatal, responsável por 65% das exportações de petróleo da empresa.
A queda no transporte internacional de bens, porém, teve efeito nos preços do combustível de navegação e do óleo combustível, produtos que vêm ganhando importância para a Petrobras - com pouco enxofre, o petróleo do pré-sal produz combustíveis adequados às novas regras do transporte marítimo.
As margens desses produtos têm justificado, inclusive, a estratégia de "degradar" óleo diesel, um produto mais nobre, para retirar das refinarias um volume maior de combustíveis para navios, disse a diretora de Refino e Gás da empresa, Anelise Lara.
Segundo ela, devido ao baixo teor de enxofre, o petróleo do pré-sal tem sido vendido em alguns momentos com prêmio sobre a cotação do Brent, tipo de petróleo negociado em Londres e usado como referência mundial de preços.
Fonte: Folha SP
STF adia julgamento de decreto sobre governança e licitações em campos da Petrobras
O presidente do Supremo Tribunal Federal (STF), Dias Toffoli, pediu na tarde desta quarta-feira vista do processo que discute os efeitos de um decreto que define regras de governança para cessão de direitos em campos da Petrobras, incluindo a desobrigação de licitações na contratação de serviços.
O pedido, que adia a votação do assunto que está na corte desde 2018, foi feito após o placar do julgamento estar empatado em 4 votos a 4.
Se o decreto assinado pelo então presidente Michel Temer em 2018 for derrubado, isso poderia prejudicar venda de ativos da Petrobras, além das contratações de bens e serviços pela empresa e suas sócias privadas nas áreas e exploração e produção.
Analisando uma ação movida pelo Partido dos Trabalhadores, que questiona o decreto, o relator do processo, Marco Aurélio Mello, votou para derrubar os efeitos da norma.
Para ele, o decreto criou ilegalmente um “verdadeiro microssistema licitatório”.
Contudo, o relator argumentou que essa iniciativa do governo de editar um decreto contraria a Constituição, que impõe o uso da Lei de Licitações.
Marco Aurélio citou ainda que, sob o ângulo da licitação, o decreto presidencial referente à Petrobras exclui de uma eventual tomada de preços a melhor oferta como vencedor.
A posição do relator foi acompanhada pelos ministros Luiz Edson Fachin, Rosa Weber e Ricardo Lewandowski.
O ministro Luiz Fux, que pediu para antecipar seu voto em razão de um compromisso, abriu a divergência e votou para manter os efeitos do decreto. Foi acompanhado pelos colegas Alexandre de Moraes, Roberto Barroso e Gilmar Mendes.
Moraes defendeu o decreto e disse que a norma admitiu a possibilidade de não se adotar o “regramento geral da licitação”, melhorando a governança da estatal.
O decreto permite que as contratações de bens e serviços efetuadas pelos consórcios operados pela Petrobras fiquem sujeitas ao regime próprio das empresas privadas, hipótese em que não se aplica o procedimento licitatório.
Não votaram ainda no julgamento, por estarem ausentes, os ministros Cármen Lúcia e Celso de Mello.
Para se declarar uma norma inconstitucional é preciso de ao menos 6 dos 11 votos dos ministros.
Ainda não há uma data para o assunto voltar ao plenário do STF.
Fonte: O Globo
Produção deve elevar lucro da Petrobras
O crescimento de 13,7% da produção de petróleo e gás natural da Petrobras no quarto trimestre de 2019, ante igual período do ano anterior, para 3,025 milhões de barris de óleo equivalente diários (BOE/dia) deve impulsionar o resultado da petroleira nos últimos três meses do ano passado, que será divulgado hoje, após o fechamento do mercado. A última linha do balanço também deve ser afetada positivamente por vendas de ativos concluídas no período e pela reversão de provisão de R$ 1,3 bilhão. Esse valor é referente a uma sentença favorável obtida pela Petrobras em arbitragem contra a empresa de sondas em recuperação judicial Sete Brasil.
Média elaborada pelo Valor com base em estimativas colhidas de seis casas de análise (Morgan Stanley, Goldman Sachs, Credit Suisse, Santander, Safra e BTG Pactual) indicou lucro líquido da ordem de R$ 9,3 bilhões entre outubro e dezembro de 2019, montante mais de quatro vezes superior ao apurado em igual período do ano anterior. Na mesma comparação, as projeções apontam para queda da receita líquida, da ordem de 12%, para cerca de R$ 86 bilhões, e crescimento em torno de 12% do Ebitda (sigla em inglês para lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização), para número na casa dos R$ 36 bilhões.
Com relação à produção, o Credit Suisse calcula que o aumento de 6,6%, ou 130 mil barris diários de óleo extraídos pela Petrobras, no quarto trimestre, ante o trimestre exatamente anterior pode adicionar US$ 600 milhões ao Ebitda da empresa no período. Mesmo com um preço do petróleo relativamente estável (aumento de 1% ante o terceiro trimestre), uma melhora nos preços domésticos da gasolina e diesel também pode acrescentar US$ 350 milhões ao Ebitda dos últimos três meses do ano, na visão do banco.
“Esperamos um forte conjunto de resultados devido ao aumento da produção. Também é uma boa amostra de resultados da Petrobras com o Brent na faixa de US$ 60 a US$ 65 [o barril]”, destaca o Credit Suisse, em relatório.
“A Petrobras deve se beneficiar de uma maior produção no quarto trimestre de 2019”, acrescenta o J.P. Morgan, em relatório.
O Goldman Sachs, que trabalha com crescimento de 5% da produção da Petrobras entre 2019 e 2021, destacou que, em novembro, a petroleira colocou em operação a plataforma P-68, no campo de Berbigão, no pré-sal da Bacia de Santos. “A Petrobras foi capaz de colocar em operação oito novos sistemas de produção em menos de 24 meses, pela primeira vez, ajudando a companhia a alcançar novo recorde diário de produção em dezembro”, lembrou o banco, em relatório.
Os indicadores operacionais da petroleira no último trimestre de 2019 também chamaram a atenção do Safra. Em relatório, o banco vê perspectivas de sólidos crescimento da produção e de geração de caixa da empresa.
O resultado previsto para o quarto trimestre da Petrobras, somado ao lucro acumulado da petroleira nos primeiros nove meses do ano passado (de R$ 32 bilhões), deve levar a companhia a registrar um número positivo para o ano de 2019 ao redor de R$ 40 bilhões, cerca de 60% maior que em 2018 e consolidando o segundo ano consecutivo de resultado positivo, após quatro anos de perdas.
O Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep), porém, ressalta que o resultado esperado da Petrobras em 2019 é, em boa medida, influenciado por receitas não recorrentes de venda de ativos que totalizam R$ 44,5 bilhões. “Entre os ativos vendidos, destacaram-se a TAG, a BR Distribuidora e campos maduros na Bacia de Campos”, afirmou a instituição.
O Ineep lembra ainda que o resultado esperado para 2019 somente será alcançado se os gastos relativos ao pagamento de bônus de assinatura na aquisição dos blocos arrematados nos leilões do ano passado, de cerca de R$ 35 bilhões após descontado o valor que a companhia recebeu da União pela revisão do acordo da cessão onerosa, não impactarem as despesas da empresa. Mas, na avaliação do instituto, como as despesas com bônus de assinatura são lançadas como ativos e depreciadas ao longo do tempo, a partir da comprovação da viabilidade técnica e comercial da produção de óleo e gás nas áreas leiloadas, estas não deverão afetar os gastos da companhia.
Fonte: Valor
Petrobras confirma entrada no A-4 de abril
Empresa quer agrupar usinas resultantes do leilão em subsidiária que entrará no plano de desinvestimento
PEDRO AURÉLIO TEIXEIRA, DA AGÊNCIA CANALENERGIA
A Petrobras confirmou que vai participar do próximo leilão A-4 que será realizado em abril deste ano. Em entrevista coletiva realizada nesta quinta-feira, 20 de fevereiro, a diretora de Refino e Gás Natural, Anelise Lara, revelou que a empresa tem 13 usinas termelétricas cadastradas no certame. De acordo com ela, a estratégia é ter algumas dessas térmicas contratadas por 15 anos para que elas sejam agrupadas em uma subsidiária de energia que será inserida no plano de desinvestimentos da empresa. O plano de venda dessa subsidiária ainda não está definido. “Nossa estratégia é competir no leilão de abril e ter a garantia de contratos firmes em algumas dessas térmicas”, diz a diretora, que lembrou que a demanda do leilão ainda não foi divulgada.
Em agosto do ano passado, a diretora já havia revelado que do seu parque térmico de 26 usinas, havia a intenção de vender cerca de 15 usinas. A Petrobras é o maior operador térmico do país, com cerca de 6.000 MW. A empresa fechou o ano de 2019 como maior lucro da história, de R$ 40,1 bilhões.
O leilão A-4 promete ter uma forte disputa. Essa semana, a Neoenergia, também anunciou que deve participar do leilão A-4 com a sua Termopernambuco. A usina de 532 MW encerra seu contrato em 2024. Projetos greenfield também devem participar do certame, o que eleva mais ainda a sua competitividade.
Petroleira BP e Eneva se unem para leilões no Brasil com projeto de térmica a gás
A petroleira britânica BP e a elétrica Eneva fecharam parceria para disputar com um projeto de termelétrica a gás duas licitações do governo brasileiro agendadas para 30 de abril, quando serão oferecidos contratos de longo prazo para a compra de energia das usinas vencedoras.
Em caso de sucesso na disputa, as empresas constituiriam uma empresa no Brasil que controlaria a térmica, na qual a Eneva teria 75% de participação e a BP os restantes 25%, segundo documentos do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).
Em parecer no Diário Oficial da União desta sexta-feira, o órgão de defesa da concorrência aprovou sem restrições a compra pela Eneva de uma fatia majoritária no empreendimento inscrito nos leilões, a chamada UTE Fátima, que poderia ter até 1.750 megawtts em capacidade.
O negócio envolve ações na usina pertencentes à Natural Energia, que tem como sócias a Martins Empreendimentos, Engenharia e Participações e a Fox Energy Serviços de Energia.
A Eneva havia informado em novembro passado que selou acordo de exclusividade para a potencial aquisição de 75% da UTE Fátima para disputar as licitações do governo.
Os certames, conhecidos como A-4 e A-5, visam contratar energia junto a termelétricas a gás e carvão para atender à demanda de distribuidoras de energia, em substituição a contratos de suprimento com usinas principalmente a óleo que vencerão nos próximos anos.
Os vencedores da concorrência assinarão contratos de 15 anos para entrega da energia a partir de 2024 e 2025.
Empresas como a estatal brasileira Petrobras, a francesa Engie e a Neoenergia, controlada pelo grupo espanhol Iberdrola, também inscreveram empreendimentos para as licitações.
Procuradas, Eneva e BP não comentaram de imediato a aprovação do Cade para a associação entre as empresas.
Nos documentos entregues ao órgão estatal, as companhias disseram que o desenvolvimento e construção da usina Fátima dependerão do sucesso nos leilões de energia.
O empreendimento, previsto para ser implantado em Macaé, no Rio de Janeiro, utilizaria como combustível gás natural ou Gás Natural Liquefeito (GNL).
A estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) informou em janeiro que os leilões de abril receberam o cadastro de 158 projetos, que somariam capacidade instalada total de 36 gigawatts para o certame A-4 e de 43 gigawatts para o A-5.
O número e o volume de empreendimentos a serem contratados, no entanto, dependerão da demanda das distribuidoras, um dado sigiloso apresentado pelas empresas ao governo antes de cada licitação pública de compra de energia.
Fonte: Reuters, 21/02/2020
Financiamento: Energia Solar é alternativa economicamente viável
Não é segredo para ninguém que a energia solar é uma alternativa interessante – e sustentável - para suprir as necessidades energéticas de uma residência ou de empresas. Trata-se de uma boa fonte para quem quer economizar na conta de luz e colaborar com a preservação do meio ambiente. Segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), o consumidor que opta por esse modelo pode ter redução de até 190% na conta de luz. Esse tipo de fonte é, sem sombra de dúvidas, o futuro da matriz energética no Brasil, uma vez que deve superar a hidreletricidade até 2040.
Até pouco tempo atrás, era comum ouvir das pessoas que apesar de interessante, a tecnologia por trás dos sistemas fotovoltaicos inviabilizavam a aquisição desse novo modelo de geração de energia por ser cara. Em resumo, pensava-se que era algo restrito apenas aos ricos ou às grandes empresas. Porém, esse cenário vem mudando. Desde 2012, a procura por energia solar tem crescido com a possibilidade de o consumidor gerar a própria energia a partir de fontes renováveis. Essa modalidade de geração de energia possibilita uma recuperação financeira mais rápida para o consumidor que investiu nesse tipo de fonte. Segundo dados da Absolar, o Brasil possui mais de 93 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados à rede, trazendo economia e sustentabilidade ambiental a mais de 116 mil unidades consumidoras. Isso representa um montante de R$ 5 bilhões em investimentos acumulados desde 2012.
Com o crescimento do mercado, a popularização da tecnologia, a circulação de informação e a possibilidade de tomada de crédito para investir em sistemas, gerar a própria energia vem se tornando cada vez mais interessante e uma oportunidade para empresas de todos os portes e setores, bem como para boa parte das famílias brasileiras. Inclusive, cresce a oferta de linhas de crédito para a aquisição e instalação dos sistemas fotovoltaicos. Atualmente, são mais de 70 opções de financiamento para energia solar disponíveis entre 26 bancos diferentes hoje no Brasil. O crédito fornecido costuma atender até 100% do projeto, incluindo tanto os equipamentos quanto a mão de obra das empresas que dimensionam e instalam o sistema.
Para muitos consumidores, esse crédito costuma ser a única opção para conseguir arcar com o custo inicial da tecnologia, mas, para outros, ele se torna uma escolha mais atrativa. Isso, porque várias dessas linhas são incentivadas por bancos de desenvolvimento e oferecem condições super facilitadas de pagamento, como àquelas dedicadas ao setor rural. Para esse público, que apresenta alto consumo elétrico, muitas vezes a economia obtida na conta de luz fica próxima ou até mesmo acima da parcela do financiamento.
O financiamento para pessoas físicas, que até pouco tempo atrás não existia, hoje também é oferecido por bancos públicos e privados com taxas e prazos bem atrativos. Esse acesso ao crédito é um dos fatores que impulsionaram o segmento de energia solar distribuída nos últimos, assim como a contínua queda dos preços da tecnologia. Foram R$ 5,1 bilhões em financiamentos de projetos fotovoltaicos em 2018, de acordo com o mapeamento realizado pela ABSOLAR em parceria com a Clean Energy Latin America (CELA), sendo a maioria deles dentro do segmento distribuído. Com outro ano recorde no número de instalações, a energia solar segue crescendo entre os brasileiros e deverá totalizar novos bilhões em financiamentos em 2019.
Fonte: tnpetroleo
Nota de crédito da Petrobras vai para o 2º nível de grau de investimento, divulga Fitch
A Fitch Ratings elevou a nota de crédito stand-alone (risco intrínseco) da Petrobras em dois níveis, de “bb+” para “bbb”, segundo nível da escala de grau de investimento. A agência manteve o nível de risco (rating) da dívida corporativa da companhia em “BB-“, com perspectiva estável.
“Estamos muito felizes com a alteração da nota da Petrobras, principalmente porque confirma que todo o trabalho de transformação da empresa, focado na redução do endividamento e redução do custo do capital, está sendo reconhecido pelo mercado. Sabemos que temos um longo caminho pela frente mas ficamos muito honrados com esse reconhecimento”, destacou a Diretora Executiva Financeira e de Relacionamento com Investidores, Andrea Almeida (foto).
A Fitch ressaltou que a elevação da nota stand-alone reflete a melhora na estrutura de capital da companhia, a forte geração de caixa e flexibilidade financeira, com liquidez robusta, sólida capacidade de acessar o mercado de dívida para refinanciamento e expectativa de melhorias contínuas no futuro.
Segundo a agência, o rating da companhia em escala global continua limitado pelo rating da República Federativa do Brasil, acionista controlador da companhia.
Fonte: Redação
Gasolina: projeto prevê variação de tributos para compensar alta do dólar e do petróleo
O Projeto de Lei 53/20 obriga o governo federal a redefinir as alíquotas de tributos da União incidentes sobre combustíveis PIS/Pasep , Cofins e Cide com o objetivo de reduzir a variação dos preços cobrados do consumidor.
O texto está sendo analisado pela Câmara dos Deputados.
"Dessa forma, em momentos de desvalorização da moeda nacional ou aceleração dos preços do barril do petróleo -- cenários que levam ao aumento do preço do combustível ao consumidor -- a alíquota seria reduzida", explica o autor do projeto, deputado Alexandre Frota (PSDB-SP).
"Em sentido contrário, quando a moeda nacional se valorizar ou houver baixa na cotação do preço internacional do petróleo, haveria aumento da alíquota dos tributos."
A legislação vigente já autoriza o Poder Executivo a fixar coeficientes para redução das alíquotas desses tributos, para mais ou para menos. O objetivo do projeto é estabelecer que as alíquotas específicas serão fixadas para reduzir a variação dos preços pagos pelo consumidor.
Tramitação
O texto será analisado em caráter conclusivo pelas comissões de Minas e Energia; de Finanças e Tributação; e de Constituição e Justiça e de Cidadania.
Fonte: Redação/Agência Câmara dos Deputados
Brasil prepara nova expansão de energia eólica com turbinas no mar
A energia eólica é um dos tópicos mais estudados no ecossistema de energia renovável. Nas últimas décadas, o foco foi em vários aspectos da modelagem e análise de turbinas eólicas em terra. Especialmente no Brasil, a energia eólica tem um enorme potencial que vem sendo pesquisado em estudos recentes.
Liderado pelo professor Alexandre Simos, do Departamento de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica (Poli) da USP, e graças ao financiamento fornecido pelo Escritório de Pesquisa Naval Global (ONR Global), um grupo de pesquisadores está encontrando maneiras de aumentar a capacidade de geração de energia eólica do país, desempenhando um grande esforço para reduzir o peso estrutural em novos projetos de turbinas eólicas flutuantes offshore (conhecida também, em inglês, como Floating Offshore Wind Turbines - FOWTs).
As FOWTs têm muitas oportunidades e obstáculos. Entre as vantagens, a disponibilidade de ventos constantes e uma velocidade adequada para o uso de turbinas em sua eficiência ideal. Entre as desvantagens estão os altos custos de instalação, as linhas de amarração e o grande comprimento de cabos necessários para a transmissão de energia. Nesse contexto, aliviar pesos estruturais no flutuador é certamente algo bem-vindo.
Viabilidade comprovada
"Na década passada, vimos muito esforço no campo da engenharia offshore para conceber, projetar e validar esse novo tipo de sistema flutuante. Atualmente, após muitos projetos de demonstração, a viabilidade do conceito é comprovada e, como resultado, estamos testemunhando os primeiros parques eólicos comerciais flutuantes", afirma o professor Simos.
Além disso, o projeto de FOWTs é uma tarefa complicada que deve considerar variáveis como respostas a ondas, cargas de correnteza e vento, estabilidade estática, dinâmica e comportamento estrutural das linhas de ancoragem. Portanto, vários projetos de pesquisa foram realizados por diferentes grupos, com o objetivo de desenvolver códigos numéricos e estabelecer as bases para a avaliação comparativa experimental de FOWTs.
Enquanto as turbinas eólicas offshore flutuantes fornecerão uma fonte alternativa de energia para a base marítima da frota, Paul Sundaram, diretor científico da ONR Global em São Paulo, observa que "o objetivo era entender, através da modelagem, como projetar e gerenciar estruturas complexas no ambiente dinâmico do oceano. Isso é muito importante para a Marinha dos Estados Unidos, a fim de criar e construir sistemas resilientes desenvolvidos em alto-mar".
O papel do Brasil
A tecnologia desempenhará um papel importante na futura expansão da energia eólica no Brasil. Tal crescimento está projetado para ocorrer em breve. A regulamentação para a instalação de parques eólicos offshore já está sendo discutida no Congresso brasileiro, e o setor está se preparando para novos desenvolvimentos, que de fato tem um enorme potencial, especialmente na costa nordeste do país.
"Nos últimos anos, o Brasil expandiu muito rapidamente sua capacidade de geração de energia eólica, hoje superior a 13 GW, cerca de 8% da capacidade total do país. Esses números fazem da energia eólica a segunda fonte de energia elétrica da rede brasileira. Toda essa produção é feita em terra, em muitos parques eólicos espalhados por todo o país, mas principalmente concentrada no Nordeste, onde o potencial eólico é excelente", destaca o professor Simos.
A Poli também possui um grupo de pesquisa que trabalha em sistemas offshore para a exploração e produção de petróleo e gás, que é uma atividade econômica muito importante no Brasil. Sendo assim, a ideia inicial dos pesquisadores foi se beneficiar da experiência em sistemas flutuantes de petróleo e gás para adaptar e desenvolver novas ferramentas computacionais destinadas à análise de FOWTs. Essas ferramentas são utilizadas para prever a resposta das estruturas em ondas e vento e para estimar as tensões nas linhas de amarração, cargas estruturais e vibrações.
Aplicabilidade futura
Também é importante mencionar que, além do objetivo principal de gerar energia limpa para a rede elétrica, outras aplicações para FOWTs estão sendo projetadas. Por exemplo, existem projetos em andamento para usá-las como energia auxiliar para equipamentos submarinos nos campos de petróleo e gás. Isso levará a tecnologia a águas profundas e, portanto, novos desafios poderão ser enfrentados.
"Ainda estamos desenvolvendo parte dos modelos hidrodinâmicos para prever as forças das ondas nos flutuadores. Efeitos não lineares envolvidos nas derivas do flutuador e que podem ser importantes para o projeto das amarras, são difíceis de prever com precisão para esse tipo de estrutura. Estamos testando diferentes alternativas e realizando testes em nosso tanque de ondas para verificar o desempenho dos modelos numéricos", diz o professor Simos.
Como as FOWTs são dispositivos relativamente novos, ainda existe espaço para otimização do design. Por exemplo, novos conceitos de cascos flutuantes com o objetivo de reduzir os movimentos da turbina ainda estão sendo projetados e propostos. Além disso, para tornar economicamente viável o uso de FOWTs em águas profundas (maiores que 1.000 metros), o projeto de sistemas de ancoragem otimizados, feitos de materiais leves, também será um desafio.
"Tais estruturas serão estratégicas para o transporte marítimo como fonte de energia renovável. As FOWTs geralmente estão em águas mais profundas, onde as velocidades do vento são mais altas e os ventos são mais constantes. Pequenos aumentos na velocidade do vento podem levar a uma produção de energia muito maior", observa Sundaram.
Fonte: tnpetroleo
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Primeira redução na alíquota de royalties sobre a produção incremental em campo maduro é aprovada pela ANP
A Diretoria da ANP aprovou ontem (20/2) a primeira redução na alíquota de royalties sobre a produção incremental de um campo maduro, conforme prevê a Resolução ANP nº 749/2018. O incentivo foi concedido ao Campo de Polvo, na Bacia de Campos, operado pela empresa PetroRio, no âmbito da aprovação da revisão plano de desenvolvimento (PD).
A alíquota será reduzida de 10% para 5% sobre a produção incremental do campo, ou seja, sobre o volume da produção que superar a curva de referência devido a novos investimentos da operadora. A curva de referência é a curva de declínio natural do campo, caso não houvesse esses novos investimentos.
No caso do Campo de Polvo, investimentos realizados na campanha de perfuração de poços em 2018 resultaram em um aumento aproximado de 30% na produção de petróleo. Além disso, o término da produção, que estava previsto para dezembro de 2020, foi estendido para 2030, resultando em mais 10 anos de produção.
Segundo cálculos da ANP, com a extensão da vida útil do campo estima-se uma arrecadação total de royalties de aproximadamente R$ 300 milhões até 2030.
A medida tem como objetivo incentivar investimentos em campos maduros, em linha com as diretrizes do Reate (Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres) de aumento da competitividade, simplificação, desburocratização e maximização da vida útil e do fator de recuperação dos campos.
Está alinhada ainda à Resolução CNPE nº 17/2017, que define como política pública para o setor a maximização dos recursos in situ dos reservatórios, a revisão dos planos de desenvolvimento e a redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental quando comprovadas a extensão da vida útil dos campos e o benefício econômico para a União.
Fonte: Redação/Agência ANP
Com 322 milhões de barris de petróleo destinados ao exterior, Rio registra em 2019 segunda posição nas exportações
Em 2019, o estado do Rio alcançou a sua segunda maior corrente de comércio desde 2013, atrás apenas do resultado obtido em 2018. De acordo com o boletim Rio Exporta, publicado pela Firjan, o fluxo internacional atingiu US$ 49 bilhões. Foram US$ 27,8 bilhões em exportações e US$ 21 bilhões em importações, gerando um saldo superavitário de R$ 6,6 bilhões, 15% a mais em relação ao ano anterior. Com isso, o Rio se manteve em segundo lugar na participação do comércio exterior do Brasil, detendo fatia de 12%.
Em produtos básicos, houve recorde na quantidade de barris de petróleo destinados ao exterior, que somaram 322 milhões de unidades. Em valores (US$ 18,6 bilhões), entretanto, o recuo foi de 1%, tendo em vista a média anual do preço do barril de US$ 64,28, 11% abaixo do praticado no ano anterior. Mesmo assim, a indústria do petróleo e gás natural representou 68% da pauta exportadora do estado (recuo de 1%), com atenção para o crescimento de 24% das vendas desse produto para a China. Com isso, o país asiático foi o destino de 69% das exportações fluminenses de petróleo em 2019.
As vendas de partes de motores e turbinas para aviação (US$ 1,6 bilhão) se destacaram, com avanço de 60%, e se tornaram o segundo bem mais exportado pelo estado do Rio, ultrapassando os produtos semimanufaturados de ferro e aço. As exportações da indústria de produtos de borracha também cresceram, em especial a de pneumáticos, que avançou 11% e somou US$ 380 milhões.
Enquanto isso, a venda de bens industrializados somou US$ 8,8 bilhões, diminuição de 10%, em boa parte associada à crise argentina, que impactou os cenários nacional e fluminense. Essa situação resultou na queda de 34% nas exportações de automóveis de passageiros do estado – setor expressivo na economia local.
Para Marco Antonio Saltini, diretor de Relações Governamentais da MAN e vice-presidente do Sindicato Nacional da Indústria de Tratores, Caminhões, Automóveis e Veículos Similares (Sinfavea), o quadro no setor é similar ao nacional. A projeção é que a queda nas exportações brasileiras do segmento continue em 2020, podendo ser ainda 11% menor do que o resultado de 2019, devido à situação econômica dos países da América Latina, principalmente Argentina, México e Chile. “A perspectiva positiva fica por conta do mercado interno, que vai continuar em recuperação, na esteira do que já detectamos no ano passado, com percentual mais elevado para os veículos pesados”, analisa.
Flávia Alves, especialista em Comércio Exterior da Firjan Internacional, acrescenta que a perspectiva é de retração do comércio exterior como um todo. Entre os pontos de atenção para o mercado fluminense está a alteração do regulamento argentino sobre o Sistema Integral de Monitoramento de Importações (SIMI), implementada pelo governo em janeiro deste ano. A medida incluiu novos setores sujeitos a licença não automática (LNA), ou seja, que passam a requerer autorização prévia para entrar no país vizinho.
“Em decorrência desse panorama mundial, é difícil para a indústria se recuperar sem uma reforma tributária. Esse é um caminho importante para estimular o setor”, afirma ela. Segundo estudo da federação, a carga tributária incidente sobre a indústria de transformação fluminense chega a 44,8%. Trata-se do setor mais impactado na economia do estado.
Fonte: Redação/Assessoria Firjan
Brasil é um dos países mais promissores no setor de biometano e conta com investimentos de R$ 50 bilhões até 2030
O Brasil é um dos países mais promissores no setor de biometano de acordo com o relatório global de Mercado de Biometano publicado e promovido pela Zion Market Research. Além do Brasil, o estudo mapeou Estados Unidos, Alemanha, França, Reino Unido, China, Japão, Índia e regiões do Oriente Médio e África. O país foi o único mencionado na América Latina.
O Brasil é uma potência agropecuária, o que resulta na produção de uma enorme quantidade de resíduos orgânicos, que poderiam ser transformados em biogás e, posteriormente, biometano. Tem, portanto, um dos maiores potenciais no planeta de produção. Dados da Associação Brasileira do Biogás (ABiogás) apontam que o biometano apresenta o potencial para suprir 70% do consumo de diesel. Até 2030, a Associação pretende atingir a produção de 11,7 bilhões m3/ano de biometano.
Em 2019, o Brasil registrou mais de 400 plantas de biogás em operação, um crescimento de 40% em relação a 2018, com empreendimentos de grande porte em andamento que somam investimentos da ordem de R$ 700 milhões - registrou avanços nas políticas que favorecem o biogás.
Para 2020, as expectativas são ainda melhores. O vice-presidente da associação, Gabriel Kropsch, acredita que haverá um incentivo ainda maior para o investimento em novas unidades de produção após o início do RenovaBio. “Desde a regulamentação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) da produção de biometano, em junho de 2017, vários projetos começaram a ser desenvolvidos, então este volume só tende a crescer”, afirmou.
Segundo os cálculos da ABiogás, atualizados em dezembro, o potencial de produção do biogás, intercambiável com o gás natural, chega a 42 bilhões de m³/ano, contabilizando todo o resíduo produzido pela agroindústria e saneamento. “Estamos otimistas para 2020. Com o início da comercialização dos CBIOs, e toda a movimentação que temos mapeado no cenário do biogás, nossa expectativa é de que teremos o dobro da expansão registrada em 2019. A projeção é de investimentos de cerca de R$ 50 bilhões até 2030”, conclui Alessandro Gardemann, presidente da ABiogás. De acordo com o estudo, o mercado global de biometano deve atingir US $ 2,61 bilhões até 2025.
Fonte: Redação
Petrobras prevê aumentar para US$3 bi a remuneração ao acionista em 2020
A Petrobras deverá distribuir 3 bilhões de dólares aos acionistas em 2020, sob a forma de juros sobre capital próprio (JCP) e dividendos, afirmou nesta quinta-feira a diretora-executiva de Finanças e Relacionamento com Investidores, Andrea Almeida.
A previsão aponta um crescimento gradual na remuneração aos acionistas, que somou 2,5 bilhões de dólares em 2019 e 1,8 bilhão de dólares em 2018.
A executiva fez a previsão durante apresentação dos resultados da companhia no quarto trimestre e no acumulado de 2019, publicados na noite de quarta-feira.
A petroleira reportou na véspera lucro líquido recorde de 40,14 bilhões de reais em 2019, alta de 55,7% ante 2018, principalmente devido ao amplo programa de venda de ativos, apesar de a companhia ter realizado baixas contábeis bilionárias no período.
Fonte: Reuters, 20/02/2020
Com alta de 94%, PetroRio tem receita recorde de R$ 1,6 bi em 2019
independente de óleo e gás do país, registrou resultados financeiros recordes em 2019, ano marcado por importantes aquisições, com forte impacto positivo na produção e nas reservas da empresa. No ano, o lucro líquido atingiu R$ 688,4 milhões, com alta de 236% frente a 2018.
A receita líquida, por sua vez, chegou a R$ 1,644 bilhão em 2019, um crescimento de 94% na comparação com 2018 e EBITDA ajustado alcança R$ 792 milhões, após aquisição do Campo de Frade e captura de sinergias com o Campo de Polvo, operado pela PetroRio. A companhia, que tem como estratégia adquirir e investir em campos já em produção, tem como pilares a racionalização de custos, a alta eficiência, foco em aumento de produção e a disciplina de capital e - sempre com segurança operacional, respeito ao meio ambiente.
"Em 2019, apresentamos aumentos significativos em nossa produção e reduções relevantes nos custos por barril, beneficiando os resultados do ano. Tivemos mais um ano de superação e entregas, apesar da queda de oito dólares no Brent médio do período.", destacou Nelson Queiroz Tanure (foto), CEO da PetroRio.
"O ano de 2019 teve destaque na agenda de M&A. Realizamos quatro transações ao longo do ano, que acreditamos irão gerar valor para Companhia, nos permitindo realizar ainda mais transações para frente. Nossos esforços contínuos de racionalização dos custos e captura de sinergias nos novos ativos reduziram o custo por barril da Companhia para US$ 20/barril no último trimestre, o que implica em uma nova capacidade de geração de caixa, mesmo em cenários de alta volatilidade do óleo tipo Brent. A PetroRio acredita que a redução do custo por barril é sua melhor estratégia de hedge e continuará tendo o indicador como pilar nos seus projetos", complementou o principal executivo da companhia.
Diante de novas aquisições, ganhos de eficiência e investimentos na revitalização de campos, a produção média de óleo e gás da PetroRio saltou de 11.673 mil barris/dia em 2018 para 19.209 mil barris/dia em 2019, uma alta de 65%.
Aquisições
O ano de 2019 foi marcado por aquisições estratégicas, que se seguiram neste ano. Em novembro de 2019, a PetroRio assinou acordo de compra de 30% do Campo de Frade com a Petrobras, passando a deter 100% do ativo. Concluída a operação, a participação adicionará cerca de 5,8 mil barris por dia à produção total da PetroRio, reduzindo ainda mais o custo de extração de óleo. A PetroRio planeja iniciar em 2020 o Plano de Revitalização do Campo de Frade, que busca aumentar o fator de recuperação do ativo e atender às condições da ANP para a extensão da concessão até 2041.
Em fevereiro de 2020, a Companhia assinou contratos para a compra da embarcação OSX3 (um FPSO), por US$ 140 milhões, e de 80% ("farm-in") do Campo de Tubarão Martelo, onde OSX-3 encontra-se afretada. Estas operações permitirão a interligação entre os campos de Polvo e Tubarão Martelo, simplificando o sistema de produção e criando um polo privado na região, o que irá gerar sinergias significativas, reduções de custo e a extensão da vida econômica dos campos.
A PetroRio implementa, desde a conclusão da aquisição da operação e de 52% de Frade (em março de 2019), medidas de redução de custos por de sinergias operacionais e logísticas com o Campo de Polvo. Em outubro de 2019, a PetroRio anunciou a conclusão da aquisição dos 18% de Frade, que adicionou cerca de 3,5 mil barris à produção diária da Companhia.
A eficiência operacional, outro diferencial da PetroRio, chegou a 99,7% em Frande no último trimestre de 2019.
Investimentos sociais
Com a intenção de compartilhar seus resultados com a sociedade, a PetroRio ajuda a financiar o Instituto Reação, uma ONG criada em 2003 pelo medalhista olímpico Flávio Canto e seu técnico Geraldo Bernardes, que incentiva a prática do judô. No final de 2018, a companhia teve papel protagonista no lançamento do Teatro PetroRio das Artes, com o intuito de financiar atividades socioculturais no teatro pelos próximos dois anos. No campo da música inclusiva, a PetroRio lançou o patrocínio da Orquestra NEOJIBA, que fomenta o desenvolvimento e a integração de jovens no da Bahia através da prática coletiva da música.
"Após um ano com entregas importantes, acreditamos que a PetroRio está bem posicionada para continuar sua trajetória de crescimento econômico e social. Continuaremos a estudar potenciais aquisições e a buscar retornos atrativos ao racionalizar os custos dos ativos já adquiridos e a buscar formas criativas para contribuir para uma sociedade mais inclusiva", frisa o CEO da PetroRio.
Fonte: Redação
Comercialização de combustíveis em 2019 apresenta aumento em relação a 2018
Diretor da ANP, Felipe Kury, durante o Seminário de Avaliação do Mercado de Combustíveis 2020. / Crédito: Divulgação ANP
As vendas de combustíveis no mercado brasileiro em 2019 apresentaram aumento se comparadas ao ano anterior, totalizando 140 bilhões de litros (aumento de 2,89 % em relação aos 136 bilhões de litros registrados em 2018). Os dados foram apresentados hoje (18/02) pela ANP no Seminário de Avaliação do Mercado de Combustíveis 2020 (Ano-Base 2019), no Rio de Janeiro.
O diretor da ANP Felipe Kury fez a abertura do evento. "O mercado de combustíveis em 2019 traz indícios significativos da retomada do crescimento econômico", afirmou.
Houve crescimento de 2,97% na comercialização de óleo diesel B na comparação entre 2019 e 2018, de 55,642 bilhões de litros para 57,293 bilhões de litros. A elevação é um indício de recuperação econômica, tendo tido como principal motivo o aumento no licenciamento de veículos novos (ônibus e caminhões) e aquecimento da economia.
A alta nas vendas de biodiesel foi de 8,61%, de 5,38 bilhões de litros em 2018 para 5,84 bilhões de litros em 2019, como resultado do aumento da mistura obrigatória ao diesel em setembro de 2019 para 11% (B11).
O consumo de etanol hidratado combustível, que havia sido de 19,398 bilhões de litros em 2018, subiu para 22,544 bilhões de litros em 2019, uma elevação de 16,2%. O crescimento foi motivado, em grande parte, pelo ganho de competitividade em relação à gasolina C nos estados com maior consumo e produção de etanol. A gasolina C, por sua vez, teve ligeira redução de 0,56% em relação a 2018, passando de 38,377 bilhões de litros para 38,163 bilhões de litros. O etanol anidro (misturado à gasolina) acompanhou a ligeira queda no desempenho verificado na gasolina (0,56%). O etanol total (soma de anidro e hidratado) teve aumento de 10,38% em 2019 frente a 2018, de 29,760 bilhões de litros para 32,848 bilhões de litros.
Ainda segundo os dados divulgados pela ANP, as vendas de gás liquefeito de petróleo (GLP) caíram 0,3%, de 13,259 bilhões de litros (7,31 milhões de toneladas) para 13,219 bilhões de litros (7,29 milhões de toneladas). A queda ocorreu devido ao aumento dos preços médios ao longo do ano.
Houve redução na venda querosene de aviação (QAV) de 2,57%, de 7,164 bilhões de litros para 6,980 bilhões de litros devido ao aumento do aproveitamento dos voos de 2,3% e encerramento das operações da Avianca.
No óleo combustível, a queda foi de 18,25%, de 2,312 bilhões de litros para 1,890 bilhões de litros em função da continuidade do processo de substituição tecnológica por combustíveis mais limpos.
As importações dos principais derivados de petróleo aumentaram 12,69% na comparação entre 2019 e 2018 devido ao aquecimento das vendas e da manutenção dos níveis de produção nacional.
Fonte: ANP
Notícias Internacionais – International News
Oil too cheap to ignore sends Chinese refiners on buying spree
By BLOOMBERG NEWS on 2/14/2020
SINGAPORE (Bloomberg) - A sudden oil buying spree by China’s independent refiners has taken Asian traders by surprise.
After weeks of production cuts, cargo deferrals and cancellations because of the deepening impact of coronavirus on Chinese crude demand, companies including Shandong Shouguang Luqing Petrochemical Co., Shandong Huifeng Petroleum Chemical Co. and Sinochem Hongrun Petrochemical Co. have returned to the market in a big way.
They’re all non-state-owned refiners, known as teapots, from the eastern province of Shandong. Until recently, this corner of the industry appeared to be doing everything to avoid buying crude including cutting processing rates.
But then Luqing snapped up as many as seven cargoes from Russia, Angola and Gabon for March and April, while Sinochem Hongrun bought a shipment from Gabon and Huifeng was also looking for spot cargoes, according to traders with knowledge of the market.
The spree is probably a sign that the refiners known as teapots are getting ready for an eventual rebound in demand, taking advantage of the slump in crude prices to buy cheaply, according to the people. The timing of a recovery in China’s oil demand, which by some estimates has been reduced by 20% because of the virus, is the subject of great speculation in the market because getting it right could be very profitable.
Luqing bought ESPO, Gindungo and Oguendjo grades in the spot market this week, said the traders who asked not to be identified as the information isn’t public. Hongrun purchased Mandji at about a $1-a-barrel discount to Brent on a delivered basis, while prompt supplies of other crudes such as Lula and Johan Sverdrup were also being offered and may have traded. International trading companies were among the sellers.
Nobody answered telephone calls or responded to emails sent to Luqing and Huifeng, while Hongrun declined to comment when contacted by phone.
Spot premiums for crude delivered to Shandong plunged by more than 50% against the global benchmark Brent since the market began taking notice of the outbreak in mid-January, according to industry consultant IHS Markit Ltd.
The traders were cautious on whether the teapot purchases signaled a recovery in Chinese crude demand as many of the nation’s refineries are still running at reduced operating rates, and travel curbs keep consumption of transport fuels low. Some teapots are also laden with debt, weighing on their credit-worthiness and hindering operations.
Shell projects bright future for LNG beyond short-term pricing challenges
DEN HAAG, NETHERLANDS - Global demand for LNG grew by 12.5% to 359 million tons in 2019, according to Shell’s latest annual LNG Outlook, bolstering LNG’s growing role in the transition to a lower-carbon energy system.
2019 saw key developments that are helping to reshape the industry:
- an industry record of 40 million tons of additional supply becoming available and being consumed by the market.
- the belief in long-term demand growth triggering record investment decisions in liquefaction capacity of 71 million tons.
- an increase in diversity of contractual structures, providing a wider range of options to LNG buyers.
- the growing role of gas in improving air quality through coal-to-gas switching in the power and industrial sectors, with coal generation phase-out announcements more than tripling.
Natural gas emits between 45 and 55% fewer greenhouse gas emissions and less than one-tenth of the air pollutants than coal when used to generate electricity.
“The global LNG market continued to evolve in 2019 with demand increasing for LNG and natural gas in power and non-power sectors,” said Maarten Wetselaar, Integrated Gas and New Energies Director at Shell. “Record supply investments will meet people’s growing need for the most flexible and cleanest-burning fossil fuel.”
“While we see weak market conditions today due to record new supply coming in, two successive mild winters and the Coronavirus situation, we expect equilibrium to return, driven by a combination of continued demand growth and reduction in new supply coming on-stream until the mid-2020s.” Europe absorbed the majority of 2019 supply growth as competitively-priced LNG furthered coal-to-gas switching in the power sector and replaced declining domestic gas production and pipeline gas imports.
New spot-trading mechanisms and a wider variety of indices used for long-term contracts point towards LNG becoming an increasingly flexible commodity.
There was a modest rise in imports to Asia in 2019, compared to the previous two years, a result of mild weather and rising electricity generation from nuclear power in Japan and South Korea, two of the three largest global importers.
In China, LNG imports increased by 14% in 2019 as efforts continued to improve urban air quality. Also notable was LNG demand growth in South Asia. In total, Bangladesh, India and Pakistan imported 36 million tons, an increase of 19% over last year, pointing to emerging growth countries in Asia.
Over the longer-term, global LNG demand is expected to double to 700 million tons by 2040, according to forecasts, as gas plays a significant role in shaping a lower-carbon energy system. Asia is expected to remain the dominant region in the decades to come, with South and South-east Asia generating more than half of the increased demand.
EIA: U.S. crude production from tight formations continues to grow
By JOZEF LIESKOVSKY, RICHARD YAN on 1/24/2020
WASHINGTON - U.S. oil production from tight formations increased in 2019, accounting for 64% of total U.S. crude oil production. This share grew because of the increasing productivity of new wells that were brought online during 2019. Since 2007, the average first full month of oil production from new wells in regions tracked by the U.S. Energy Information Administration’s (EIA) Drilling Productivity Report (DPR) has increased.
Source: U.S. Energy Information Administration, Drilling Productivity Report (DPR)
The growing initial production rates have helped oil production from tight formations to increase despite the slowdowns in drilling activity when oil prices fell between 2015 and 2016. Since 2017, recovering oil prices and more efficient production from new wells have helped producers cover costs of drilling, production, and the development of new technologies.
Source: U.S. Energy Information Administration, Drilling Productivity Report (DPR)
The average new well in each DPR region produced more oil in 2019 than wells drilled in previous years in those same regions. This trend has persisted for more than 10 consecutive years. More effective drilling techniques, including the increasing prevalence of hydraulic fracturing and horizontal drilling, have helped to increase these initial production rates. In particular, well productivity was improved because of the injection of more proppant during the hydraulic fracturing process and the ability to drill longer horizontal components (also known as laterals) and perforate more stages.
Increasing well productivity has supported crude oil production even in years such as 2015, when oil prices fell and rig counts dropped. In 2016, rig counts continued to decline sharply, and total U.S. crude oil production decreased for the first time in 10 years. Fewer wells were drilled; however, those that were drilled were drilled more quickly and located in more productive areas, which led to increasing per-well production.
Source: U.S. Energy Information Administration, Drilling Productivity Report (DPR)
Rig counts have fluctuated throughout 2019 in all DPR regions. The aggregate rig counts declined 16% in the first 11 months of 2019. Despite the decrease in rig count, producers are capable of drilling more efficient wells faster to keep U.S. crude oil production growing.
Oil producers have increasingly targeted the Permian region, which spans parts of western Texas and eastern New Mexico. The geological structure in the Permian region is more complicated than in other regions, and it took producers more time to advance the drilling and completion technology in the region. However, the Permian region is larger and has more potential for oil production than other regions. Total production and production per new well have increased in the Permian region for 13 consecutive years. In the other four DPR oil regions, oil production fell from 2016 to 2017 because of low oil prices. In Eagle Ford, oil production in 2019 is still lower than its peak in 2015.
Oil reaches two-week high on hope for Chinese demand revival
By SAKET SUNDRIA AND GRANT SMITH on 2/19/2020
SINGAPORE (Bloomberg) - Oil rose to a two-week high on hopes that economic stimulus from China can revive demand battered by the coronavirus, and as a number of OPEC nations faced threats to their production.
Brent futures increased for a seventh day, the longest run of gains since early 2019, even as Chinese refineries slashed processing by 25% from last year as the virus hit travel and economic activity.
Crude is being supported along with equities by signs that China, the world’s biggest oil importer, is considering steps to shore up its economy, such as direct cash infusions and mergers to revive its airline industry.
Prices are also drawing support from a range of supply disruptions.
Cease-fire talks were suspended in OPEC member Libya after the capital’s port was shelled by forces loyal to military commander Khalifa Haftar, who has choked off the country’s exports. And Venezuela’s ability to export crude was further threatened as the U.S. sanctioned a unit of Russia’s Rosneft PJSC for maintaining ties with President Nicolas Maduro and the state-run oil company.
“The Rosneft story and the outage in Libya could help make the market less oversupplied in the first quarter,” said Giovanni Staunovo, an analyst at UBS Group AG in Zurich. Equities are also lending support to crude, he said, citing expectations that “this virus situation will all be sorted out at some stage.”
Brent for April settlement climbed 79 cents, or 1.4%, to $58.54 a barrel on the ICE Futures Europe exchange as of 10:29 a.m. in London, after gaining more than 8% in the past six sessions. West Texas Intermediate for March delivery advanced 71 cents, or 1.4%, to $52.76.
Besides the involuntary losses in OPEC countries, the cartel and its partners are contemplating deepening the deliberate production cutbacks they’ve made this year. A committee representing the OPEC+ alliance recommended earlier this month that the producers should curb supply by a further 600,000 barrels a day to offset the impact of the coronavirus.
Rosneft Trading, the main exporter of Venezuelan crude, was targeted by the U.S. for helping to sell the commodity that bankrolls Maduro’s regime. The sanctions are the toughest in the U.S. Treasury’s arsenal and render Rosneft Trading effectively untouchable to international companies, including shipowners, insurers and banks.
Meanwhile, the latest attack in Libya forced authorities to evacuate tankers carrying gasoline and liquefied petroleum gas before they had unloaded, according to an official from state-run National Oil Corp. The nation’s crude output has dropped to around 123,000 barrels a day from 1.2 million a day before a blockade of ports by Haftar’s supporters started in mid-January.
OPEC+ Is In No Rush To Rescue Oil Markets
Oil prices fell on Friday as OPEC+ decided not to move its March meeting forward while Russia indicated that it currently has no intentions to cut production further.
Market Movers
- The offshore driller Noble Corp. (NYSE:NE) saw a robust 12% surge yesterday after its Q4 losses turned out to be lower than expected amidst increasing floating and jack-up rig commitments.
- The Spanish Repsol’s (MCE:REP) shares dropped yesterday as its Q4 profits fell 36% and EBITDA decreased 16%, as writedowns bit deep into the major’s profitability.
- Petrobras (NYSE:PBR) Q4 net income rose fourfold year-on-year, yet still managed to come in below analyst expectations, despite hitting an all-time high in profits ($9.2 billion).
Friday, February 21st, 2020
Weak Chinese recovery prospects that hinder East Asia’s industrial output, coupled with better than expected US crude inventory data have pushed oil prices down even further. With Russia indicating that it would make no sense to meet before the planned OPEC+ summit on March 06, there remains a potential for crude prices to drop even lower given the sizeable supply surplus that is still on the market.
Hubei Mandates Further 3 Weeks of Shutdown. Hubei Province authorities have instructed all companies to stay closed for further 3 weeks, until March 11, pointing to a slower-than-expected Chinese economic recovery. As of today, the Chinese coronavirus tally hit 75,465 confirmed cases with more than 2200 deaths. Fuel demand in Hubei itself has dropped more than 80%, whilst Chinese aggregate demand for gasoline, diesel and jet fuel dropped 36% in Q1 2020. In volumetric terms, gasoline will be the hardest-hit, as the February 2020 demand has decreased month-on-month a whopping 1.1mbpd.
US Treasury Sanctions Rosneft Trading. The US Treasury Department has put the Swiss-based Rosneft Trading and its president Didier Casemiro on its sanctions list. Despite giving European nations only a day’s advance notice, the move stipulates a 90-day “disentanglement” period for all parties to cease their activities with Rosneft Trading. Rosneft Trading is used for third-party trading exclusively, therefore the financial impact of the sanctions on Rosneft (MCX:ROSN) itself is rather muted (as might be ascertained by Rosneft’s stock price shrugging it off).
Maduro Unveils PDVSA Revival Plan. Venezuelan President Nicolás Maduro has pledged to overhaul the country’s oil industry, setting a 2mbpd oil production target (currently at 0.9mbpd), all the while promising to ramp up gas output and recovering petrochemical production. Hinting at a potential Rosneft interest in the mooted PDVSA privatization scheme, Maduro nominated US-sanctioned Tareck El Aissami to head the newly-created presidential commission that is supposed to oversee the upcoming reforms.
Nigeria Drops March Crude Prices. With no Nigerian cargoes sailing for China in February and the prime African crude producer becoming increasingly dependent on European demand, Nigeria’s state oil company NNPC has effectuated an across-the-board price cut on its March 2020 official selling prices. Its flagship export streams like Bonny Light, Qua Iboe, Forcados, Egina or Escravos were all cut by 50-60 cents per barrel month-on-month.
Bombing of Tripoli’s Port Aggravates Libya Situation. The UN-brokered peace talks in Libya have crumbled as Field Marshal Haftar started to bomb the port of Tripoli starting Wednesday, forcing the Libyan NOC to evacuate fuel vessels and stop all loading operations. With the Zawiya Refinery shut since February 08, supplying Tripoli with fuel has been increasingly difficult and the port attacks seems a clear cut attempt to exhaust the GNA. Libyan oil production dropped to 0.122 mbpd as of February 20, according to the NOC-issued information bulletin.
Azeri Plunging from All-Time High. Azeri crude values are looking back to a remarkably tumultuous 2 weeks – after attaining an all-time high in premiums vs Dated Brent (at +6.90 USD/bbl), buyers in its traditional market outlet in the Mediterranean have shifted their sight to cheaper West-African replacements and US grades, too. Consequently, when SOCAR started to offer its mid-March cargoes it could barely find a buyer with a price offer of some +3 USD/bbl against Dated Brent.
Malaysia and Indonesia Go For Crude Swaps. The national oil companies of Malaysia and Indonesia, Petronas (KL:6033) and Pertamina, have signed a framework deal that would allow them to swap crude as part of their refinery optimization strategies. Malaysia generally produces light sweet grades like Kimanis or Kikeh, whilst Indonesian production is more to the medium sweet side. Valued by the sides at $0.5 billion, the contract also accounts for potential product swaps (read: Malaysian gasoline to Indonesia) and further cross-investment into each other’s upstream sectors.
Mexico Mandates Road Transport ULSD Switch. The Mexican government has adopted a new environmental rule which would require that all truck and bus manufacturers and retailers market only vehicles running on ultra-low-sulfur diesel (ULSD) starting from January 2021. The national oil company PEMEX estimates that the domestic availability of ULSD currently stands at 86%, i.e. it would either need to ramp up imports by then or to reoptimize its refinery runs.
Shell Reiterates its Faith in LNG Growth. Shell has presented its 2020 LNG outlook, stipulating that global LNG demand will double by 2040 to 700 million tons LNG. The Anglo-Dutch major reckons Asia will remain the key growth region for LNG, to the extent that Europe will soon cease to be the balancing market and Asian consumers will be able to fully digest most of the supply growth.
Europe Dropping April LNG Loaders from US. LNG deliveries from the US to Europe have become economically unviable on the back of the regional spreads narrowing. With landed LNG prices oscillating between 2.15-2.3 per MMBtu in the UK, France and Spain, buyers are cancelling their April-loading US cargoes, among them the Spanish Naturgy (MCE:NTGY) balking its Cheniere (NYSE:LNG) cargo. US exporters usually sell at 115% of Henry Hub futures plus the liquefaction fee.
Total Receives Latest Oman Gas License. The Sultanate of Oman signed a PSA with operator Total (NYSE:TOT, the share is 80%) and Thailand’s PTTEP (remaining 20%) on developing non-associated gas deposits in Block 12, spanning 9 546 km2 in central Oman, adjacent to the Saudi border. Facing a seemingly terminal decline in oil production, Oman has been refashioning its policy towards a predominantly gas-based future.
Coronavirus Grinds African Pipeline Construction to a Halt. Only a month after it received the required construction permit from Niger’s government, the Chinese CNODC (a JV of CNPC and Petrochina, NYSE:PTR) was forced to stop the construction of the Niger-Benin pipeline, expected to be commissioned in early 2022, for fear of coronavirus spreading amongst the staff as it could not guarantee that newly-arriving specialists from China would not be carrying the virus into Western Africa.
Iraq Guards Oil Infrastructure. With anti-government protests continuing to haunt Iraqi society, the new prime minister Mohammed Tawfiq Allawi has ordered to reinforce security around key oil fields in the southern province of Basrah so as to avoid the repetition of production disruptions (as in January 2020 with the 90kbpd al-Ahdab field). A new oil minister is expected to be nominated later this week.
Empregos - Jobs
Vagas offshore para a área de perfuração são anunciadas pela EP2C para o Rio de Janeiro
Macaé conta com vagas de emprego offshore para técnicos pela empresa Priner Serviços Industriais
A gigante do petróleo Schlumberger abre vagas de emprego para o Rio de Janeiro e São Paulo
Concurso – Marinha abre as inscrições para 960 vagas
Niterói conta com a C Tank recrutando profissionais de ensino médio para atividades onshore
Vagas de emprego abertas para profissionais marítimos na empresa de apoio portuário Sulnorte
A empresa marítima DOF Subsea convoca profissionais offshore na função de Operador de Guindaste
Cotações – Quotations
Crude Oil & Natural Gas
INDEX
UNITS
PRICE
CHANGE
%CHANGE
CONTRACT
TIME (EST)
USD/bbl.
53.38
-0.50
-0.93%
APR 20
--
USD/bbl.
58.50
-0.81
-1.37%
APR 20
--
JPY/kl
39,100.00
-220.00
-0.56%
JUL 20
--
USD/MMBtu
1.91
-0.01
-0.78%
MAR 20
--
Refined Products
INDEX
UNITS
PRICE
CHANGE
%CHANGE
CONTRACT
TIME (EST)
USd/gal.
165.06
-1.91
-1.14%
MAR 20
--
USd/gal.
168.66
-1.10
-0.65%
MAR 20
--
USD/MT
508.50
-10.50
-2.02%
MAR 20
--
JPY/kl
55,730.00
-160.00
-0.29%
AUG 20
--
Petrobras (PETR3)
PETROBRAS ON N2
30,85
REAIS (BRL - R$)
-2.83%
VARIAÇÃO (DIA)
30,56
MÍN (DIA)
31,51
MÁX (DIA)
582.329.539,00
VOLUME
Fechamento anterior
31,75
Abertura
30,85
Negócios
51.041,00
Quantidade
17.326.600,00
Volume
582329539
Mín — Máx (Dia)
30,56 - 31,51
Variação (Dia)
-2.83%
Variação (Mês)
+1.64%
Variação (2020)
-3.59%
Variação (52 semanas)
-0.37%
Petrobras (PETR4)
PETROBRAS PN N2
29,14
REAIS (BRL - R$)
-2.6%
VARIAÇÃO (DIA)
29,03
MÍN (DIA)
29,68
MÁX (DIA)
1.399.163.437,00
VOLUME
Fechamento anterior
29,92
Abertura
29,14
Negócios
79.904,00
Quantidade
44.320.200,00
Volume
1399163437
Mín — Máx (Dia)
29,03 - 29,68
Variação (Dia)
-2.6%
Variação (Mês)
+2.42%
Variação (2020)
-3.44%
Variação (52 semanas)
+9.27%
Clipping é preparado e enviado diariamente por
Bernardo Villela Monteiro
MBA em Gestão de Petróleo e Gás e Logística Empresarial pela FGV
Pós-Graduação em Comércio Internacional pela UNESA
Graduação em Relações Internacionais pela UNESA
Tel.: (21) 99268-0288 (whatsapp)
Email: bernardomonteiro@icloud.com
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