Clipping Energia (Petróleo/Gás/Renováveis) – 23/11/2018
Bernardo Monteiro, M.Sc, MBA
Coordenador de Operações e Pós-Venda na Roxtec Latin America
Clipping Energia (Petróleo/Gás/Renováveis) – 23/11/2018
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Futuro presidente da Petrobras diz que prioridade da empresa deve ser acelerar exploração do pré-sal
O futuro presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, afirmou nesta terça-feira (20) que o foco da empresa deve ser a aceleração da exploração do pré-sal.
Escolhido para comandar a estatal na gestão do presidente Jair Bolsonaro, Castello Branco esteve nesta terça do Centro Cultural Banco do Brasil (CCBB), em Brasília, sede do gabinete de transição.
Ele conversou rapidamente com jornalistas e foi questionado sobre qual será a prioridade da Petrobras a partir de janeiro.
“O foco da Petrobras deve ser a aceleração da exploração do pré-sal”, respondeu.
O Brasil anunciou em 2007 a descoberta de petróleo no pré-sal, região situada entre 5 mil e 7 mil quilômetros abaixo do nível do mar. Atualmente, o pré-sal responde por quase metade do total de petróleo e gás natural produzido no Brasil
As primeiras rodadas de leilão do pré-sal aconteceram em 2005, 2007, 2008, 2013 e 2015 e, juntas, renderam R$ 20,6 bilhões. A maior foi com o leilão de Libra, em 2013, o primeiro do pré-sal que teve bônus mínimo de R$ 15 bilhões.
O leilão mais recente de áreas do pré-sal foi realizado em setembro de 2018.
Privatização
Castello Branco também foi questionado pelos jornalistas sobre eventual privatização de ativos da Petrobras, como a BR Distribuidora. Ele não quis adiantar decisões sobre o tema.
O presidente eleito Jair Bolsonaro afirmou na segunda-feira (19) que parte da Petrobras pode ser privatizada durante seu governo.
Castello Branco destacou que foi indicado para presidir a estatal e que vai trabalhar no planejamento que será implementando a partir de 2019, quando Bolsonaro assumir a Presidência da República.
“Vamos tomar decisões a partir de janeiro de 2019, por enquanto eu fui indicado apenas, não sou nada da Petrobras”, afirmou.
Fonte: G1
Castello Branco: venda de negócios da Petrobras será detalhada até janeiro
O indicado para a presidência da Petrobras, Roberto Castello Branco, disse nesta terça-feira (20) que irá detalhar em novembro e em dezembro os planos para privatizações de empresas vinculadas à estatal. A afirmação foi feita no início da tarde enquanto Castello Branco deixava o CCBB (Centro Cultural Banco do Brasil), em Brasília, local onde está concentrada a equipe de transição do presidente eleito, Jair Bolsonaro (PSL).
“Os planos [de privatização] vão ser detalhados [...] ao longo de novembro e dezembro para chegarmos em janeiro prontos para enfrentar os desafios. Agora, é a pré-temporada”, disse Castello Branco. Segundo ele, a prioridade será "acelerar a exploração do pré-sal".
Entre os setores que estariam na mira do futuro governo para serem privatizados estão a área de refino e de distribuição de combustíveis. Na véspera, o economista afirmou em entrevistas que a Petrobras desenvolve atividades que "não são naturais" da empresa e não dão retorno, citando, por exemplo, a BR Distribuidora. "A BR é uma cadeia de lojas, no fim das contas. A competência da Petrobras é na exploração e produção de petróleo", disse.
Economista defende privatização da Petrobras
A indicação de Castello Branco para o comando da petroleira foi informada na segunda-feira (19).
Com pós-doutorado na Universidade de Chicago, o economista é um conhecido defensor da privatização da companhia. Antes de aceitar o convite para assumir a Petrobras, fez parte do conselho de administração da Vale. Ele é professor e diretor de um centro de estudos da FGV (Fundação Getúlio Vargas).
Pouco depois do anúncio, Bolsonaro disse que “partes” da Petrobras podem ser privatizadas.
“Alguma coisa da Petrobras pode ser privatizada, mas não toda. A Petrobras é estratégica. Estou conversando com o Paulo Guedes sobre levar adiante o plano de privatizar parte da estatal”, afirmou.
Fonte: Uol
FT: Petroleiras veem futuro na geração de energia elétrica
Um posto de gasolina na calle de Alberto Aguilera, em Madri, dá uma pequena mostra de como pode ser o futuro. Os clientes podem recolher remessas da Amazon ou ingredientes de alta culinária, largar seu carro híbrido compartilhado ou beber um “café con leche” enquanto esperam pelo seu veículo elétrico carregar-se.
Embora os carros normais a gasolina sejam bem-vindos, a Repsol, petrolífera espanhola que opera o posto, vem se preparando para a transformação mundial no consumo de energia diante do abandono do uso de combustíveis mais sujos. O panorama vem obrigando as grandes petrolíferas a repensar seus negócios.
“A energia elétrica vai ser um dos grandes motores dos novos modelos de negócios de baixo carbono para todas as grandes empresas de fontes energia”, disse o presidente do conselho de administração da Repsol, Antonio Brufau, em entrevista ao “Financial Times”. A eletricidade vai “representar a maior parte do crescimento da energia primária”, acrescentou.
A Repsol e rivais europeias como a Royal Dutch Shell e a Total estão realizando aquisições de companhias de energia elétrica — em busca de ativos que vão desde a geração de energia aos pontos de carregamento de veículos elétricos — tentando repetir o modelo existente no negócio de petróleo, que inclui desde sondas de perfuração até bombas de gasolina.
As petrolíferas passaram a ver a entrada no mercado de fornecimento de eletricidade aos consumidores, até agora dominado pelas concessionárias elétricas, como um passo para o crescimento futuro. “É como um seguro para essas empresas. Ninguém sabe como a transição energética vai se desdobrar ou em que velocidade”, disse Tom Heggarty, da divisão de eletricidade e fontes renováveis da firma de consultoria Wood Mackenzie.
A BP, em seu panorama energético de longo prazo para 2040, prevê que quase 70% do aumento no consumo de energia primária virá do setor de energia elétrica, com a demanda por eletricidade crescendo o triplo que a dos demais tipos de energia. Os veículos elétricos representam pequena fração da frota mundial de carros hoje, mas o segmento cresce a passos largos, sendo que os carros autônomos e o compartilhamento de viagens impulsionam a tendência.
“Como o petróleo está tão ligado à mobilidade, está mais exposto à mudanças no consumo”, disse Brufau. “Precisamos descobrir como vamos administrar isso.”
A estratégia da Repsol a levou a investir em uma rede de pontos de carregamento rápido para carros elétricos e a criar, com a sul-coreana Kia, um empreendimento conjunto em Madri de compartilhamento de 500 veículos híbridos. Também pagou 750 milhões de euros pelos ativos de gás e energia hidrelétrica da espanhola Viesgo.
A Shell também expandiu seus negócios de gás após a aquisição do BG por US$ 50 bilhões. Comprou a fornecedora de energia elétrica britânica First Utility, em fevereiro, o que lhe deu pela primeira vez acesso direto a consumidores de eletricidade no varejo, e a New Motion, uma das maiores empresas de carregamento de veículos elétricos na Europa.
Maarten Wetselaar, chefe de integração de gás e novas energias na Shell, disse que a passagem dos carros para a alimentação elétrica vai “sustentar” a transição energética. No caso da Shell, o gás não apenas vai substituir o carvão e se tornar mais dominante na geração de eletricidade, também vai servir para oferecer um sistema de reserva para fontes renováveis em dias nublados ou sem vento. Como a proporção do uso de eletricidade no consumo total de energia vem aumentando, Wetselaar diz que a Shell vai precisar “ter papel nisso” se quiser continuar sendo grande.
Alguns acionistas têm apoiado esse novo foco na transição energética. Temem que os gastos em projetos petrolíferos de longo prazo possam se revelar deficitários e mostram preocupação com o impacto do setor nas emissões de gases causadores do efeito estufa e no aquecimento mundial.
Grupos europeus como Total, Shell, Equinor, BP e Eni têm promovido mais investimentos em ativos de baixas emissões de gás carbônico do que os rivais americanos, chineses e russos, segundo estudo do grupo ambiental CDP. Entre 24 empresas avaliadas, as grandes petrolíferas europeias estão entre as mais bem preparadas para a transição a uma economia de baixas emissões de carbono.
Ainda não está claro, porém, qual o melhor caminho para o sucesso. Alguns investidores querem que as petrolíferas administrem o declínio dos negócios concentrando-se mais em gerar caixa do que em investir em eletricidade.
“Encontrar, desenvolver, produzir e transportar moléculas de hidrocarboneto é um negócio fundamentalmente diferente de gerar e transmitir elétrons”, disse Nick Stansbury, chefe da área de análise de commodities na administradora de recursos Legal & General Investment Management.
“Será que a indústria de gás e petróleo precisa se transformar em algo que se pareça mais claramente a uma concessionária para deixar seus negócios protegidos para o futuro? [A] resposta provavelmente é ‘não’.”
A mudança, de qualquer forma, está em andamento. Embora a Total tenha se dito “alérgica” à palavra concessionária de eletricidade, está desenvolvendo um negócio de varejo de energia elétrica na França. Comprou a empresa americana de energia solar SunPower, a fornecedora de energia Lampiris, a especialista em baterias Saft e participação no grupo de fontes renováveis de energia Eren. Neste ano, adquiriu a varejista francesa de eletricidade Direct Energie, por 1,4 bilhão de euros . As transações lhe permitiram montar uma carteira de usinas alimentadas a gás e a fontes renováveis.
Uma vez que a geração de energia elétrica no mundo vem mudando “rapidamente” rumo a um mercado mais competitivo, Philippe Sauquet, chefe da área de gás, fontes renováveis e energia elétrica na Total, diz que empresa vai ser beneficiada. “Não temos vantagens nem ativos ultrapassados nesse campo. Podemos ser mais eficientes. Podemos oferecer melhores preços.”
Diferentemente das concessionárias tradicionais de energia que tem uma única faceta de relacionamento com os consumidores, como fornecedoras de eletricidade, Sauquet acredita que as grandes petrolíferas querem múltiplas interações. “Apesar de que os elétrons deveriam ser vistos como uma nova commodity, a forma como você os fornece não deveria”, disse Sauquet. “Podemos fazer mais dinheiro com serviços de valor agregado, desde medidores inteligentes para monitorar o consumo e contas mais baixas até carregadores de veículos elétricos.”
Alguns analistas do setor, contudo, dizem que há grandes diferenças entre entrar em um negócio adjacente — como instalar pontos de carregamento de veículos elétricos em redes existentes postos de gasolina — e entrar em áreas nas quais não são grandes concorrentes, como geração de eletricidade.
A gigante da energia eólica dinamarquesa Orsted ou a espanhola Iberdrola podem estar muito mais aptas para criar projetos de energia limpa do que as petrolíferas. Por sua vez, analisar dados sobre como e quando os consumidores usam a eletricidade é um domínio que pende muito mais para o lado de grupos de tecnologia como Google ou Microsoft.
Descobrir como vender eletricidade de forma lucrativa é um ponto crucial, particularmente em vista do histórico do setor, que perdeu bilhões de dólares na sua primeira transição para energias renováveis. A BP teve que empreender demorada retirada após uma grande iniciativa na produção de módulos de energia solar nos anos 2000, quando seguiu o lema “Além do Petróleo”.
Fonte:Valor
Foco da Petrobras será ampliar exploração do pré-sal, diz Castello Branco
Escolhido para presidir a Petrobras no governo de Jair Bolsonaro, Roberto Castello Branco afirmou nesta terça-feira (20) que a estatal terá como prioridade a exploração do pré-sal.
"O foco da Petrobras deve ser na aceleração da exploração do pré-sal", disse ao deixar o CCBB (Centro Cultural Banco do Brasil), onde funciona o gabinete do governo de transição.
O futuro presidente da petroleira evitou comentar quais os segmentos da empresa podem passar por privatização. Segundo ele, o modelo a ser adotado ainda está em discussão.
"Ao longo de novembro, dezembro [se definirá o modelo] para chegar em janeiro pronto para enfrentar os desafios. Agora é a pré-temporada, o campeonato só começa em janeiro."
Ele evitou falar sobre o projeto da cessão onerosa, cuja votação está prevista para esta terça no Senado. "Está em discussão ainda", disse.
O projeto de lei em discussão no Congresso autoriza a Petrobras a abrir mão da exclusividade da exploração de petróleo em áreas sobressalentes da região chamada de cessão onerosa, hoje exclusiva da estatal.
Segundo cálculos da equipe econômica, os leilões poderiam gerar R$ 100 bilhões em receitas para a União. Já o presidente do Senado, Eunício Oliveira (MDB-CE), que se comprometeu com o próximo governo a dar celeridade ao projeto, disse que o valor a ser arrecadado pode ser ainda maior e chegar a R$ 120 bilhões, R$ 130 bilhões.
Questionado sobre o compromisso de partilhar os recursos da cessão onerosa com Estados e municípios, assumida pelo futuro ministro da Economia, Paulo Guedes, Castello Branco disse que essa é uma atribuição do governo.
"Isso não é função da Petrobras. Isso é uma questão do governo. Decisão do Executivo, não é da empresa", afirmou
Fonte: Folha SP
Se houver entendimento, cessão onerosa pode ser votada até próxima quarta, diz Eunício
O presidente do Senado, Eunício Oliveira (MDB-CE), afirmou nesta quarta-feira que, se houver consenso, poderá colocar em votação até a próxima quarta-feira o projeto de lei que tratada da cessão onerosa no pré-sal, que poderia viabilizar um leilão de áreas de petróleo no qual a União arrecadaria bilhões de reais.
“A chamada cessão onerosa está na pauta. Se houver entendimento, podemos votar até na próxima quarta-feira”, disse a jornalistas após reunião com governadores do Nordeste —atuais e recém-eleitos.
Na véspera, o senador havia declarado que suspenderia a tramitação do projeto “por tempo indeterminado” diante de discussões sobre como se daria a destinação, para Estados e municípios, de parte dos recursos a serem obtidos com eventual leilão de áreas de petróleo.
O projeto de lei deve viabilizar o leilão do petróleo excedente na área da cessão onerosa, cujo contrato original foi assinado com a Petrobras.
A Petrobras tem, por contrato, direito de explorar até 5 bilhões de barris de óleo equivalente na área do pré-sal. Mas a região tem muito mais do que este volume.
Com a possível venda do excedente para petroleiras em um leilão, a expectativa é de que a União poderia arrecadar até 130 bilhões de reais, conforme o próprio Eunício falou anteriormente.
Já corria um acordo fechado entre lideranças para aprovar o projeto como está, fiado na aprovação de uma outra proposta com os percentuais de divisão do Fundo Social para os entes federados na Câmara.
Senadores aprovariam o texto da cessão onerosa da forma que está, e a Câmara aprovaria a repartição dos recursos.
Mas posterior sinalização da equipe do novo governo para a divisão de recursos dos bônus de assinatura do leilão para Estados e municípios acabou embolando as negociações.
O futuro governo se comprometeu a cumprir a palavra e dividir esses recursos, sem a necessidade de uma formalização do trato durante a votação do projeto. Mas senadores não se demoraram a resgatar emendas que destinam parcela dos bônus para os entes federados.
O presidente do Senado deve se reunir ainda nesta quarta-feira com o ministro da Fazenda, Eduardo Guardia, e com o futuro ministro da Economia, Paulo Guedes, para discutir o tema.
Caso o Senado aprove o projeto com emendas, ele terá de passar novamente pela Câmara, Casa que originou o projeto.
“Se houver entendimento geral para que não aconteçam emendas para que ele volte para a Câmara, eu concordo com isso, desde que tenha uma participação de Estados e municípios na cessão onerosa”, completou Eunício.
Fonte: Reuters, 21/11/2018
AIE: Brasil e China fazem de 2020 ano `crucial´ para biocombustíveis
O ano de 2020 será "crucial" para as políticas de biocombustíveis ao redor do mundo, segundo relatório da Agência Internacional de Energia (AIE) sobre o mercado de energias renováveis. A China estenderá para todo o país a mistura obrigatória de 10% do etanol na gasolina e o programa brasileiro RenovaBio entrará em vigência de forma completa, com metas de descabornização. Enquanto isso, na Índia, novas biorrefinarias avançadas começarão a funcionar.
"Espera-se que o RenovaBio fortaleça a economia dos biocombustíveis, acelerando os investimentos em nova capacidade e a produção em usinas existentes", diz um trecho do relatório, cujo lançamento no Brasil ocorreu nesta segunda-feira, no Palácio do Itamaraty. "A China está atendendo sua mistura de 10% para todo o país. Até 2020, a política de biocombustíveis recentemente anunciada na Índia também resultará em aumento da produção."
No caso da China, trata-se de uma medida de olho em maior segurança energética, mas que tem o controle da poluição do ar como incentivo adicional. Em um primeiro momento, o abastecimento se dará principalmente por meio do etanol de milho, produzido localmente.
De acordo com o estudo, a participação de fontes renováveis na demanda energética global deverá ampliar-se para 12,4% em 2023, último ano do panorama traçado pela agência. Essa taxa de crescimento é mais veloz do que no quinquênio anterior de análise (2012-2017). As energias renováveis vão atender 40% do aumento de consumo projetado para os próximos cinco anos.
A diplomacia brasileira celebrou dois trechos específicos do relatório. Em um deles, o Brasil é mencionado como o país que apresenta a matriz energética menos poluente ("greenest energy mix"), com a maior participação de renováveis entre os grandes consumidores globais de energia.
"O Brasil tem muito a mostrar para o mundo", disse Heymi Bahar, analista da AIE e um dos principais autores do documento, em apresentação no Itamaraty. "As energias renováveis devem representar dois terços do crescimento da demanda brasileira por energia nos próximos cinco anos", acrescentou Bahar.
O outro ponto comemorado em Brasília foi a citação da biomassa como um "gigante oculto" em meio às renováveis. A própria capa internacional do relatório tem uma foto da cana de açúcar em destaque.
A expressão coincide com esforços liderados pelo governo brasileiro na "plataforma do biofuturo", iniciativa global que agrupa 20 países para promover biocombustíveis. Para o Itamaraty, isso ajuda na difusão do etanol e do biodiesel, bem como da biomassa para geração elétrica. Ao contrário das fontes eólica e solar, que são intermitentes, a biomassa pode ser fonte de megawatts independentemente de período do ano.
Fonte: Porta Minaspetro, 21/11/2018
Preços do petróleo recuam 6% com queda no mercado acionário alimentando preocupações com demanda
Os preços do petróleo caíram mais de 6 por cento nesta terça-feira, em uma sessão com grande volume de transações, com o petróleo dos Estados Unidos recuando para o seu nível mais baixo em mais de um ano, em meio a uma queda no mercado acionário norte-americano alimentada por temores sobre o crescimento econômico global.
Os futuros do petróleo bruto West Texas Intermediate (WTI) encerraram a sessão em queda de 3,77 dólares, ou 6,6 por cento, a 53,43 dólares por barril. O contrato chegou a cair 7,7 por cento durante a sessão, e tocou 52,77 dólares o barril, a menor cotação deste outubro de 2017.
Mais de 946 mil contratos para o próximo mês de petróleo nos EUA mudaram de mãos, superando a média diária dos últimos 10 meses e o segundo maior volume diário desde junho, segundo dados do Refinitiv.
Os futuros do petróleo Brent caíram 4,26 dólares, ou 6,4 por cento, para 62,53 dólares por barril. O contrato que é referência internacional chegou a recuar 7,6 por cento, para 61,71 durante a sessão, o valor mais baixo desde dezembro de 2017.
O petróleo norte-americano acumula queda de mais de 30 por cento desde outubro, quando estava próximo da cotação máxima em quatro anos.
"Por enquanto, é mais sobre risco", disse Jim Ritterbusch, presidente da Ritterbusch and Associates.
"Quando o mercado acionário cai 8 ou 9 por cento, isso tende a evocar imagens de uma economia global fraca e isso alimenta as expectativas de uma demanda de petróleo mais fraca do que o esperado".
Fonte: Reuters, 21/11/2018
'Competição é antídoto contra corrupção', diz futuro presidente da Petrobras
Segundo Castello Branco, a privatização de ativos da companhia está em avaliação, mas vender a própria companhia, não
Por: AE
O economista Roberto Castello Branco, anunciado ontem pela equipe econômica de Jair Bolsonaro como futuro presidente da Petrobras, como antecipou o Estado de S. Paulo, defende que a petroleira mantenha o foco nas atividades para as quais tem competência, como exploração e produção de petróleo. "A Petrobras desenvolve outras atividades que não são naturais e que não atraem retorno. A competência da Petrobras é na exploração e produção de petróleo. Temos de levar a companhia a acelerar a exploração do pré-sal", disse ao jornal O Estado de S. Paulo.
Ex-diretor do Banco Central e ex-diretor da Vale, Castello Branco, que também já fez parte do conselho de administração da estatal, disse que nos próximos dias vai se dedicar a estudar estratégias para a Petrobras. A privatização de ativos da companhia está em avaliação, mas vender a própria companhia, não. "Privatizar a Petrobrás, neste momento, não está em discussão. Nem tenho nenhum mandato do presidente Bolsonaro para fazer isso." A seguir, os principais trechos da entrevista.
Que Petrobras o sr. vai assumir a partir de janeiro e qual será o futuro dela?
O Pedro Parente (ex-presidente da estatal) começou um trabalho de compliance e redução de custos na companhia, que deverá ser mantido. Vamos continuar o processo de desalavancagem (redução de dívidas). A Petrobras já andou muito nessa direção, mas precisa ainda continuar nessa linha porque os preços do petróleo assim como de outras commodities, são muito voláteis e se transmitem para o fluxo de caixa. Sobre alocação de capital, a Petrobrás tem de usar o capital onde vai obter maior retorno para os acionistas. O principal acionista da Petrobras, temos de manter em mente, é o povo brasileiro.
Qual deve ser o foco da estatal?
É levar a empresa a acelerar a exploração do pré-sal. O pré-sal é uma fonte de riqueza enorme. Temos uma grande oportunidade agora, se deixarmos passar, daqui a duas ou três décadas, o panorama energético do mundo vai ser diferente e o petróleo não será tão importante como é hoje. Temos de aproveitar esta fase para trazer desenvolvimento econômico para o Brasil.
Como se faz isso?
A Petrobras tem o que ela tem competência para fazer, dentro dos seus recursos. Ela tem tecnologia, bom estoque de capital humano de engenheiros e geólogos altamente especializados. E é claro que ela não consegue fazer sozinha. O ideal é que se tenha mercados competitivos gigantes. Para mim, além das medidas de compliance, a competição é o melhor remédio contra corrupção. A corrupção tem oportunidade de se manifestar onde há monopólios, onde a escolha não é por mérito, nos centros das conexões políticas pelos favores. Para a Petrobras, a competição será um antídoto permanente contra esse tipo de coisa. A sociedade não tolera mais (corrupção).
Que atividades o sr. considera não serem estratégicas para a companhia?
A Petrobras desenvolve outras atividades que não dão um retorno natural. Um exemplo é a distribuição de combustíveis. A Petrobras ainda é dona da BR Distribuidora, que, no fim das contas, é uma cadeia de lojas. A competência da companhia está na exploração e produção de petróleo. Também não faz sentido uma única companhia deter 98% de uma atividade no Brasil, que é o refino. A Petrobras pode rever o monopólio nessa área. Eu sou a favor de regras, não de delegações a pessoas. Então, de novo, a competição é favorável a todos: à própria Petrobras e ao Brasil. Faz bem ao desenvolvimento econômico do País. Dá maior liberdade aos mercados, gera mais investimentos, mais renda, mais emprego, mais arrecadação ao governo federal, governos estaduais e municipais.
Como o sr. pretende montar sua equipe?
A Petrobras tem uma equipe excelente. Eu já fui conselheiro, conheço diversas pessoas e sei que tem profissionais muito bem qualificados. Não pretendo fazer nenhuma revolução dentro da empresa. Todos podem estar certos disso. Nos próximos dias, vou me dedicar pura e exclusivamente à Petrobras.
As 5 sinalizações positivas que o futuro CEO da Petrobras deu para o mercado em sua 1ª entrevista
Compromisso com a eficiência e posicionamento contrário sobre a política de preços são pontos elogiados por Gabriel Francisco, analista da XP Investimentos
SÃO PAULO - Nomeado na manhã da última segunda-feira (19) como futuro presidente da Petrobras (PETR4), o mercado estava ansioso pelas palavras de Roberto Castello Branco. Considerado um dos homens de confiança de Paulo Guedes, o economista concedeu sua primeira entrevista como futuro CEO da estatal ao jornal Estado de S. Paulo e na avaliação do analista da XP Investimentos, Gabriel Francisco, deixou uma boa impressão aos investidores.
Segundo Francisco, o ex-diretor de Relações com Investidores e economista-chefe da Vale, cargo que ficou entre 1999 e 2014, realizou pelos menos cinco anúncios que são positivos para a companhia. O primeiro e importante para o rumo dos resultados é o foco na área de exploração e produção, onde a estatal tem maior poder de competição e expertise de execução, além do desenvolvimento do pré-sal.
O segundo e talvez mais aguardado pelo mercado foi o posicionamento sobre a política de preços, o que tem relação direta ao nível de intervencionismo do governo nos negócios da empresa. Castello Branco se posicionou totalmente contra a política de controle de preços dos combustíveis que foi adotada pela ex-presidente Dilma Rousseff, defendendo um mercado livre e uma posição favorável à maior competição, terceiro ponto elogiado pelo analista da XP Investimentos.
No tocante privatização, o futuro CEO da estatal também deixou bem clara sua posição e foi elogiado por Francisco. A posição favorável à venda da BR Distribuidora (BRDT3) e da Liquigás por não serem o foco de negócios da empresa e fornecerem retornos atrativos entra como o quarto ponto positivo destacado, como também foi elogiado (quinto ponto) a manutenção do plano de reduzir o endividamento da estatal, sendo a "cereja do bolo" na busca da maior eficiência operacional e melhores números.
Com todas essas sinalizações positivas e com o futuro promissor, o analista da XP Investimentos não teve dúvidas e reforçou a recomendação de compra para o papel: "essa sinalização de continuidade e aprofundamento do legado da gestão atual vai de encontro à nossa recomendação de compra para as ações, com preços-alvo de R$ 33,00 para PETR4 e R$ 32,00 para PETR3". Ou seja, estamos falando de um potencial de valorização de 30% considerando o último fechamento.
Enel aposta em energia limpa para impulsionar retornos; reforçará foco no Brasil
Reuters
Por Stephen Jewkes
MILÃO (Reuters) - A elétrica italiana Enel prometeu nesta terça-feira investir mais em seus negócios de rede e energia renovável para aumentar os lucros e atender à crescente demanda por eletricidade e novos serviços digitais, citando o Brasil entre os países em que reforçará o foco de atenções.
Em seu novo plano de três anos, a maior empresa privada de energia renovável do mundo elevou sua intenção de gastos nos próximos três anos em 12 por cento, para 27,5 bilhões de euros, com cerca de 80 por cento destinados a operações renováveis e redes.
A empresa, que controla o grupo espanhol de energia Endesa, disse que espera que 62 por cento de sua produção de energia seja livre de emissões até 2021, contra 48 por cento neste ano. Em 2050, ela não terá rastro de carbono.
"Renováveis são cada vez mais a escolha dos clientes", disse o presidente-executivo da Enel, Francesco Starace, a analistas.
Para vender eletricidade, a Enel está recorrendo cada vez mais a contratos de compra com empresas como o Google, da Alphabet, e o Facebook, que demandam energia de fontes renováveis.
A Enel informou que pretende acrescentar 11.600 megawatts (MW) de nova capacidade renovável nos próximos três anos, principalmente nas Américas, enquanto retira cerca de 7.000 MW de capacidade térmica.
"A Enel reforçará seu foco em mercados onde tem presença integrada, como Itália, Espanha, Chile e Brasil", afirmou.
A concessionária disse que seu lucro principal deve crescer cerca de 6 por cento ao ano e chegar a 17,4 bilhões de euros em 2019, acima dos 17,2 bilhões de euros do plano anterior.
A empresa confirmou que distribuiria 70 por cento de seu lucro líquido ordinário como dividendos, mas disse que estava introduzindo uma meta de dividendo mínimo por ação sobre o plano pela primeira vez.
"As metas da Enel foram significativamente melhores do que o esperado, com foco no crescimento de energias renováveis e redes, eficiência ... e retorno para os acionistas", disse a corretora Equita, de Milão.
Os papéis da elétrica fecharam em alta de 0,79 por cento em Milão, enquanto o índice de referência da bolsa italiana cedeu 1,87 por cento.
Starace disse que a Enel estava pronta para fazer aquisições. "Não há margem de manobra no balanço e aquisições de médio porte permanecem uma opção", disse ele.
(Reportagem de Stephen Jewkes)
Google investe US$700 milhões em centro de dados ecológicos da Dinamarca
Segundo novo estudo, o investimento anual em centros de dados nórdicos pode dobrar e ultrapassar os 4,57 bilhões de dólares até 2025
Por Reuters
Copenhage – O Google investirá quase 700 milhões de dólares em um centro de dados da Dinamarca abastecido pela abundante energia verde que explica o interesse de empresas que consomem muita energia na região nórdica.
O Google também disse que assinará um acordo de compra de energia (PPA) para o novo centro de dados dinamarquês para garantir seu suprimento de energia renovável.
Há tempos os países nórdicos, que conseguem gerar eletricidade de forma relativamente barata de fontes renováveis, como água e vento, são um ímã para indústrias que usam muita energia, mas agora estão atraindo centros de dados com este perfil.
O investimento anual em centros de dados nórdicos pode dobrar e ultrapassar os 4,57 bilhões de dólares até 2025, mostrou um novo estudo do Conselho Nórdico de Ministros, o organismo oficial para a cooperação regional, nesta terça-feira.
Grandes empresas correram para garantir acesso a energia renovável barata para administrar seus gastos e reduzir sua pegada de carbono por meio de PPAs corporativas, que permitem a companhias como Google, controlado pela Alphabet, Facebook e Microsoft comprarem diretamente de geradores de energia.
O Google disse que está avaliando investimentos em uma série de projetos de energia eólica e solar no território continental e no litoral da Dinamarca.
O país abriga um grande setor de energia eólica, incluindo a fabricante de turbinas Vestas Wind Systems e a desenvolvedora de parques eólicos Orsted.
Armazenar energia “limpa” em dispositivos “limpos”
FÁTIMA MONTEMOR20/11/2018 11:10
Poderá a energia renovável chegar a todos, exatamente quando é precisa?Sim, mas para isso será preciso armazená-la. Parece simples, mas não é
Muito se fala hoje em dia de energia mais limpa. Não há dúvida que as fontes de energia renovável são mais amigas do ambiente e uma realidade bem presente nas nossas vidas. Mas poderá a energia renovável chegar a todos, exatamente quando é precisa? Sim, mas para isso será preciso armazená-la, e uma das soluções para tal recorre à utilização de baterias e supercondensadores, que são dispositivos de armazenamento de energia por via eletroquímica. Depois, quando a energia for necessária, é só descarregar estes dispositivos. E, claro, voltar a carregá-los quando houver excesso de energia renovável. Parece simples, mas o complicado está no número e dimensão das baterias que serão necessárias. Hoje em dia, a Europa não tem capacidade de dar resposta à onda de eletrificação, com base em energias mais limpas, que se prevê implementar. Muitos dos dispositivos de armazenamento de energia (baterias e supercondensadores) são fabricados e importados da China e não é imediato que a sua produção recorra, em toda a extensão, a processos limpos e amigos do ambiente. Portanto, nós, na Europa, temos uma missão muito importante: é necessário fabricar mais baterias e supercondensadores, a preço competitivo, com recurso a materiais, química e processos mais limpos e amigos do ambiente. E de preferência fabricá- -los na Europa, contribuindo assim de forma imediata para o crescimento do emprego e da economia.
Para responder a tal desafio existem muitos desenvolvimentos a implementar que exigem competências muito variadas e um esforço conjunto de muitas áreas do conhecimento. De entre esses desenvolvimentos destaca-se a produção de novos materiais para os elétrodos de baterias e supercondensadores, que deve contemplar a utilização de metais não pesados, de baixa toxicidade e, se possível, passíveis de reciclagem na sua totalidade. Hoje em dia, o cobalto, por exemplo, é um dos metais mais utilizados em baterias e também um dos mais controversos. A exploração de cobalto está centrada em África, em países politicamente muito instáveis, e a sua crescente procura resulta num mercado completamente fora de controlo que recorre a abusos e escravidão no processo de mineração deste metal tão procurado. Portanto, é imperativo encontrar soluções alternativas e é nessa vertente que a engenharia química, a eletroquímica e os materiais se unem, trilhando novos caminhos que visam implementar tecnologias mais sustentáveis. É preciso desenvolver novos processos químicos para a fabricação dos elétrodos, desenhar e projetar novos equipamentos, definir novas tecnologias de controlo e monitorização dos processos e qualidade do produto, automatizar e tornar mais inteligente todo o processo de fabrico, aumentar a segurança dos processos envolvidos e garantir a reciclagem de todos os subprodutos gerados em todas as fases dos processos. É ainda necessário desenvolver soluções que sejam integráveis num conceito de economia circular e garantam o descomissionamento e reciclagem dos dispositivos em fim de vida, de forma eficiente e sem criar impactos negativos no ambiente. É a engenharia ao serviço da sociedade. Neste domínio, a engenharia química, a engenharia de materiais, a engenharia de processos e a automação e controlo desempenham um papel-chave. Portugal, país que tem sido desde sempre pioneiro em muitos desenvolvimentos tecnológicos, será também pioneiro na concretização de várias metas no domínio do armazenamento de energia por via eletroquímica. No Técnico existem competências fortes na formulação e desenvolvimento de novos materiais ativos que se situam no cerne destes desenvolvimentos e garantem que os dispositivos eletroquímicos consigam armazenar a energia necessária nas condições de potência requeridas. Existem também fortes competências no que diz respeito à fabricação, por processos mais limpos e mais sustentáveis, destes materiais ativos. O recurso à engenharia eletroquímica, em que os materiais são fabricados e funcionalizados por vias simples, limpas e muito flexíveis, como por exemplo a eletrodeposição, coloca os investigadores do Técnico numa posição privilegiada. O processo é simples: os elétrodos são fabricados num passo único, a partir de um eletrólito aquoso, fácil de preparar e de reciclar, não sendo necessária a utilização de formulações orgânicas complexas que, na maioria das vezes, utilizam substâncias de elevada toxicidade. A engenharia eletroquímica permite implementar processos muito mais eficientes e limpos que garantem custos de fabricação mais competitivos e se traduzem por vantagens económicas muito atrativas para o setor privado. No departamento de Engenharia Química, esta tem sido uma linha de investigação de forte impacto que tem atraído o interesse de parceiros industriais de relevo e levado a investigação que se faz em Portugal a ser extremamente elogiada além-fronteiras.
Esta visão tecnológica e capacidade de inovação tem vindo a contribuir para uma nova área de investigação que pode vir a alterar substancialmente os rumos de desenvolvimento e fabrico de dispositivos eletroquímicos para armazenamento de energia limpa. Mais uma vez, a investigação e inovação que se desenvolve numa das melhores escolas de tecnologia e engenharia da Europa, o Técnico, a fazer mover as fronteiras do conhecimento, levando o que de melhor se faz em Portugal para a Europa e para o mundo.
Vice-presidente para os Assuntos Académicos
Investigadora do Centro de Química Estrutural
Notícias Internacionais – International News
OPEC's worst nightmare: Permian is about to pump a lot more
By JAVIER BLAS on 11/21/2018
HOUSTON (Bloomberg) -- In less than a decade, U.S. companies have drilled 114,000. Many of them would turn a profit even with crude prices as low as $30/bbl.
OPEC’s bad dream only deepens next year, when Permian producers expect to iron out distribution snags that will add three pipelines and as much as 2 MMbpd.
“The Permian will continue to grow and OPEC needs to learn to live with it,’’ said Mike Loya, the top executive in the Americas for Vitol Group, the world’s largest independent oil-trading house.
The U.S. energy surge presents OPEC with one of the biggest challenges of its 60-year history. If Saudi Arabia and its allies cut production when they gather Dec. 6 in Vienna, higher prices would allow shale to steal market share. But because the Saudis need higher crude prices to make money than U.S. producers, OPEC can’t afford to let prices fall.
Cartel decision
Even so, Saudi Arabia’s output swelled to a record this month, according to industry executives. That means the three biggest producers -- the U.S., Russia and Saudi Arabia -- are pumping at or near record levels.
A similar scenario unfurled in 2016, when Saudi output rocketed just before OPEC agreed to cuts. This time the cartel’s 15 members, and allies including Russia, Mexico and Kazakhstan, will discuss the possibility of their second retreat from booming American production in three years.
OPEC helped create the monster that haunts its sleep. After it flooded the market in 2014, oil prices crashed, forcing surviving U.S. shale producers to get leaner so they could thrive even with lower oil prices. As prices recovered, so did drilling.
Now growth is speeding up. In Houston, the U.S. oil capital, shale executives are trying out different superlatives to describe what’s coming. “Tsunami,’’ they call it. A “flooding of Biblical proportions’’ and “onslaught of supply’’ are phrases that get tossed around. Take the hyperbolic industry talk with a pinch of salt, but certainly the American oil industry, particularly in the Permian, has raised a buzz loud enough to keep OPEC awake.
Price tumble
“You’ve got an awful lot of production that can come in very economically,’’ said Patricia Yarrington, Chevron Corp.’s chief financial officer. “If you think back four or five years ago, when we didn’t really understand what shale could do, the marginal barrel was priced much higher than what we think the marginal barrel is priced today.’’
That shift makes shale resilient to a price tumble. After touching a four-year high in October, West Texas Intermediate, the U.S. benchmark, has fallen by more than 20%.
Only a few months ago, the consensus was that the Permian and U.S. oil production more widely was going to hit a plateau this past summer. It would flat-line through the rest of this year and 2019 due to pipeline constraints, only to start growing again -- perhaps -- in early 2020.
If that had happened, Saudi Arabia would’ve had an easier job, most likely avoiding output cuts next year because production losses in Venezuela and sanctions on Iran would have done the trick.
Instead, August saw the largest annual increase in U.S. oil production in 98 years, according to government data. The American energy industry added, in crude and other oil liquids, nearly 3 MMbbl, roughly the equivalent of what Kuwait pumps, than it did in the same month last year. Total output of 15.9 MMbpd was more than Russia or Saudi Arabia.
Rail cars
The growth was possible because oil traders decided not to be stymied by the dearth of pipelines. They used rail cars and even trucks to ship barrels out of the region. But pipeline companies unexpectedly increased capacity, in part because they added chemicals known as “drag reduction agents’’ to increase flow. A new pipeline came online earlier than anticipated, and with three more expected between August and December next year, production is poised to soar.
“The narrative has shifted significantly,’’ said John Coleman, a Houston-based oil consultant at Wood Mackenzie Ltd. “Six months ago, the market expected the bottleneck to ease in the first quarter of 2020. Now, it expects it in the second to third quarter of 2019. ’’Knowing that more transportation would be available next year, Permian companies are drilling wells but, for now, aren’t fracing many of them. Those wells are becoming a reservoir of ready-to-tap production once the new pipelines -- Gray Oak, Cactus II and Epic -- come online.
“We’re going to see a re-acceleration of well completions in the Permian in the second half of 2019,’’ said Corey Prologo, head of oil trading in Houston at commodity merchant Trafigura Group Ltd. “The pipelines are going to fill up very quickly.’’
The only obstacle for another surge is export capacity, as most of the incremental output will need to ship overseas. With terminals nearly full, Permian barrels could end piling up in the ports of Corpus Christi and Houston.
Transportation bottlenecks
Even so, few in Houston, or in Midland, Texas, the hub of the Permian region, believe that growth will be anything but gangbusters next year because of the clearing of transportation bottlenecks.
“It will be a series of events throughout 2019 that occur,’’ said Jeff Miller, CEO of Halliburton Co., the world’s biggest provider of fracing services. “But it’d be easy to see, as we finish the year, things being perfectly normal.”
By the end of 2019, total U.S. oil production -- including so-called natural gas liquids used in the petrochemical industry -- is expected to rise to 17.4 MMbpd, according to the U.S. Energy Information Administration. At that level, American net imports of petroleum will fall in December 2019 to 320,000 bpd, the lowest since 1949, when Harry Truman was in the White House. In the oil-trading community, the expectation is that, perhaps for just a single week, the U.S. will become a net oil exporter, something that hasn’t happened for nearly 75 years.
Saudis concede
Saudi officials concede that the tsunami is coming. OPEC estimates that to balance the market and avoid an increase in oil inventories, it needs to pump about 31.5 MMbpd next year, or about 1.4 MMbpd less than what it did in October.
Global oil demand has so far absorbed the extra U.S. crude barrels, limiting the impact on prices. The loss of output from Venezuela and to a lesser extent, Iran, even allowed Saudi Arabia, Russia and a few others to boost production. But for the cartel, U.S. shale remains as intractable as in the past.
In early 2017, Khalid Al-Falih, the Saudi oil minister, told an industry forum that Riyadh has learned the lesson that cutting production “in response to structural shifts is largely ineffective.’’ The kingdom would only make one-time supply adjustments to react to “short-term aberrations,” he said, and otherwise allow “the free market to work.”
Nearly two years later, Al-Falih has lost enough proverbial sleep. He’s about to make a U-turn. He’ll battle what increasingly looks like a structural problem: booming U.S. production.
Shell is Wrong: Global Oil Demand Can Only Increase
by Jude Clemente
Rigzone Contributor
The great shale rise has put to bed the 'peak oil production' theory but it has not stopped the apparent new concern of 'peak oil demand.'
Bolstered by the U.S. shale revolution, global oil production has surged by over 20 percent in the past 15 years. The great rise has put to bed the “peak oil production” theory but it has not stopped the apparent new concern of “peak oil demand,” now portrayed as perhaps the main threat to the future of the world’s oil industry.
In fact, it’s hardly just anti-oil environmental groups; many of the major producers themselves (Royal Dutch Shell plc in particular) assert that global oil consumption will soon peak and thereafter begin its terminal decline. The basis of this belief is the growth of electric vehicle sales and the need to reduce oil use to combat climate change.
Yet for oil, what’s past is prologue: even with higher prices, both the Energy Information Administration (EIA) and International Energy Agency (IEA) modeling have repeatedly forecast more demand for as far as the eye can see. After all, oil is the world’s most important fuel, supplying 35 percent of all energy used. While the link between economic growth and oil use can be viewed from a variety of perspectives, the two clearly progress in tandem – a long studied link demonstrated in regression modeling and peer-reviewed studies.
Indeed, as the main energy source that powers the world’s economic engine, oil is so important that demand is ever-growing: 61 million barrels per day (MMbpd) in 1980, 77 MMbpd in 2000, and 100 MMbpd this year. Over the past 33 years, annual global oil demand has only failed to increase three times, tellingly all during times of economic recession.
Global Economic And Global Oil Demand
Source: EIA
Looking forward, with no significant substitute whatsoever, there is simply no evidence that global oil demand will peak anytime soon. Around 85 percent of the global population lives in still developing nations, such as China, India, Pakistan, and Nigeria. They have huge populations, and their future transport needs contingent on more oil are just now coming to light.
These poorer countries naturally seek to become rich, and the West has shown them that the ascension from poverty begins as extensive petroleum-based transportation infrastructure gets constructed. These systems are capable of achieving massive economies of scale that provide large amounts of energy at low cost. Illustrating the high value of oil, the rich OECD nations constitute 46 percent of global use despite being just 15 percent of the population.
The numbers in oil’s favor are overwhelming. The global oil-based passenger vehicle fleet is around 1.5 billion, with 95 million new ones being bought this year alone. In total, there are less than 5 million electric cars in operation, a growing niche market but nowhere near lowering oil demand in any significant way. In fact, just achieving a 20 percent market share of total global car sales by 2040 would be a huge achievement for those running on electricity—but not nearly enough to significantly reduce oil needs since more oil-requiring planes and heavy-trucks will compensate.
Even with incentives and huge subsidies, electric cars are much more expensive than conventional oil-based ones. This is a major problem for the poorer nations that comprise nearly all of new oil demand in the world. With less than 1 percent of the global population able to afford them, electric cars truly are “toys for the rich.”
Ultimately, the fact remains: until we see an absolute decline in global oil demand over a number of years (not just a decline in incremental growth) the idea of “peak oil demand” is without substance. So, while it is understandable that oil titans like Shell want to position themselves as “natural gas majors” in the era of climate change and anti-carbon policies, they would be well advised to remember that oil’s future is pretty bright too.
Brent Will Recover Towards Year-End
by Andreas Exarheas
Rigzone Staff
Fitch Solutions Macro Research's core view is that the price of Brent crude oil will recover towards the end of the year to average over $74 per barrel in 2018.
The price of Brent crude oil will recover towards the end of the year to average over $74 per barrel in 2018.
That’s the core view of Fitch Solutions Macro Research, according to a recent report from the company, which was sent to Rigzone.
“The sharp decline in oil prices in recent weeks, which saw Brent crude fall from $85 per barrel at the beginning of November… is the result of a slight slowing of global demand,” the report stated.
“It is largely driven by stronger than expected supply from the United States, Libya and Iraq and unexpected waivers on Iranian sanctions that were provided to eight countries reliant on Iranian oil, such as India, Turkey and China,” the report added.
“From a technical perspective, trendline support comes in at $60-62 per barrel, which suggests that oil prices should find support in the near term. Moreover, our core view is for oil prices to recover towards the end of the year and to average $74.50 per barrel in 2018, with strength being sustained in the coming quarters as oil prices average $81 per barrel in 2019,” the report continued.
Fitch Solutions Macro Research’s report stated that the recent decline in oil prices is both positive and negative for the global economy.
“On the positive side, lower oil prices improve the terms of trade and fiscal accounts, and help to mitigate inflationary pressures of importing countries, many of which have started to come under pressure in recent months,” the report said.
“On the negative side, it weighs on the earnings of oil exporters and fiscal revenues and is correlated with the manufacturing sector, which could be negative for growth,” the report added.
Commenting on the value of Brent, Michael Burns, an oil and gas partner at law firm Ashurst, said impacts such as the coming back into force of U.S. sanctions on Iran have not been sufficient to balance prices.
“We now find ourselves in a position where OPEC may make cuts in December. A situation that … not many people will have foreseen,” Burns said in a statement sent to Rigzone.
Brazil Subsea Pipeline Project Goes to McDermott
by Matthew V. Veazey
Rigzone Staff
Petrobras has awarded McDermott an EPCI contract for the ultra-shallow segment of its Rota 3 natural gas export pipeline.
Petrobras has awarded McDermott International, Inc. an engineering, procurement, construction and installation (EPCI) contract for the ultra-shallow segment of its Rota 3 natural gas export pipeline, McDermott reported Tuesday afternoon.
“Rota 3 is a major pre-salt development area that is important to the future of oil and gas production for Brazil,” Richard Heo, McDermott’s senior vice president for North, Central and South America, said in a written statement emailed to Rigzone.
According to McDermott, implementing the Rota 3 pipeline segment includes design and detailed EPCI of six miles (10 kilometers) of 24-inch rigid concrete-coated pipeline from the already-installed shallow water segment to the shore. In addition, the company stated that the scope includes a horizontal directional drill, tie-in spools and pre-commissioning of the six-mile segment.
Petrobras’ 220-mile (355-kilometer) Rota 3 rigid pipeline project represents part of the Brazilian company’s Santos Basin pre-salt gas offloading and transportation system, McDermott stated. The Rota 3 project comprises four segments, three of which are subsea and one onshore. McDermott’s ultra-shallow subsea pipelay will link the shallow segment to the onshore segment at Maricá City 62 miles (100 kilometers north of Rio de Janeiro), the company noted.
“McDermott has the local and global expertise, capabilities and assets to support operations in pre-salt environments – particularly with the delivery of our previously announced J-Lay configuration modification to our Amazon vessel,” said Heo. “Our office in Rio will execute this near-term project utilizing expertise they have previously demonstrated in a series of recent EPCI projects successfully completed in-country for Petrobras and other operators.”
Oil falls to lowest level in a year on concerns of looming supply glut
By ALEX NUSSBAUM AND GRANT SMITH on 11/20/2018
NEW YORK and LONDON (Bloomberg) -- Oil tumbled below $54/bbl for the first time in a year amid concern OPEC’s plans to cut production won’t be enough to stem a surge in stockpiles and a selloff in global equities.
Futures for January delivery fell as much as 6.2% in New York. A government report on Wednesday may show U.S. crude inventories rose by 3.5 MMbbl last week, according to a Bloomberg survey of analysts. Russia, meanwhile, is sowing doubts about whether it will join OPEC in its next round of output cuts.
A slump in U.S. equities added to worries about slackening demand. The S&P 500 Energy Index slumped as much as 3.3%, with all of its members down on the day. Marathon Oil and Devon Energy were the worst decliners, losing more than 6% each.
“I think you’re going to see a risk-off type of market," Tariq Zahir, a New York-based commodity fund manager at Tyche Capital Advisors, said in an interview. “It wouldn’t be surprising to see new lows being printed on oil" if U.S. inventories surge.
Russian Energy Minister Alexander Novak said Monday that the country and its allies in OPEC need to watch the oil market in the coming weeks before making any decisions to reduce output. The wait-and-see approach contrasts with Saudi Arabia’s call for cuts, just weeks before a key summit in Vienna.
Crude markers in New York and London have both fallen more than 20% from their October highs on concerns over a supply glut after the U.S. granted waivers to some buyers of Iranian oil despite sanctions.
“The name of the game in the oil market is volatility,” International Energy Agency Executive Director Fatih Birol said at a conference in Oslo. “And with the increasing pressure of geopolitics on oil markets that we are seeing, we believe that we are entering an unprecedented period of uncertainty.”
West Texas Intermediate for January delivery sank $3.10 at $54.10/bbl on the New York Mercantile Exchange. Total volume traded Tuesday was 73% above the 100-day average.
Brent for January settlement dropped $3.04 to $63.75/bbl on the London-based ICE Futures Europe exchange. The global benchmark crude traded at a $9.63 premium to WTI.
Oil Market News
Gasoline futures sank 4.5% to $1.5116/gal. Oil may be poised for a recovery and OPEC will probably reimpose supply cuts in the next month or two, according to legendary trader Andy Hall. An oversupplied crude market next year will help the U.S. cut Iranian sales further as President Trump targets the country’s main source of income, a State Department official said.
PermianChain Technologies introduces blockchain network to improve investment
LONDON -- PermianChain Technologies is introducing the Permian Token (XPR), a crypto asset-class that will underpin holding rights to the value of potential but undeveloped oil and gas reserves.
The company says XPR is expected to eliminate the layers of bureaucracy and dramatically reduce broker and administrative fees. It will also make it simpler to pinpoint and alleviate delays, will improve investment efficiency and open the sector to a swathe of potential new investors.
Trading oil and gas can be complex, slow and fundamentally inefficient. Agreements are cumbersome and difficult to transfer without adding costs, and there are so many different steps involved in the process of getting oil and gas from upstream through midstream to downstream, that the knock-on effect of delays at any point can be significant and costly.
The levels of complexity and inefficiency mean that many potential investors are reluctant to involve themselves in the market, reducing the sector’s potential liquidity and value.
The Permian Token’s system of smart contracts is intended to replace these complex agreements using the PermianChain; a blockchain network, which is currently being developed by Canada-based PermianChain Technologies.
XPR is expected to reduce investors’ liquidity issues by creating a tradable crypto-asset on a permissioned-access trust-protocol. The smart contracts will also remove a large proportion of the administrative and brokerage burden from oil and gas suppliers, which could turn marginal fields into profitable ones.
There are already approximately 250 MMbbl of potential oil and gas reserves planned to be listed on the PermianChain network, and the company has formed partnerships with a string of organizations, including the Gulf Energy Corporation, Battiest Energy and Kaspian Innovations.
“Many private oil and gas opportunities are structured with an upfront fee due to their exclusivity and inaccessibility” observes Mohamed El-Masri, co-founder of PermianChain Technologies. “Advisors and brokers take a proportion of the profit simply for placing investors’ money in the deal, which means charging higher investment costs to cover administrative and brokerage tasks, rather than helping the project itself. It also means that the offering company’s incentive is often to fill the deal quickly to protect their balance sheets in the short-term. There are currently over 1.6 trillion bbl of potential oil reserves globally. The Permian Token helps public organizations and private sector oil companies use them more efficiently.”
More than 30,000,000 XPR tokens have been pre-booked so far. The founding partners are currently preparing the launch of the first round of its private placement, offering accredited investors and professional clients the opportunity to support the PermianChain project and secure their rights for XPR tokens. The firm is working closely with King & Spalding, a global legal specialist, to have XPR issued as a regulated crypto-asset.
Empregos - Jobs
Locar prestes a iniciar o contrato do Comperj para à Rota 3
Programa Estágio Mercedes Benz do Brasil 2019
Confiram as 213 vagas de emprego na Paraíba divulgadas esta semana pelo SINE
A SBM Offshore fecha contrato para construção de casco de FPSO
M&I Electric Brazil recebendo currículos polo Macaé e RJ
Bloco exploratório S-M-857 arrematado pela Eni em 2006 será licitado pela ANP
CSE Rio das Ostras abre vaga para Projetista Mecânico Júnior
SOTREC abre diversas vagas de estágio para 2019
Unidades do CPAT disponibilizam várias vagas em Campinas e região
Expansão de mais parques eólicos no Maranhão liberada pela ANEEL
CENTROSUL abre vagas de emprego para Eletricista e Auxiliar Técnico
Cotações – Quotations
Commodity Prices
Henry Hub Natural Gas
$4.476
West Texas Intermediate (WTI)
$54.48
Brent Crude
$63.40
Weekly Rig Count Update
1,082
U.S. Rotary Rigs
1 rig (change from 11/09)
197
Canada
Rotary Rigs
1 rig (change from 11/09)
1,017
International Rotary Rigs
13 rigs (change from September 2018)
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