Clipping Energia - Resumo da Semana

Clipping Energia (Petróleo/Gás/Naval/Renováveis) –    06/Mar/2023 a 12/Mar/2023

·     Notícias Nacionais – Local News

·     Notícias Internacionais – International News

·     Cotações – Quotations

Resumo da Semana:

Os preços do petróleo estão a caminho de seu maior declínio semanal desde janeiro, depois que o chefe do Federal Reserve reacendeu os temores de recessão.

A perspectiva de aumentos mais altos e potencialmente ainda mais rápidos nas taxas de juros dos EUA assustou os mercados de petróleo, provocando preocupações de que o impacto na demanda de petróleo possa ser ainda pior do que inicialmente previsto e levando à perda semanal mais acentuada desde janeiro. Sem nenhuma história convincente de alta surgindo nas próximas semanas, o sentimento de baixa parece destinado a crescer nos mercados de petróleo.

Notícias Locais – Local News

FPSO Cidade de Itajaí alcança a marca de dez anos de operação

 Da Redação OFFSHORE Portos e Navio

Embarcação já produziu 122,2 milhões de barris desde o início do projeto

O FPSO "Cidade de Itajaí", da joint-venture Altera&Ocyan, alcançou em fevereiro um marco relevante: uma década de operação com mais de 122 milhões de barris produzidos, com mais de 3 milhões de horas sem incidentes registrável a bordo (com ou sem afastamento). O navio-plataforma apresenta índices de segurança e performance que reforçam o sucesso da embarcação e a operação.

“Chegar a esta marca demonstra o comprometimento e competência da joint-venture em garantir a alta performance operacional e de segurança, o que agrega importante valor de mercado para a Altera&Ocyan e para o cliente, resultado do esforço de toda equipe do projeto onshore e offshore”, destaca Bárbara Figueira, engenheira de operações do FPSO "Cidade de Itajaí".

A embarcação, que está localizada no Campo de Baúna, na Bacia de Santos, desde fevereiro de 2013 tem neste momento como cliente a petroleira australiana Karoon Energy. O navio-plataforma atingiu um uptime operacional acima de 98% durante este período. “Os resultados apresentados até o momento sinalizam uma boa perspectiva para novas oportunidades com a Karoon”, explica Marcelo Nunes, managing director da Altera&Ocyan.

Ainda com relação à Karoon, Marcelo Nunes lembra que as partes construíram um bom relacionamento comercial, visando sempre o objetivo de atender aos interesses mútuos.

O "Cidade de Itajaí" é capaz de atuar em lâmina d’água de até 1.000 metros de profundidade, tem capacidade para produzir 80 mil barris de petróleo diários, comprimir e injetar dois milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Construído no estaleiro Jurong, em Singapura, o FPSO chegou ao Brasil em 29 de dezembro de 2012. O início da operação foi em 16 de fevereiro de 2013. É a primeira unidade de produção operada pela Altera&Ocyan, que hoje conta ainda com o FPSO "Pioneiro de Libra", locado e operando no Campo de Mero, no Bloco de Libra, maior reserva do pré-sal brasileiro para o consórcio que além da Petrobras conta com as empresas internacionais Total, Shell, CNOOC e CNPC.

A Altera&Ocyan também atua como parceira estratégica da 3R Petroleum na manutenção e operação das plataformas 3R-2 e 3R-3, desde o ano passado no campo de Papa Terra.

Artigo - Energia eólica offshore, uma nova fronteira

 Gustavo Morais OPINIÃO Portos e Navios

O Brasil segue como um “mercado a ser acompanhado”: é o que diz o relatório de 2022 do GWEC (Global Wind Energy Council) fórum global de energia eólica. A potência instalada da fonte saltou de 1,426 GW instalados em 2011 (0,5% da matriz elétrica nacional) para 20,771 GW em 2021 (11,4% da matriz), segundo dados do Balanço Energético Nacional, produzido pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética, órgão governamental vinculado ao Ministério de Minas e Energia).

A fonte foi protagonista no enfrentamento da crise hídrica enfrentada pelo país em 2021, representando 12% do total da energia gerada no país – ocupando a terceira posição, atrás da fonte hidrelétrica e térmica –, evitando racionamentos como os verificados 20 anos atrás, em 2001.

Com a energia eólica onshore – ou seja, em terras firmes – evoluindo “de vento em popa”, empreendedores nacionais e estrangeiros começam a lançar os primeiros trabalhos para a nova fronteira a ser superada: a energia eólica offshore.

Após muita expectativa foi publicado em janeiro o Decreto nº 10.946/2022, que estabelece o marco legal para a exploração da energia eólica na faixa marinha de domínio da União. Em 2020 o “Roadmap Eólica Offshore” publicado pela EPE aponta potencial para instalação de 700 GW de potência em locais com profundidades de até 50 metros, o equivalente a quase 4 vezes toda a potência instalada de geração de energia no Brasil.

A publicação do decreto, apesar de permitir que os primeiros projetos comecem a ser desenvolvidos, deixa clara a complexidade da implementação de um empreendimento deste tipo.

Desde o Ibama, responsável pelo licenciamento ambiental, ao Ministério do Turismo, que verificará os impactos em regiões turísticas passando pelo Comando da Aeronáutica (interferência em área de aproximação de aeroportos) e Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento (conflitos com aquicultura e pesca), os interessados deverão manter interlocução com 9 órgãos – além da própria ANEEL e MME – para obtenção de todas as licenças necessárias para a exploração deste vasto recurso.

Gustavo MoraisAinda assim, o Ibama notificou, em relatório de abril/2022, estarem sob processo de licenciamento ambiental mais de 130 GW de potência eólica offshore, reforçando o interesse de empreendedores neste mercado. O interesse abrange não só players tradicionais do mercado elétrico, como a Neoenergia (do grupo espanhol Iberdrola), mas também grupos com presença marcante do setor de óleo e gás, como a Shell, a TotalEnergies e a Petrobrás – que somou forças com a Equinor, que já opera parques eólicos no mar (incluindo plantas no Reino Unido, no nordeste dos Estados Unidos e na Noruega), para avaliar a instalação de um parque eólico na Bacia de Campos, no litoral do Rio de Janeiro.

A sinergia entre o setor petrolífero, com reconhecida expertise em construção de infraestrutura em águas rasas, profundas e ultraprofundas é clara. O setor alia sua experiência em projetos offshore ao desejo de investir em fontes renováveis, impulsionado pela pressão de acordos internacionais para desenvolvimento de políticas energéticas mais sustentáveis, interesse do mercado financeiro que premia práticas ESG e pela própria vontade da população de consumir energias limpas.

Se de um lado temos uma grande disponibilidade de recurso eólico offshore, e do outro temos um já sinalizado interesse do mercado em investir nesse tipo de energia, resta aos formadores de políticas públicas estruturar os caminhos que levarão a esse desenvolvimento.

O sucesso da fonte eólica onshore no Brasil está diretamente ligado a contratações do ambiente regulado, com os leilões do PROINFA, Leilões de Energia de Reserva, Leilões de Fontes Alternativas e um privilégio à fonte em Leilões de Energia Nova. O fôlego deste ambiente de contratação para viabilização de novos empreendimentos, no entanto, reduziu significativamente.

De 2018 a 2021 foram viabilizados 4,2 GW de projetos eólicos onshore, uma redução de quase 50% em relação aos 8,4 GW viabilizados de 2012 a 2016. A redução das oportunidades de expansão no mercado regulado forçou a energia eólica a mirar no mercado livre, de forma muito bem-sucedida. Acompanhado pelo maior apetite ao risco e amadurecimento dos agentes financiadores, o crescimento da fonte não desacelerou com a redução da demanda no ACR.

Ainda assim, os leilões regulados foram essenciais para esse amadurecimento da fonte, que permitiu redução dos custos de instalação de cerca de R$ 6.500 /kW em 2007 a cerca de R$ 4.300 /kW em 2021, redução de mais de 30%. O custo médio estimado da energia eólica offshore pela EPE é bem superior, da faixa de R$ 10.300 /kW. O ganho de eficiência na geração de energia, consequência da maior regularidade dos ventos em superfícies aquáticas, contribuirá para uma redução do custo médio da produção da energia, porém não é o suficiente para a viabilização financeira dos empreendimentos.

Com a via dos leilões regulados já saturada – e ainda mais ameaçada pela abertura total do mercado proposta pelo PL 414/2021 –, o incentivo à fonte eólica offshore será um grande desafio a ser tratado pelos formadores de políticas públicas. Como promover a mesma curva de queda de preços e crescente instalação de projetos offshore com o mesmo sucesso da experiência onshore sem repetir a receita de se basear exclusivamente na utilização do mercado regulado para esses fins?

A associação com a produção de hidrogênio verde (H2V) pode fazer parte da resposta a esta questão. O hidrogênio pode ser produzido através da eletrólise da água, processo que consome muita energia elétrica. Ele é verde quando essa energia elétrica é oriunda de fontes de baixa emissão de carbono. A produção de hidrogênio é objeto de interesse por conseguir fornecer maior energia por unidade de massa que outros combustíveis (como diesel ou gás natural), sendo uma fonte muito atraente para armazenamento de energia e para a utilização no setor de transporte. Por possuir como produto de sua queima apenas vapor d’água, a redução de emissões neste setor está muito ligada à produção do H2V.

A formalização e fortalecimento de um mercado de crédito de carbono nacional também terá papel importante na viabilização desse tipo de empreendimento, fornecendo receita adicional aos projetos além da produção de energia elétrica em si.

A rota tradicional dos leilões regulados também não deve ser ignorada, com processos competitivos exclusivos para energia eólica offshore a partir já de 2023.

Por fim, o mercado de capitais terá papel central na financiabilidade desses empreendimentos, ao lado de bancos de fomento e desenvolvimento. A emissão de debêntures verdes, além de valorização de ações de empresas com práticas ESG, serão peça central na captação de recursos para construção de parques eólicos no mar.

Como a década de 2010 foi marcada pela expansão das fontes renováveis onshore, a década de 2020 promete ser marcada pelo avanço sobre essa nova fronteira, liderada pela energia eólica offshore. As plataformas continentais brasileiras, que na última década atraíram investidores e proporcionaram desenvolvimento com a exploração de petróleo e gás natural, principalmente do pré-sal, agora ganham relevância renovada, dessa vez, com um viés mais verde e sustentável.

Gustavo Morais é coordenador de gestão de geradores da Trinity Energias Renováveis

Petrobras e Equinor ampliam cooperação para projetos de eólica offshore

 Da Redação OFFSHORE Portos e Navios

A Petrobras informa assinou com a Equinor carta de intenções que amplia a cooperação entre as empresas para avaliar a viabilidade técnico-econômica e ambiental de sete projetos de geração de energia eólica offshore na costa brasileira, com potencial para gerar até 14,5 GW. Com esses estudos, a expectativa é avançar nos projetos de transição energética do país.

“Esse acordo vai abrir caminhos para uma nova fronteira de energia limpa e renovável no Brasil, aproveitando o expressivo potencial eólico offshore do nosso país e impulsionando nossa trajetória em direção à transição energética”, disse o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates.

O acordo é fruto da parceria firmada entre Petrobras e Equinor em 2018 e teve seu escopo ampliado para além dos dois parques eólicos Aracatu I e II (localizados na fronteira litorânea entre os estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo), previstos inicialmente. Além desses dois projetos, o novo acordo prevê avaliação da viabilidade de parques eólicos de Mangara (na costa do Piauí); Ibitucatu (costa do Ceará); Colibri (fronteira litorânea entre o Rio Grande do Norte e Ceará), além de Atobá e Ibituassu (ambos na costa do Rio Grande do Sul), num total de sete projetos, com prazo de vigência até 2028.

“Vamos juntar nossa capacidade de inovação tecnológica offshore, reconhecida mundialmente, e a nossa experiência no mercado de geração de energia elétrica brasileiro com o expertise da Equinor em projetos de eólica offshore em vários países. Vale destacar, porém, que a fase é de estudos e a alocação de investimentos depende de análises aprofundadas para avaliar sua viabilidade, além de avanços regulatórios que permitirão os processos de autorização para as atividades, a ser feita pela União”, complementou Prates.

“A Equinor e a Petrobras têm uma longa história de parceria de sucesso. Estamos felizes em expandir nossa colaboração para renováveis, possibilitando uma ampla oferta de energia no Brasil. Juntos, estamos engajados ativamente para contribuir com a realização da energia eólica offshore e da transição energética do Brasil, criando as condições iniciais necessárias para que a energia renovável se desenvolva de maneira sustentável”, afirma Anders Opedal, CEO da Equinor.

A iniciativa de diversificação rentável do portfólio da Petrobras contribuirá para o sucesso da transição energética e se soma ao plano de redução das emissões operacionais de gases de efeito estufa. A companhia reitera seu objetivo de atingir metas de curto prazo e sua ambição de neutralizar as emissões nas atividades sob seu controle até 2050 – assim como influenciar parceiros em ativos não operados. No Plano Estratégico da Petrobras para o período de 2023 a 2027, a eólica offshore é um dos segmentos priorizados para estudos aprofundados.

O potencial brasileiro para geração de energia eólica offshore traz oportunidades promissoras de diversificação da matriz energética do país. A tecnologia associada à geração eólica offshore utiliza a força dos ventos no mar para a produção de energia renovável – e as principais vantagens são a elevada velocidade e estabilidade dos ventos em alto-mar, livres de interferência de barreiras como rugosidade do solo, florestas, montanhas e construções, por exemplo.

A Petrobras segue mapeando oportunidades e desenvolvendo projetos de desenvolvimento tecnológico nesse segmento, como os testes da Boia Remota de Avaliação de Ventos Offshore (conhecida como Bravo), em parceria com os SENAIs do Rio Grande do Norte (RN) e Santa Catarina (SC).

A Equinor está presente no Brasil desde 2001, e o país é considerado uma das áreas centrais da Equinor. A Equinor possui um portfólio sólido e diversificado de petróleo e gás no Brasil, com licenças em desenvolvimento e em produção como Bacalhau, na Bacia de Santos, e Peregrino, na Bacia de Campos. Em renováveis, Apodi (162 MW) é a primeira usina solar do portfólio global da Equinor, operada pela Scatec. A planta iniciou a produção em 2018. Em 2022, foram iniciadas as obras do projeto solar Mendubim (531 MW), realizado em parceria com a Scatec e a Hydro Rein e previsto para entrar em produção em 2024.

Produção de E2G no Brasil: Perspectiva é de crescimento, com foco na exportação

Raízen e GranBio têm aumentado suas produções de olho no mercado externo, considerado mais atrativo para comercialização do etanol celulósico

NovaCana

O bagaço da cana-de-açúcar, resultante do processo de fabricação de etanol e açúcar, e as folhas que ficavam no campo após a colheita, foram vistos como um problema para as usinas por muitos anos, configurando somente mais um resíduo. A biomassa, no entanto, acabou se tornando um ponto de atenção para o setor sucroenergético, tanto para a cogeração de energia como para a fabricação de mais etanol.

O que antes era visto como uma sobra, se tornou uma solução para aumento da produtividade. O etanol celulósico, ou de segunda geração (E2G), começou a ser produzido em escala comercial em 2011 pela Beta Renewables, em Crescentino, na Itália. Cinco anos depois, porém, a planta foi desativada.

As perspectivas para a produção e comercialização do E2G foram enfraquecendo desde então. Mesmo sendo uma versão ainda mais sustentável do biocombustível, com uma pegada de carbono ainda menor do que a registrada pela versão convencional, havia gargalos em torno de limitações tecnológicas, especialmente em relação ao pré-tratamento da matéria-prima.

Ainda assim, depois de anos sendo apenas uma possível oportunidade para o setor de etanol, o E2G voltou a aparecer em anúncios de investimentos no Brasil.

Atualmente, apenas dois grupos possuem plantas em escala comercial do E2G: a Raízen, com a unidade Costa Pinto, localizada em Piracicaba (SP); e a GranBio, com a Bioflex, que fica em São Miguel dos Campos (AL).

E o atual objetivo das duas companhias é de expansão. A Raízen quer chegar a 20 plantas de E2G anexadas a suas usinas, enquanto a GranBio pretende aumentar a capacidade da sua unidade para 60 milhões de litros por ano, negociando o licenciamento da sua tecnologia de fabricação para outras empresas.

Por esta razão, o NovaCana compilou dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) relacionados ao processamento de matéria-prima pelos dois grupos. Também foram levantadas as produções anuais de E2G de cada unidade em seus relatórios de resultados das últimas três safras.

Com base nestes números, o NovaCana calculou também o rendimento médio anual de cada usina, medido em litros de biocombustível por tonelada.

Em 2022, entre abril e setembro, a Raízen fabricou 17,1 milhões de litros de etanol celulósico, enquanto a GranBio priorizou a geração de energia a partir da biomassa, por uma questão de custos, conforme relata o CEO da companhia, Bernardo Gradin, em entrevista ao portal.

No texto completo, exclusivo para assinantes do NovaCana, você confere gráficos e análises dos números de cada companhia, assim como suas perspectivas para a fabricação do biocombustível.

Maersk Supply Service assina contrato com a Petrobras para três AHTS

 Da Redação OFFSHORE Portos e Navios

A Maersk Supply Service fechou um contrato de três anos com a Petrobras para três AHTS — rebocador, manuseio de âncoras e transporte de suprimentos. Os navios da classe L, "Maersk Leader", "Maersk Launcher" e "Maersk Lancer" foram entregues no Brasil e serão empregados para atividades de manuseio de ancoragem e movimentação de plataformas.

A Maersk Supply Service conta hoje com 12 navios atuando nos mercados brasileiro e latino-americano.

O contrato segue uma série de contratos de soluções para o FPSO "Fluminense" em nome da Shell, bem como o contrato de Mero 2 para a Petrobras. Desde 2017, a Maersk Supply Service expandiu seu portfólio para fornecer soluções EPCI para a fabricação, montagem e instalação de grandes ativos flutuantes.

Shell, Chevron e Petrobras avaliam ofertas de leilão de petróleo na Guiana

 Da Redação OFFSHORE Portos e Navios

O próximo leilão de blocos de exploração de petróleo offshore na Guiana atraiu pelo menos 10 empresas, incluindo Shell, Petrobras e Chevron

O próximo leilão de blocos de exploração de petróleo offshore na Guiana atraiu pelo menos 10 empresas, incluindo Shell, Petrobras e Chevron.

A Guiana está oferecendo 14 blocos offshore em uma tentativa de acelerar o desenvolvimento econômico e reduzir o domínio de um consórcio liderado pela Exxon Mobil em seu setor de petróleo. Os licitantes vencedores devem ser escolhidos no próximo mês.

As empresas interessadas na rodada de abril pagaram por dados sísmicos para avaliar os blocos e decidir se apresentam ofertas, segundo o governo.

A Guiana estima ter até 25 Bbbl de petróleo e gás em sua costa. Um consórcio que inclui Exxon Mobil, Hess e CNOOC opera a área mais importante do país, o Stabroek Block, de 26.800 quilômetros quadrados, com mais de 30 descobertas até o momento.

Exxon, QatarEnergy, Shell, Chevron e Petrobras estão entre as empresas que pagaram US$ 20.000 pelas informações geológicas disponíveis nos 11 blocos de águas rasas e três em águas profundas.

A Guiana planeja emitir um novo modelo de acordo de compartilhamento de produção (PSA) para arrendamento de blocos offshore até o final deste mês, com várias semanas de atraso. Uma proposta preliminar que passaria por uma consulta pública de duas semanas antes perdeu seu lançamento em 13 de fevereiro. O leilão está marcado para 14 de abril.

O futuro da Petrobras

A empresa deve investir para assegurar sua sobrevivência na transição energética. Para isso, precisa ser blindada de aparelhamento político, seja de direita ou de esquerda

A Petrobras registrou um lucro de R$ 188,3 bilhões no ano passado, o maior de sua história. O valor superou o recorde anterior, de 2021, de R$ 106,6 bilhões, resultado que, à época, foi motivo de críticas por parte do ex-presidente Jair Bolsonaro e chegou a ser comparado a um “estupro”. Menos ofensivo, mas tão verborrágico quanto, o presidente Lula da Silva tem adotado estratégia parecida.

O alvo do petista, no entanto, foram os dividendos distribuídos pela companhia, que totalizaram R$ 215,8 bilhões ao longo do ano passado. Para Lula, a empresa priorizou os acionistas minoritários em detrimento de investimentos e do crescimento do País. Nas redes sociais, a presidente do PT, Gleisi Hoffmann, classificou essa política como “indecente”.

É impressionante o quanto a batalha política é capaz de obnubilar discussões relevantes que dizem respeito à Petrobras. Apostando na bravata, Bolsonaro e Lula foram capazes de criticar até o que deveria ser pacífico: uma empresa com participação estatal que dá lucro é algo bom para o País. O futuro da Petrobras, portanto, depende de um debate mais racional do que o que tem predominado há muitos anos.

Líder na exploração de petróleo em águas profundas, a Petrobras é um dos raros casos de sucesso do País. Gera milhares de empregos e movimenta uma enorme cadeia de fornecedores. Como acionista majoritária da Petrobras, a União é uma das maiores beneficiadas pelo êxito financeiro da companhia. Além dos dividendos, os bons resultados da Petrobras geram uma arrecadação bilionária em impostos e royalties, receitas que também financiam Estados e municípios.

Desde o início da guerra na Ucrânia e o aumento das cotações do petróleo, todas as empresas que atuam no setor têm registrado resultados vultosos – algumas com lucro líquido ainda maior que o da brasileira no ano passado, como Saudi Aramco, Chevron e ExxonMobil. A Petrobras, no entanto, teve uma margem de lucro equivalente a 27,3% de suas receitas, bem superior à de suas concorrentes.

É inegável, no entanto, que a Petrobras tem investido proporcionalmente pouco relativamente às suas receitas. Depois dos trágicos anos do governo Dilma Rousseff, a Petrobras passou a focar no pré-sal e a desfazer-se de ativos em outras áreas, como gasodutos e refinarias. Essa decisão estratégica, mantida sob Bolsonaro, certamente contribuiu para reduzir as dívidas da companhia.

A queda do endividamento foi o que proporcionou a distribuição dos dividendos que a companhia pagou nos últimos meses. Mas foi a adoção da política de paridade com o mercado internacional que garantiu a reversão de anos de resultados ruins. Os prejuízos associados ao controle artificial de preços das eras petistas foram muito maiores do que os descobertos e reconhecidos como fruto de corrupção.

O fato de a Petrobras ser uma sociedade de economia mista garante à companhia ter acesso a capital privado para se financiar. É também o que impede – ou deveria impedir – a empresa de fazer política pública e atuar como um braço do Estado para subsidiar combustíveis. Conhecer esses aspectos é fundamental para entender as razões pelas quais a empresa toma algumas decisões.

Ao contrário do que alguns políticos alardeiam, a empresa e seus acionistas não são inimigos do País. A atuação da Petrobras tem sido recorrentemente criticada, mas quase sempre pelos motivos errados. Acabar com a atual política de preços abre margem não só para o retorno dos prejuízos, como para a redução de receitas fundamentais para garantir o futuro da companhia.

Não é hora de investir em refinarias, mas de intensificar a abertura de mercado e a concorrência no setor de combustíveis. A companhia não pode assistir inerte ao esforço de suas principais concorrentes para construir sua sobrevivência em meio à transição energética. Seu futuro passa, necessariamente, por trilhar um caminho para deixar de ser uma petroleira e transformar-se em uma empresa de energia. Para isso, a Petrobras precisa ser blindada de todo tipo de aparelhamento político – seja de direita ou de esquerda. Fonte: Estadão

Quem decide para onde vai a Petrobras?

A maneira pela qual se produziu a vitória de Lula em 2022 não autorizava prognósticos muito otimistas quanto ao que poderia ocorrer na Petrobras em seu terceiro governo. A indicação de Jean Paul Prates para a presidência da Petrobras permitia pensar em dias melhores

Rio

Como sociedade de economia mista, em que a União Federal detém a maioria do capital votante, é natural que os rumos de curto e médio prazo da Petrobras sejam ditados pelo governo da vez. Afinal, as eleições para presidente do país determinam quem terá a palavra final sobre as diretrizes da administração da estatal por pelo menos quatro anos.

Essa instabilidade na condução dos negócios da maior empresa do país não é uma boa notícia. Trata-se de uma companhia aberta com milhares de acionistas nacionais e estrangeiros, que juntos detêm a farta maioria do seu capital (quase dois terços) e, mesmo assim, assistem, impotentes, à incerteza sobre os destinos da Petrobras. Porque detêm ações sem direito a voto – direito, aliás, trocado pelos tão criticados dividendos.

Além disso, em nosso país – ao contrário do que ocorre na Noruega, com a estatal Equinor –, o Congresso se omite na discussão rotineira sobre as empresas do governo. Só acorda quando a mídia se volta para o escândalo da hora ou o lucro do momento. E nunca para discutir mudanças estruturais. Simplesmente aproveitam-se os holofotes, de preferência em uma (quase sempre inútil) Comissão Parlamentar de Inquérito.

A Lei das Estatais (Lei 10.303/16) foi a exceção que confirma a regra. Uma reação apropriada aos desvios confessados na Petrobras e em outras empresas controladas pelo Estado, ao tempo em que a opinião pública estava em choque diante de sua dimensão pantagruélica. Agora, esmaecida a lembrança (com a ajuda da grossa borracha dos tribunais), o enfraquecimento da lei já está na mira dos que querem voltar às liberalidades do passado – desejo que une boa parte dos políticos brasileiros, de todas as ideologias.

A maneira pela qual se produziu a vitória de Lula em 2022 não autorizava prognósticos muito otimistas quanto ao que poderia ocorrer na Petrobras em seu terceiro governo. O apoio a Lula, no segundo turno, por boa parte das forças democráticas, foi construído à margem de uma discussão programática, inclusive sobre a estatal.

Pior: os eleitores que preferiram a defesa da democracia, mesmo ao custo de um indesejado voto em Lula, foram essenciais para a apertada vitória do Partido dos Trabalhadores. Mas o reconhecimento explícito desse fato, no primeiro discurso no dia da vitória – que começou com o agradecimento a Simone Tebet –, durou pouco.

Ainda assim, escrevi neste espaço que a indicação de Jean Paul Prates para a presidência da Petrobras permitia pensar em dias melhores. Sob ataque durante boa parte do governo Bolsonaro – pelos mesmos argumentos que agora motivam as críticas de Lula e do PT –, a companhia seria comandada por um político que era, ao mesmo tempo, um tarimbado consultor na área do petróleo. Conhecia a Petrobras e o mercado.

Acontece que, passados pouco mais de sessenta dias da posse de Lula, aparentemente o governo pôs em marcha um plano de reversão da estratégia da Petrobras, que não apenas aumenta o risco de ressurgimento das piores práticas que afetaram a companhia, como ignora o papel do parlamento nas decisões a ela atinentes.

O primeiro sinal veio em 28 de fevereiro, quando o Ministério das Minas e Energia pediu oficialmente a suspensão dos processos de desinvestimento pela Petrobras. A companhia, cautelosamente, se comprometeu a avaliar “eventuais compromissos já assumidos, suas cláusulas punitivas e suas consequências, para que as instâncias de governança avaliem potenciais riscos jurídicos e econômicos decorrentes”

Entretanto, já em 1º de março o Conselho de Administração propôs a retenção de quase 20% dos dividendos relativos aos lucros de 2022, para a criação de uma reserva sem finalidade específica – um cheque em branco, que provavelmente por isso não contou com o voto de todos os conselheiros de administração.

No mesmo dia, o governo indicou ao conselho da Petrobras Bruno Moretti, um importante quadro do PT, que tem posição crítica tanto à venda de ativos pela Petrobras quanto aos investidores do mercado de capitais, que estão “lá na bolsa de Nova York, ganhando muito dinheiro à custa dos elevados preços de derivados, e a população pagando esses preços”. Esqueceu-se dos bilhões de reais em recursos do FGTS de milhares de trabalhadores brasileiros, que estão aplicados em ações da companhia.

Por fim, segundo o Valor, o presidente da Petrobras declarou, na teleconferência de resultados de 2 de março, que buscaria uma maior relevância de fontes renováveis nos investimentos da companhia, em “projetos sólidos e parceiros excelentes”, visando à transição energética. “Temos que ter foco no que sabemos fazer para ter bons resultados e investir parte disso em novas áreas para continuar vivos por mais 70 anos”, disse.

O discurso seria cabível numa empresa privada. Mas a gradual transformação da Petrobras em uma “EnergiaBras” encontra restrições de ao menos duas ordens. Uma vem do mundo real, esse teimoso fornecedor de evidências. Sob permanente influência política, a estatal não escolhe nem “projetos sólidos” nem “parceiros excelentes”. Os lucros vêm mesmo é dos negócios em que a própria empresa já tem know-how.

A segunda restrição, e mais importante, é política. Uma coisa é o estatuto da Petrobras autorizá-la, como faz, a também investir em outras fontes de energia. Coisa bem diferente é transformar por completo a atividade da companhia, ainda que lentamente. Para isso, a Constituição (art. 173) exige uma decisão do parlamento, que não pode se omitir, mais uma vez, na discussão séria sobre o futuro da Petrobras.

O Brasil pode até vir a decidir, ignorando as lições que deveriam ter sido aprendidas no passado, que precisa de uma estatal de energia. É certo, entretanto, que essa decisão caberá ao Congresso Nacional, e não ao conselho de administração da Petrobras, ao deliberar, ano a ano, sobre o plano de investimentos da companhia. Fonte: Valor Investe

Acordo entre Petrobras e Shell também envolve transição e renováveis

Memorando de entendimentos visa identificar potenciais oportunidades de negócio no upstream

PEDRO AURÉLIO TEIXEIRA, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DO RIO DE JANEIRO

O memorando de entendimentos assinado entre Petrobras e Shell na última quinta-feira, 9 de março, também contemplará esforços de transição energética, com ênfase em renováveis e Captura, Utilização e Armazenamento de Carbono. As empresas anunciaram parceria de cinco anos para identificar potenciais oportunidades de negócio no upstream, compartilhando experiências e melhores práticas em redução de emissões de carbono e iniciativas socioambientais. O contrato tem duração de cinco anos.

O acordo não vinculante foca em potenciais oportunidades de exploração dentro e fora do pré-sal, incluindo a Margem Equatorial. Na parte ambiental, Petrobras e Shell pretendem estabelecer projetos para preservar e restaurar a biodiversidade, com o objetivo de emitir créditos para compensar as emissões de carbono. As empresas também buscarão atuar em conjunto em projetos de investimento social.

Somente após a conclusão de análises técnicas por grupo multidisciplinar, projetos oriundos do acordo terão estimativas oficiais de custo e retorno, para que no futuro sejam apreciados de acordo com a governança da companhia.

Eneva promete investir R$ 11 bilhões até 2030

Empresa reduz dependência de despacho térmico e em 2024 coloca em operação UTE e terminal de liquefação

DA AGÊNCIA CANALENERGIA

A Eneva anunciou que deve investir mais R$ 11 bilhões até 2030. Entre 2017 e 2022, os investimentos ficaram em R$8,4 bilhões, envolvendo aquisições e expansão da operação. Os números foram anunciados em encontro com investidores na última quarta-feira, 8 de março.

A empresa destacou que uma das maiores conquistas em 2022 foi a redução da dependência na geração de receitas dos despachos de energia comandados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. Com isso, mesmo que não haja demanda pela geração térmica, a Eneva tem bons resultados financeiros positivos, por conta da compra de ativos que trazem receita fixa a companhia por estarem disponíveis para contribuir com a segurança energética.

Foram definidos seis desafios estratégicos para criação de valor e avançar no setor de energia no país. Estender o ciclo de vida dos ativos da companhia e replicar o modelo de negócios R2W do Maranhão para outras regiões; maximizar as reservas e prover soluções integradas aos clientes da região Norte do país; comercializar recursos energéticos e desenvolver novos modelos de negócios, como já realizado com sucesso em contratos com grandes clientes como Vale e Suzano em 2022; desenvolver portfólio renovável e promover tecnologias de baixo carbono e construir uma organização ágil e adequada aos novos desafios.

A capacidade contratada de energia da Eneva cresceu em 4,1 GW nos últimos cinco anos, indo a 6,3 GW. Já a reserva de gás provada e provável avançou em 28,7 bilhões de metros cúbicos, no mesmo período, chegando a 47,5 bilhões de m³. A UTE Parnaíba VI (92 MW) deve entrar em operação em novembro de 2024. A usina fecha o ciclo de Parnaíba III, o que representará um acréscimo à capacidade do complexo para 1,9 GW e o tornará o maior Complexo Termelétrico do país. Durante a obra serão criados 900 empregos diretos e indiretos, a partir do investimento de R$ 651 milhões, que, a partir de 2025, vão gerar uma receita fixa anual de R$ 105 milhões, por 25 anos.

A outra unidade de negócios que deverá entrar em operação em maio deste ano é o terminal de Liquefação Parnaíba. Com investimento de R$ 980 milhões, deve gerar receita anual de R$ 430 milhões. A projeção é que durante a obra sejam gerados 850 empregos diretos e indiretos. Nesse terminal, o gás extraído dos campos maranhenses será transformado em GNL para ser transportado a clientes industriais. Vale e Suzano já fecharam contratos de fornecimento.

De acordo com o CEO Lino Cançado, a Eneva está se tornando uma empresa única no país, que vai garantir uma receita fixa maior e independente de fatores externos, ao mesmo tempo preparada para um acréscimo de receita variável em momentos oportunos, seja por despachos, seja por comercialização dos produtos.

Suape terá apoio do governo inglês para produção de hidrogênio verde

 Da Redação PORTOS E LOGÍSTICA Portos e Navios

Encontro ocorrido na embaixada brasileira na capital londrina reuniu representantes de quatro portos nacionais e do Senai Brasil

Os projetos de incentivo à pesquisa e à produção de hidrogênio verde no Complexo Industrial Portuário de Suape e em outros atracadouros brasileiros ganharam o Reino Unido como parceiro. O apoio foi anunciado nesta quinta-feira (9), durante a realização do ‘Hydrogen Opportunities in Brazil’, ocorrido em Londres, com a participação de empresários do setor de energias renováveis e pesquisadores da área.

O evento, promovido pela Embaixada do Brasil no Reino Unido em parceria com o governo anfitrião, contou com a participação das unidades de Pernambuco e da Bahia do Senai, além de quatro portos nacionais, incluindo o Complexo de Suape, que já possui uma agenda voltada para a produção do combustível.

A administração de Suape apresentou o potencial estratégico do complexo e os projetos de H2V em andamento e previstos. “A partir dessa agenda, vamos criar um grupo específico para rever nossa estratégia. Precisamos mapear as oportunidades em toda cadeia de valor do H2V e estabelecer parcerias com centros de pesquisa de energias renováveis, como os das cidades de Aberdeen (Escócia) e Sheffield (Inglaterra)”, disse o diretor-presidente de Suape, Marcio Guiot.

A parceria também prevê uma conexão direta do complexo de Suape com um porto britânico visando o fortalecimento dos projetos focados na pesquisa e produção do hidrogênio verde. “Será de grande importância essa troca contínua de informações e de tecnologias para ambos os países”, ressaltou o diretor de meio ambiente e sustentabilidade de Suape, Carlos Cavalcanti.

O Instituto Senai de Inovação (ISI) foi representado pelo diretor André Luiz Pierre Mattei e o Senai Cimatec, pelo gerente executivo José Luís Gonçalves de Almeida. Além do Complexo de Suape, participaram do Hydrogen Opportunities in Brazil os Portos de Pecém, Açu, Rio Grande do Sul e Cluster Marítimo gaúcho. O evento teve apoio da Câmara de Comércio Brasil Reino Unido, Lide United Kingdom, Santander e REA (Associação de Energia Renovável e Tecnologia Limpa).

Petrobras e Shel firmam acordo para identificação de oportunidades

A Petrobras e a Shell firmaram nesta quinta-feira (9) memorando de entendimentos com a finalidade de promover discussões e colaborações entre as empresas. As companhias vão trabalhar juntas para identificar potenciais oportunidades de negócio no upstream, compartilhando experiências e melhores práticas em redução de emissões de carbono e iniciativas socioambientais. O contrato tem duração de cinco anos.

O acordo foi firmado pelo presidente da Petrobras Jean Paul Prates e o CEO da Shell Wael Sawan, durante a CERAWeek, em Houston, EUA.

Esse acordo não vinculante foca em potenciais oportunidades de exploração dentro e fora do pré-sal, incluindo a Margem Equatorial. Também contempla esforços de transição energética, com ênfase em renováveis e Captura, Utilização e Armazenamento de Carbono (CCUS). Na frente ambiental, Petrobras e Shell pretendem estabelecer projetos para preservar e restaurar a biodiversidade, com o objetivo de emitir créditos para compensar as emissões de carbono. Além disso, as empresas também buscarão atuar em conjunto em projetos de investimento social.

Em nota, a Petrobras sinaliza: "Com essa parceria, as empresas reconhecem que sinergias em projetos de E&P que contemplem iniciativas de descarbonização são estratégicos em um cenário de economia de baixo carbono e reforçam a intenção de buscar novas oportunidades de parcerias no Brasil e no exterior. Para acompanhar o progresso dos estudos e discussões, serão formados comitês de representantes de ambas as empresas".

“Contar com parceiros como a Shell é fundamental para os planos futuros da Petrobras, pois as parcerias conferem solidez e robustez aos projetos conjuntos em áreas que a empresa está buscando diversificação rentável, como renováveis e hidrogênio. Vamos buscar entendimento com os maiores players para seguir nessa jornada da Petrobras por uma transição energética justa”, destacou Jean Paul Prates.

“Neste momento, em que a Shell comemora nosso aniversário de 110 anos de trabalho no Brasil, este empolgante acordo reforça tanto a importância do país em nosso portfólio global quanto nossa forte parceria com a Petrobras”, disse Wael Sawan, CEO da Shell.

Somente após a conclusão de análises técnicas por grupo multidisciplinar, projetos advindos do acordo terão estimativas oficiais de custo e retorno, necessárias para futuramente serem apreciados pelas instâncias de aprovação interna, de acordo com a governança da companhia.

Parceria tecnológica

A Petrobras e Shell possuem longo histórico de cooperação na área de pesquisa e desenvolvimento em tecnologias de interesse mútuo, tendo um Acordo de Cooperação Técnica Estratégica (ACTE) vigente desde 2020. Atualmente, Petrobras e Shell são parceiras em ativos importantes no Brasil, tais como Tupi, Sapinhoá, Mero, Atapu, entre outros. Fonte: Portos e Navios

Vendas de etanol totalizam 2,12 bilhões de litros em fevereiro/23

Redação TN Petróleo/Assessoria UNICA

A moagem de cana-de-açúcar na segunda quinzena de fevereiro na região Centro-Sul totalizou 71,79 mil toneladas. Nesse mesmo período, no ano anterior, foram processadas 159,38 mil tonelada de cana-de-açúcar -- queda de 54,95%. No acumulado da safra 2022/2023, a moagem atingiu 542,54 milhões de toneladas, ante 522,78 milhões de toneladas registradas no mesmo período no ciclo 2021/2022 -- um avanço de 3,78%.

Na segunda metade de fevereiro, duas unidades retomaram a moagem e dão início à safra 2023/2024. Ao término da quinzena, permanecem em operação 15 unidades no Centro-Sul, sendo quatro unidades com processamento de cana-de-açúcar e 11 empresas que fabricam etanol a partir do milho. No mesmo período, na safra 2021/2022, havia nove parques fabris em atividade.

Em levantamento preliminar realizado pela UNICA, espera-se que 18 unidades produtoras reiniciem as atividades da operação agrícola durante a primeira quinzena de março. O ritmo de retorno das usinas pode sofrer alterações a depender das condições climáticas de cada região canavieira.

A qualidade da matéria-prima colhida acumulada desde o início da safra até a segunda metade de fevereiro, mensurada em kg de ATR por tonelada de cana-de-açúcar processada, apresentou redução de 1,28% na comparação com o mesmo período do último ciclo agrícola, atingindo 141,14 kg de ATR por tonelada nesta safra.

Produção de açúcar e etanol

A produção de açúcar na segunda quinzena de fevereiro totalizou 381 toneladas. No acumulado desde o início da safra 2022/2023, a fabricação do adoçante totaliza 33,50 milhões de toneladas, contra 32,06 milhões de toneladas do ciclo anterior ( 4,50%).

Na segunda metade de fevereiro, 154,70 milhões de litros ( 19,69%) de etanol foram fabricados pelas unidades do Centro-Sul. Do volume total produzido, o etanol hidratado alcançou 99,70 milhões de litros (-20,01%), enquanto a produção de etanol anidro totalizou 55,00 milhões de litros -- frente ao pequeno volume de 4,6 milhões de litros fabricados no ciclo agrícola anterior.

No acumulado desde o início do atual ciclo agrícola até 28 de fevereiro, a fabricação do biocombustível totalizou 28,25 bilhões de litros ( 3,69%), sendo 16,22 bilhões de etanol hidratado (-0,70%) e 12,03 bilhões de anidro ( 10,27%).

Do total de etanol fabricado na quinzena, 97% foram fabricados a partir do milho, registrando produção de 149,81 milhões de litros neste ano, contra 118,72 milhões de litros no mesmo período do ciclo 2021/2022 -- avanço de 26,19%. No acumulado desde o início da safra, a produção de etanol de milho atingiu 3,99 bilhões de litros - avanço de 26,36% na comparação com igual período do ano passado.

Vendas de etanol

No mês de fevereiro, as vendas de etanol totalizaram 2,12 bilhões de litros, o que representa um aumento de 4,87% em relação ao mesmo período da safra 2021/2022.

Quanto aos negócios realizados em mercado doméstico, o volume de etanol hidratado totalizou 1,09 bilhão de litros, o que significa uma queda de 1,89% em relação ao mesmo período da safra anterior. Quando comparado ao ciclo agrícola 2021/2022, a segunda metade de fevereiro contribuiu para deterioração das vendas o que possivelmente está relacionado com o menor número de dias úteis derivado do feriado de carnaval no Brasil. A despeito dessa condição, houve um avanço na comparação com relação a janeiro de 2023 -- em que foram vendidos 999,88 milhões de litros -- e, no agregado do atual ano safra, as vendas se mantêm em terreno positivo quando comparado ao ciclo agrícola passado, com 14,30 bilhões de litros de hidratado, um ligeiro acréscimo de 0,47% em relação à safra 2021/2022.

A venda de etanol anidro para mercado interno também não passou impune à condição de retração na quinzena. No entanto, no agregado de fevereiro atingiu a marca de 879,76 milhões de litros, o que representa um crescimento de 4,48%. Na safra 2022/2023 foram vendidos 10,13 bilhões de litros -- variação positiva de 8,13% em relação ao ciclo 2021/2022.

Na direção contrária àquela observada nas vendas de mercado interno, o fluxo de comércio relacionado à exportação registrou valores bastante robustos, especialmente na segunda metade do mês. Foram exportados, no mês de fevereiro, 88,10 milhões de litros de etanol hidratado -- aumento de 49,36% em relação à safra 2021/2022 -- e 67,13 milhões de litros de etanol anidro -- aumento de 362%.

No acumulado de abril de 2022 até 28 de fevereiro de 2023, foram comercializados 15,24 bilhões de litros de hidratado ( 0,85%) e 11,55 bilhões de litros de etanol anidro ( 16,50%). Desses volumes supramencionados, 6% correspondem a operações de exportação, para o etanol hidratado, enquanto 12% é a representatividade das vendas ao mercado externo de etanol anidro, em relação ao total comercializado pelos produtores.

Mercado de CBios

Dados da B3 registrados até o dia 8 de março indicam a emissão de 5,84 milhões de CBios em 2023. Até a data supracitada, a parte obrigada do programa RenovaBio havia adquirido cerca de 39,32 milhões de créditos de descarbonização [1].

1] Esse valor considera o estoque de passagem da parte obrigada em 2021 somada com os créditos adquiridos em 2022 e 2023, até o momento, estejam eles ativos ou aposentados. O horizonte temporal selecionado cobre as aquisições que compreenderão os créditos utilizados para atendimento das metas de 2022, cujo prazo havia sido postergado, e 2023.

Parcerias na América do Sul são discutidas entre Petrobras e Ministério de Minas e Energia da Colômbia

Redação TN Petróleo, Agência Petrobras

O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, se reuniu, nesta quinta-feira (9/3), com a Ministra de Minas e Energia da Colômbia, Irene Vélez Torres, durante a programação da CERAWeek em Houston, Texas (EUA).

Jean Paul Prates comentou sobre os desafios que unem Brasil e Colômbia como países ricos em recursos renováveis e a responsabilidade de preservar a Floresta Amazônica, maior floresta tropical do mundo, que ocupa o território dos dois países.

O presidente da Petrobras destacou os projetos ambientais da Petrobras para proteção da floresta e reforçou a necessidade de congregar esforços da indústria de energia e de governos em prol da preservação ambiental. Ele citou a operação da Petrobras em Urucu, na Amazônia, como caso de sucesso no desenvolvimento de atividades do setor de óleo e gás e preservação do meio ambiente.

As duas autoridades também debateram as perspectivas de desenvolvimento da produção de gás natural no bloco Tayrona, na Colômbia, uma área prioritária que a Petrobras detém em parceria com a Ecopetrol.

Recentemente, em julho de 2022, foi descoberta uma acumulação de gás natural no local por meio do poço Uchuva-1, perfurado em águas profundas, a 32Km da costa e a 76 Km da cidade de Santa Marta, em uma lâmina d’água de aproximadamente 830 metros. Estão previstas ainda a perfuração de mais poços nos próximos dois anos.

A descoberta aumenta as perspectivas de desenvolvimento de nova fronteira de exploração e produção na Colômbia e abre caminho para novas iniciativas para melhor aproveitamento das reservas de óleo e gás da região.

Preço do gás poderá cair, estima CEO da Comgás

SindusCon,

O custo do gás para a Comgás em 2023 tende a ser menor que no ano passado, o que poderá baratear seu preço ao consumidor final.

Isto foi o que estimou o CEO da Comgás, Antonio Simões, ao visitar o SindusCon-SP em 08 de março, acompanhado de Marcelo Rebelo Besteiro, diretor de Comunicação, Institucional, Regulatório e ESG da companhia, e de Milena Brito, diretora de Vendas e Marketing.

Simões comentou que a companhia segue empenhada na chamada transição energética, a qual, entre outras ações, implica a substituição do gás natural de origem fóssil por biometano – um processo gradual que, segundo ele, ainda deverá levar 10 ou 20 anos ou mais, e que precisa ser feito com segurança.

Os dirigentes do SindusCon-SP destacaram a excelência do atendimento da companhia e comentaram sobre aspectos das ligações de gás nos empreendimentos imobiliários. Apresentaram ainda um panorama sobre a indústria da construção, informando que o setor estima seguir crescendo em 2023, embora a uma taxa menor que no ano passado.

Maior distribuidora de gás natural canalizado do país, a Comgás abastece mais de 2,1 milhões de consumidores nos segmentos residencial, comercial e industrial, em 90 municípios do Estado de São Paulo, por meio de uma rede de mais de 19 mil quilômetros. Desde 2020, tem 99,14% de seu capital em mãos da Compass Gás e Energia, uma empresa do grupo Cosan.

Os principais compromissos ESG da Comgás são: ter um terço dos cargos de liderança ocupados por mulheres; aumentar a quantidade de pessoas impactadas por suas parcerias e ações de voluntariado; ter uma política net zero em emissões de gases do efeito estufa; reduzir em 15% o índice médio de dano de terceiros em suas operações, e incorporar gás de origem renovável no portfólio de suprimentos.

EUA: volume de produção de etanol cresce na semana para 1 milhão de barris por dia

Dow Jones Newswires,

Entre os últimos dias de fevereiro até 3 de março, a produção média de etanol nos Estados Unidos foi de 1,01 milhão de barris por dia. O volume representa aumento de 0,7% ante o registrado na semana anterior, de 1,003 milhão de barris por dia.

Já os estoques do biocombustível aumentaram 2%, para 25,3 milhões de barris. Os números foram divulgados ontem, 8, pela Administração de Informação de Energia do país (EIA, na sigla em inglês).

Analistas consultados pela Dow Jones Newswires esperavam produção entre 933 mil e 1,025 milhão de barris por dia. Quanto aos estoques, as estimativas iam de 24 milhões e 25,175 milhões de barris.

Os números de produção de etanol nos Estados Unidos são um indicador da demanda interna por milho. No país, o biocombustível é fabricado principalmente com o grão e a indústria local consome mais de um terço da safra doméstica do cereal.

Preços do petróleo caem 1% para mínimas de 2 semanas devido a preocupações com recessão

Reuters,

Os preços do petróleo caíram cerca de 1% para uma mínima de duas semanas nesta quinta-feira, devido às crescentes preocupações de que o Federal Reserve dos EUA possa ir longe demais com seus aumentos nas taxas de juros para controlar a inflação, o que pode causar uma recessão e reduzir a demanda futura por petróleo.

O banco central dos EUA usa taxas de juros mais altas para reduzir a inflação. Mas essas taxas maiores aumentam os custos de empréstimos do consumidor, o que pode desacelerar a economia.

"O Fed continua vindo... e isso está se traduzindo em temores sobre a menor demanda por petróleo no caminho por causa de uma possível recessão", disse John Kilduff, sócio da consultoria de investimentos Again Capital LLC em Nova York.

O Brent caiu 1,07 dólar, ou 1,3%, para 81,59 dólares o barril, o menor fechamento desde 22 de fevereiro.

O petróleo dos EUA (WTI) baixou 0,94 dólar, ou 1,2%, para 75,72 dólares, o menor fechamento desde 27 de fevereiro.

Isso colocou os dois benchmarks em baixa pelo terceiro dia consecutivo, com o WTI caindo cerca de 6% e o Brent caindo cerca de 5% durante esse período.

O número de norte-americanos entrando com novos pedidos de auxílio-desemprego teve o maior aumento em cinco meses na semana passada, mas a tendência subjacente permaneceu consistente com um mercado de trabalho apertado.

Os contratos futuros de petróleo e as ações de Wall Street estavam sendo negociados em alta na manhã de quinta-feira, na ideia de que os dados do desemprego nos EUA poderiam levar o Fed a desacelerar o ritmo de futuras altas nas taxas de juros.

As ações de Wall Street caíram na quinta-feira, com todos os três principais índices de ações em queda, pois os investidores temiam que um relatório de empregos na sexta-feira pudesse estimular aumentos agressivos das taxas de juros pelo Federal Reserve.

Analistas esperam que a economia dos EUA tenha criado 205.000 empregos no mês passado -- uma forte desaceleração em relação a janeiro-- e veem a taxa de desemprego se mantendo firme em 3,4%.

Apoiando os preços do petróleo na quinta-feira, a TotalEnergies não conseguiu fazer entregas de suas refinarias francesas na quinta-feira por causa da greve contínua um dia depois que os dados mostraram um declínio inesperado nos estoques de petróleo dos EUA na semana passada.

Setor de transportes e montadoras pedem “diesel verde” antes de definição sobre biodiesel

Money Times,

Representantes das indústrias de combustíveis, de transportes e montadoras de veículos e máquinas defenderam nesta quinta-feira que o uso do biodiesel precisa ser revisado no Brasil, ao mesmo tempo em que consideram que este biocombustível traz problemas para motores e é menos eficiente em relação a outras rotas tecnológicas, como o chamado “diesel verde”.

Entidades como a Federação Brasilcom, de distribuidoras de combustíveis, Abimaq, Anfavea e Fenabrave, que congregam fabricantes de máquinas e veículos, além de entidades de transportes como a CNT e a NTC, afirmaram ainda que produtores de biodiesel no país estão atuando para garantir reserva de mercado contra a concorrência de biocombustíveis mais modernos, antes de uma reunião sobre a definição de uma nova mistura no diesel.

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) terá sua primeira reunião no novo governo no próximo dia 17 e há uma expectativa da indústria de biodiesel de que possa ser discutido o teor de mistura de biodiesel no diesel, com validade a partir de abril.

“O biodiesel produzido hoje no Brasil é o de base éster. A característica química desse biodiesel gera problemas como o de criação de borra, com alto teor poluidor. Na prática, esse sedimento danifica peças automotivas, bombas de abastecimento, geradores de hospitais, máquinas agrícolas e motores estacionários”, afirmou o comunicado.

Produtores de biodiesel tem repudiado posições como a externada na nota da entidade divulgada nesta quinta-feira, afirmando que há testes que garantem a qualidade do biodiesel e que há consenso de que o uso do biocombustível reduz as emissões de particulados, monóxido de carbono e hidrocarbonetos, diminuindo a poluição atmosférica.

A nota de associações de transportes, veículos e combustíveis atinge ainda a indústria de soja, já que mais de 65% da produção de biodiesel no Brasil em 2022 foi feita a partir de óleo de soja.

Mas as associações avaliam que há alternativas, usando a mesma matéria-prima.

“Com a mesma soja e demais biomassas que se faz o biodiesel de base éster é possível fazer o diesel verde (HVO) – este, sim, sustentável e funcional”, disse nota.

“Mas as discussões sobre o incentivo à produção e uso de diesel verde não evoluem também por questões econômicas e políticas. Quem produz o biodiesel não quer o HVO”, adicionou.

Na carta, as diversas associações reiteraram suas críticas sobre a qualidade do biodiesel produzido no país e acusaram ainda a indústria de não querer “perder o lucro fácil e rápido do biodiesel de base éster, nem investir na modernização do processo industrial para produzir diesel verde”.

“O que era, inicialmente, uma proposta de economia solidária e de incentivo ao uso de energia limpa, além de fonte de renda para a agricultura familiar e para o agricultor de baixa renda –com o plantio de palma e mamona para produção de biodiesel–, transformou-se em um negócio rentável apenas para os grandes produtores.”

Nesta semana, a Frente Parlamentar Mista do Biodiesel (FPBio) disse que o ministro da Agricultura, Carlos Fávaro, reafirmou sua posição favorável para que o governo conduza uma política reformulada, com planos de ação voltados à expansão sustentável do setor de biodiesel.

Segundo a FPBio, o governo vai decidir o aumento da mistura dos atuais 10% para um teor que pode chegar a 15% de forma escalonada.

As entidades, porém, defendem que a indústria automotiva tem sofrido consequências com as avaliações de padrão de qualidade: perda da eficiência de motores, aumento do consumo de diesel e, consequentemente, mais poluição.

No ano passado, despacho publicado pelo então presidente Jair Bolsonaro vetou admissão do CNPE para que outras rotas tecnológicas de combustíveis possam participar do programa de mistura obrigatória de biodiesel.

A decisão foi um revés para a Petrobras, que tem o R5, um produto que tem 95% de diesel e 5% de óleo vegetal.

Reformas das regras para gás e combustíveis mudam de mãos na ANP

Agência definiu a nova vinculação das áreas às diretorias para o próximo ciclo de 15 meses

André Ramalho - Em Combustíveis, Mercado de gás, Política energética - EPBR

RIO — A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou nesta sexta-feira (10/3) a nova distribuição das áreas técnicas entre os diretores. A mudança vale a partir de sábado (11/3), com vigência até junho de 2024.

O rodízio ocorre a cada 15 meses, de acordo com o regimento da agência.

Hoje, todos os cinco diretores da ANP foram indicados pelo ex-presidente Jair Bolsonaro (PL) — governo em que foi concluída a transição prevista na Lei das Estatais. Pela regra vigente, não cabem novas reconduções.

Lula (PT) poderá renovar ao menos dois quadros: Claudio Jorge de Souza tem mandato até dezembro deste ano; e o diretor-geral, Rodolfo Saboia, até 22 de dezembro de 2024.

Os mandatos de Daniel Maia e Fernando Moura, por sua vez, acabam em outubro e novembro de 2026, respectivamente — no fim, portanto, deste terceiro mandato de Lula.

Gás natural e infraestrutura de combustíveis

Cláudio Jorge de Souza passa a ser responsável pela área de superintendência de Infraestrutura e Movimentações (SIM) — chefiada por Hélio Bisaggio e responsável por temas como a regulação do mercado de gás natural e logística de combustíveis.

É na SIM, até o momento submetida a Fernando Moura, que estão discussões como o acordo que pode levar ao fim da disputa pelo Subida da Serra — gasoduto paulista construído pela Comgás, controlada pela Compass, mas que a ANP entendeu em 2021 se tratar de um ativo de transporte.

Relembre o caso Subida da Serra.

E mais: ANP ganha reforço para acelerar a extensa (e atrasada) agenda do gás

É também uma das áreas responsáveis por propor as regras de acesso de terceiros à infraestrutura de gás natural e combustíveis, como gasodutos e terminais aquaviários — temas que ganharam força de dois anos para cá.

Você viu por aqui:

Tancagem é principal motivo para negativas de acesso em terminais;

O que diz o projeto do governo de livre acesso aos dutos e terminais;

Claudio Jorge também assume a Defesa da Concorrência (SDC), onda há discussões correlatas.

Mais downstream

Fernando Moura seguirá à frente de áreas de interesse do downstream brasileiro, com as superintendências de Biocombustíveis e Qualidade de Produtos (SBQ); e Fiscalização do Abastecimento (SFI) – esta última, responsável por apurar e autuar agentes do refino, distribuição e varejo de combustíveis.

Conduzirá, por exemplo, a revisão das especificações do gás natural e do biodiesel, além da revisão da Resolução 791/2019, para redução de metas do Renovabio, mediante a compra de biocombustíveis por contratos de longo prazo.

Temas dos produtores de petróleo e gás natural

Symone Araújo, com Produção de Combustíveis (SPC), e Daniel Maia, com Distribuição e Logística (SDL), também serão responsáveis por comandar e relatar ações que afetam o mercado de refino e combustíveis.

A exploração e produção segue distribuída entre diversos diretores:

Symone cuidará por 15 meses da oferta de áreas (SPL);

Geologia e exploração ficam com Claudio Jorge de Souza;

e Fernando Moura com desenvolvimento da produção.

Com Symone Araújo, ficarão pautas como a revisão do preço de referência do petróleo adotado no cálculo de royalties e participações especiais.

Há duas discussões em paralelo ocorrendo na agência: uma para reduzir a carga sobre pequenos e médios produtores; outra para elevar para todos os agentes, incorporando ganhos de valor recentes do óleo brasileiro.

Maia cuidará, por exemplo, da área que analisa os planos de desenvolvimento – assunto que está no radar, no debate sobre a necessidade de se impor limites à reinjeção de gás natural.

As novas resoluções da ANP, recursos em caso de penas administrativas e a aprovação de projetos dos agentes regulados são aprovadas de forma colegiada.

Segue abaixo a nova distribuição das áreas da ANP:

Symone Araújo (diretoria I):

Mandato até 27 de março de 2027

Conteúdo Local (SCL);

Participações Governamentais (SPG);

Produção de Combustíveis (SPC);

Promoção de Licitações (SPL).

Daniel Maia (diretoria II)

Mandato até 13 de outubro de 2026:

Dados Técnicos (SDT);

Distribuição e Logística (SDL);

Pesquisa e Desenvolvimento (SPD);

e Segurança Operacional e Meio Ambiente (SSM);

Fernando Moura (diretoria III)

Mandato até 9 de novembro de 2026

Núcleo de Medição e Fiscalização da Produção (NFP);

Biocombustíveis e Qualidade de Produtos (SBQ);

Fiscalização do Abastecimento (SFI);

e Desenvolvimento e Produção (SDP);

Cláudio Jorge de Souza (diretoria IV)

Mandato até 21 de dezembro de 2023

Avaliação Geológica (SAG);

Defesa da Concorrência (SDC);

Exploração (SEP);

e Infraestrutura e Movimentações (SIM).

CEO da Petrobras (PETR4) rebate críticas ao plano de investir em eólicas offshore: “são apenas projetos iniciais”

Prates também disse que outros anúncios serão feitos em breve, com outras parceiras e possibilidades, não apenas na transição energética

Por

Felipe Moreira - Infomoney

Em vídeo divulgado na noite da última quarta-feira (8), o CEO da Petrobras (PETR4), Jean Paul Prates, respondeu a reação negativa do mercado ao anúncio da carta de intenções assinada junto à Equinor (estatal norueguesa de petróleo) para estudos sobre a viabilidade projetos eólicos offshore.

Prates reafirmou tratar-se de um acordo para analisar junto com Equinor sete oportunidades, sete áreas offshore ou áreas marítimas que poderão ou não virar empreendimento. “O anúncio disso parece que provocou indevidamente a interpretação de que nós estaríamos já colocando, alocando capital nesses processos, nesses projetos”, afirmou. “São apenas projetos iniciais, são apenas desenhos de blocos marítimos, onde nós vamos tentar conseguir primeiro a outorga, depois fazer o projeto, apresentar isso para as decisões de investimento, um a um, no estoque de projetos para analisar.”

De acordo com ele, não faz sentindo achar que os 14,5 gigawatts anunciados no total dos setes projetos serão aportados todos de uma vez.

O setor offshore de petróleo e gás está de volta

POR SUZANA MELO – O Petróleo

O offshore está de volta, de acordo com a Rystad Energy, que observou em um comunicado enviado à um portal de noticia esta semana que o setor offshore de petróleo e gás está definido para o maior crescimento em uma década nos próximos dois anos, “com US $ 214 bilhões em novos investimentos em projetos alinhados acima”.

O gasto anual de capital ultrapassará a marca de US$ 100 bilhões em 2023 e 2024, de acordo com a Rystad Energy, que destacou que esta seria a primeira violação em dois anos consecutivos desde 2012 e 2013.

A força de trabalho remota de petróleo e gás desempenhará um papel maior no futuro

Espera-se que a atividade offshore responda por 68% de todas as sanções hidrocarbonetos convencionais em 2023 e 2024, afirmou Rystad, apontando que esse número ficou em 40% entre 2015 e 2018.

Os desenvolvimentos offshore também representarão quase metade de todos os projetos sancionados nos próximos dois anos, em termos de contagem total de projetos, acima dos 29% de 2015-2018, destacou Rystad.

A empresa observou que esses novos investimentos serão uma “vantagem” para o mercado de serviços offshore, “com os gastos da cadeia de suprimentos crescendo 16% em 2023 e 2024, um aumento anual de US$ 21 bilhões na década”.

“As atividades de plataformas offshore, embarcações, armazenamento de produção submarina e flutuante e descarregamento (FPSO) estão prontas para florescer”, disse Rystad.

Total suspende investimento em projeto de hidrogênio de US$ 50 bilhões

“A produção offshore de petróleo e gás não vai a lugar nenhum, e o setor agora é mais importante do que nunca”, disse Audun Martinsen, chefe de pesquisa da cadeia de suprimentos da Rystad Energy, em comunicado da empresa.

“Como um dos métodos de extração de hidrocarbonetos com menor intensidade de carbono, as operadoras offshore e as empresas de serviços devem esperar uma colheita inesperada nos próximos anos, à medida que as superpotências globais tentam reduzir sua pegada de carbono enquanto avançam na transição energética”, acrescentou.

Principais impulsionadores globais

A “expansão considerável” das atividades offshore no Oriente Médio foi apontada por Rystad como um dos principais impulsionadores globais.

“Pela primeira vez, os gastos offshore na região superarão todos os outros, impulsionados por projetos gigantescos na Arábia Saudita, Catar e Emirados Árabes Unidos”, afirmou a empresa.

“O crescimento dos gastos offshore da área parece destinado a continuar pelo menos nos próximos três anos, crescendo de US$ 33 bilhões este ano para US$ 41 bilhões em 2025. Esses países estão explorando seus vastos recursos offshore para atender à crescente demanda global de petróleo, apoiados pelo necessário capital e infraestrutura para superar outros produtores”, acrescentou Rystad.

De acordo com um gráfico da Rystad que acompanha sua última declaração, a América do Sul ficará em segundo lugar, atrás do Oriente Médio, em termos de investimento offshore este ano, com pouco mais de US$ 30 bilhões, enquanto a Europa Ocidental ficará em terceiro, com pouco menos de US$ 30 bilhões.

A América do Norte é a quarta com mais de US$ 25 bilhões e a África Ocidental completa os cinco primeiros com cerca de US$ 15 bilhões, mostra o gráfico.

“Os investimentos no Mar do Norte do Reino Unido e da Noruega aumentarão nos próximos dois anos”, disse Rystad.

“Os gastos offshore do Reino Unido devem saltar 30% este ano, para US$ 7 bilhões, enquanto os investimentos noruegueses atingirão US$ 21,4 bilhões, um aumento de 22% em relação a 2022”, acrescentou Rystad.

“Os gastos brasileiros estão projetados para se aproximar de US$ 23 bilhões este ano, com os investimentos da Guiana totalizando US$ 7 bilhões. Na América do Norte, os gastos com offshore nos EUA chegarão a US$ 17,5 bilhões e US$ 7,3 bilhões no México”, continuou Rystad.

Produção em águas profundas

Em uma declaração separada enviada ao portal em novembro de 2022, a Wood Mackenzie revelou que, de acordo com seu relatório global de águas profundas de 2022, a produção global de águas profundas aumentará 60% até 2030, atingindo 17 milhões de barris de óleo equivalente por dia.

A empresa destacou no comunicado que seu relatório de 2022 destacou a expansão do setor de seis por cento do fornecimento de petróleo e gás upstream na época para oito por cento até o final da década.

“Águas profundas é o tema de recursos de petróleo e gás que mais cresce”, disse Marcelo de Assis, diretor de pesquisa upstream da Wood Mackenzie, em comunicado da empresa na época.

“Brasil, Guiana e Moçambique são os principais impulsionadores do crescimento. Os desenvolvimentos também estão ficando mais profundos; a produção em lâmina d’água acima de 1.500 metros ultrapassará a de 400 para 1.500 metros até 2024”, acrescentou.

“A previsão para bacias de águas profundas maduras permanece incerta. Poderíamos ver o desempenho da produção começar a atingir o pico e, em seguida, estabilizar após 2030 sem um renascimento da exploração e do investimento… No entanto, as características das águas profundas o tornam um campo de caça atraente para aqueles que buscam recursos vantajosos”, continuou de Assis.

“A economia em águas profundas e as métricas de intensidade de emissões estão entre as melhores do setor. As empresas focadas nos projetos mais resilientes e na descarbonização continuarão a considerar o setor como central para seus modelos de negócios”, acrescentou.

2022 Descobertas

No final de janeiro de 2022, Wood Mackenzie disse que o setor global de exploração de petróleo e gás teve seu ano mais forte em mais de uma década.

“2022 foi um ano de destaque para a exploração”, disse Julie Wilson, diretora de pesquisa de exploração global da Wood Mackenzie, em um comunicado da empresa na época.

“Os volumes eram bons, mas não estelares. No entanto, os exploradores conseguiram gerar um valor muito alto por meio da seleção estratégica e do foco nas melhores e maiores perspectivas”, acrescentou Wilson.

“O valor mais alto veio de descobertas de classe mundial em um novo play em águas profundas na Namíbia, bem como adições de recursos na Argélia e várias novas descobertas em águas profundas na Guiana e no Brasil, onde a última onda de exploração do pré-sal finalmente teve sucesso”, Wilson passou a declarar.

Wilson observou no comunicado que a descoberta média no ano passado foi de mais de 150 milhões de barris de óleo equivalente, que ela destacou ser “mais que o dobro da média da década anterior”.

América Latina, perto de virar um gigante das energias renováveis, diz relatório

Turbinas eólicas ao longo da costa na Prainha do Canto Verde, no estado do Ceará - AFP/Arquivos

AFP

A América Latina está prestes a se tornar um importante produtor de energias renováveis, com um equivalente a um bilhão de painéis solares em projetos em larga escala em funcionamento até 2030, segundo um relatório publicado nesta quinta-feira (9).

Assinalando uma boa notícia no combate às mudanças climáticas, os pesquisadores destacaram que a região lançará projetos de energia solar e eólica em larga escala para gerar mais de 319 gigawatts, o equivalente a cerca de 70% da capacidade regional de todas as fontes de geração de energia combinadas na atualidade.

“Rica em recursos eólicos e solares, a América Latina tem o potencial de ser uma líder global em energia renovável”, diz o relatório da Global Energy Monitor (GEM), uma organização sem fins lucrativos, sediada nos Estados Unidos, que monitora o desenvolvimento da energia limpa.

Os projetos, que incluem instalações planejadas e em construção, vão expandir em mais de 460% a produção de energia solar e eólica, destaca o estudo.

Isto tornará a região um ator global de destaque na produção de energias renováveis, segundo Kasandra O’Malia, gerente de projetos da GEM.

“Já estamos vendo uma grande alta. E com todos os projetos planejados, será uma explosão exponencial”, disse à AFP.

Mesmo se não se concretizarem alguns projetos, a região parece estar em um ponto de inflexão e é provável que mais projetos sejam anunciados nos próximos anos, acrescentou.

– Brasil, líder do ‘boom’ verde –

Maior economia da América Latina, o Brasil lidera o ‘boom’ da energia verde, com 27 gigawatts de usinas solares e eólicas em larga escala em funcionamento, e outros 217 gigawatts esperados até 2030.

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT), que voltou ao poder em janeiro, prometeu incrementar as energias limpas e recompor a liderança do país na questão climática, após quatro anos de deterioração durante o governo de Jair Bolsonaro (PL).

Mas este desenvolvimento se explica concretamente por uma lei de 2012, que incentivou a energia solar no Brasil, ao permitir que os produtores privados vendam eletricidade diretamente à rede, segundo Roberto Zilles, diretor do Instituto de Energia e Meio Ambiente da Universidade de Sâo Paulo.

“É mais barato hoje você produzir sua própria energia” do que comprá-la, explicou à AFP.

O relatório também destaca os desenvolvimentos no Chile, tradicional importador de combustíveis fósseis, onde as energias eólicas e solar já representam 37% da capacidade instalada.

A Colômbia, por sua vez, planeja incorporar 37 gigawatts de energias solar e eólica até 2030.

– México, estagnado –

O México, segunda economia latino-americana, ao contrário, é um caso de preocupação.

O país, um dos primeiros a adotar as energias renováveis, abriga atualmente os maiores projetos solares e eólicos da América Latina.

Mas os avanços diminuíram desde as reformas energéticas de 2021, impulsionadas pelo presidente Andrés Manuel López Obrador, um defensor dos combustíveis fósseis, que fez da revitalização da petroleira estatal Pemex uma pedra angular de sua administração.

“O México estagnou”, diz o informe. “Mesmo que todos os projetos potenciais entrassem em operação, o país só alcançaria aproximadamente 70% de sua promessa de gerar 40 GW de energia solar e eólica até 2030”, acrescenta.

Por outro lado, o relatório destaca que a América Latina tem um potencial especialmente grande como produtor de energia eólica offshore (marinha).

Também indica que as exportações de energia verde poderiam gerar lucro, seja exportando o excedente de eletricidade ou usando energias renováveis para produzir hidrogênio verde para fora.

A produção de energias renováveis disparou no mundo diante da queda dos preços dos painéis solares e das turbinas eólicas, uma tendência acentuada no último ano pelo encarecimento dos combustíveis fósseis, impulsionado pela invasão russa da Ucrânia.

A Agência Internacional de Energia ressaltou em um relatório, em dezembro, que as energias renováveis se tornarão a maior fonte de geração de eletricidade no mundo no início de 2025, superando o carvão.

Mas a transição verde precisa se acelerar para cumprir o objetivo do acordo climático de Paris de manter o aquecimento global a +1,5 grau centígrado, disse O’Malia.

A América do Norte, a Europa e a China devem seguir o exemplo da América Latina, indicou. “O resto do mundo não está fazendo a sua parte”.

Petróleo fecha em queda de 1%, após dados de inflação da China

Na New York Mercantile Exchange (Nymex), petróleo WTI para abril de 2023 fechou em queda de 1,23% (US$ 0,94), a US$ 75,72 o barril

Brent para maio, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), fechou em queda de 1,29% (US$ 1,07), a US$ 81,59 o barril

2017. REUTERS/Chen Aizhu/Arquivo

Laís Adriana, do Estadão Conteúdo

O petróleo fechou em queda nesta quinta-feira (9) após dados de inflação da China gerarem temores sobre o ritmo de recuperação do país, o que poderia afetar a demanda da commodity.

As negociações também aconteceram em compasso de espera por dados do payroll (dado de emprego) nos Estados Unidos, que saem na sexta-feira podem trazer sinais de desaceleração econômica no país.

Os contratos do petróleo abriram a sessão operando perto da estabilidade, após dois dias de fortes perdas sob o temor de um maior aperto monetário pelo Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano).

Os preços chegaram a subir sustentados pelo enfraquecimento do dólar, após dados demonstrarem aumento nos pedidos de auxílio-desemprego nos EUA, o que sugere um arrefecimento nas pressões sobre o mercado de trabalho e a possibilidade de uma recessão mais leve.

No entanto, a perspectiva de uma desaceleração na economia global prevaleceu e continuou a pressionar os preços do petróleo, apontam analistas. Dados sobre a inflação na China vieram abaixo do esperado pelo mercado, sinalizando uma recuperação econômica mais fraca.

Para a Oanda, o petróleo WTI pode encontrar suporte acima do nível de US$ 80 o barril se pelo menos o temor de um “pouso forçado” na economia dos Estados Unidos for aliviado.

Nesta quinta, Rússia e Arábia Saudita reafirmaram compromisso como parte da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) para apoiar os preços da commodity e garantir o “equilíbrio e a estabilidade necessários no mercado global de energia”.

Notícias Internacionais – International News

Equinor, Petrobras agree to evaluate seven offshore wind projects in Brazil

World Oil Staff

(WO) – During CERAWeek, Petrobras and Equinor signed a letter of intent that expands the cooperation between the two companies to assess the technical, economic, and environmental feasibility of seven offshore wind power generation projects offshore the Brazilian coast with the potential to generate up to 14.5 GW.

With these studies, the expectation is to advance in the country's energy transition projects.

“Together, we are actively engaging to contribute to the realization of offshore wind and Brazil’s energy transition by creating the necessary initial conditions for renewables energy to develop in a sustainable way,” says Anders Opedal, CEO in Equinor.

“This agreement will pave the way for a new frontier of clean and renewable energy in Brazil, taking advantage of our country's significant offshore wind potential and boosting our trajectory towards the energy transition. We will combine our world-renowned offshore technological innovation capacity and our experience in the Brazilian electricity generation market with Equinor's expertise in offshore wind projects in several countries. It is worth mentioning, however, that the phase is for studies and the allocation of investments depends on in-depth analyzes to assess their viability, in addition to regulatory advances that will allow the authorization processes for the activities, to be carried out by the Union”, said Petrobras president and CEO Jean Paul Prates.

The agreement is the result of the partnership signed between Petrobras and Equinor in 2018 – and had its scope expanded beyond the two offshore wind farm opportunities - Aracatu I and II (located on the coastal border between the states of Rio de Janeiro and Espírito Santo), initially planned.

In addition to these two projects, the new agreement provides for an assessment of the viability of offshore wind farms Mangara (on the coast of Piauí); Ibitucatu (coast of Ceará); Colibri (on the coastal border between Rio Grande do Norte and Ceará); besides Atobá and Ibituassu (both on the coast of Rio Grande do Sul) – in a total of seven projects, effective until 2028.

The Brazilian potential for offshore wind power generation brings promising opportunities for diversifying the country's energy matrix. Offshore wind generation technology uses the strength of winds at sea to produce renewable energy.

Three Maersk Supply Service anchor handlers hired by Petrobras

Denmark-headquartered Maersk Supply Service has won a three-year contract with Brazilian oil and gas giant Petrobras for three of its anchor handlers to be deployed offshore Brazil.

The L-class anchor handlers Maersk Leader, Maersk Launcher and Maersk Lancer have been delivered in Brazil and will perform a work scope of anchoring handling activities and rig movements.

With this contract in place, twelve vessels from the Maersk Supply Service fleet are currently serving the Brazilian and Latin American markets.

“Maersk Supply Service is committed to investing in the Brazilian market and to delivering safe, efficient and sustainable solutions for our customers in this strategically important region,” said Rafael Thome, the company’s Managing Director for Brazil.

“We are pleased with the trust Petrobras has again shown in us, and we look forward to continuing our positive collaboration.”

According to Maersk Supply Service, this latest contract continues to consolidate its presence in Brazil and follows a series of solutions contracts for the FPSO Fluminense on behalf of Shell, as well as the Mero 2 contract for Petrobras.

At the end of 2022, the Danish company also won a contract with ExxonMobil Guyana for the subsea support vessel (SSV) Maersk Nomad.

Bearish Sentiment Spikes As Fed Reignites Recession Fears

Oil prices are on course for their largest weekly decline since January after the head of the Federal Reserve reignited recession fears.

Friday, March 10th, 2023

The prospect of higher and potentially even faster U.S. interest rate hikes has scared oil markets, triggering concerns that the oil demand impact might be even worse than initially assumed and leading to the most marked weekly loss since January. With no compelling bullish story looming in the next couple of weeks, bearish sentiment looks set to build in oil markets.

White House To Scrap Fossil Subsidies. US President Joe Biden is expected to propose a budget that would scrap oil and gas subsidies worth tens of billions of dollars, including drilling incentives, but there’s little chance of it going through a divided Congress.

Execs Warn US Shale Boom Is Over. Well productivity data across the US shale patch is showing increasing signs of reaching maturity. Higher upstream expenses have led to flat production and most producers have less than ten years’ worth of drilling left untapped. 

French Strikes Debilitate Refining. Nationwide protests across France have disrupted oil and gas operations in the country, with TotalEnergies’ (NYSE:TTE) Feyzin refinery halting production, all four LNG terminals remaining blocked, and at least 7% of petrol stations running out of stock of at least one product. 

US Senate Goes After OPEC+ Again. A group of bipartisan US senators has reintroduced the NOPEC bill on the Congress’ Judiciary Committee more than 22 years after its initial introduction, potentially allowing US authorities to file lawsuits against OPEC+ national oil companies for price collusion.

Exxon Eyes South Asian Frontier. US oil major ExxonMobil (NYSE:XOM) might be in for another Guyana-like success story as it is nearing a deal with the government of Bangladesh to secure exploration rights over all 15 deepwater blocks in the Bay of Bengal under a new production-sharing contract model.

Colombia Riots Force Chinese Major Out. After a dramatic flare-up in indigenous riots led local groups to destroy most of the infrastructure at Emerald Energy’s Capella oil field, the parent company Sinochem (SHA:600500) informed the national hydrocarbon agency ANH that it would be leaving the country. 

Canada Will Not Force Chinese Capital Out. Canada’s natural resources minister stated they will not force Chinese state-owned companies to divest stakes in three of its top mining companies such as Teck Resources (TSE:TECK) or First Quantum (TSE:FM), wary of creating policy uncertainty. 

Court Hurdles Delay Italy’s Next LNG Project. After the administration of the Tuscan port of Piombino in Italy filed a lawsuit against project operator Snam (BIT:SRG) citing safety concerns, the country’s administrative court postponed the decision until July while works on the terminal continue as planned. 

Corrosion Woes Mar France’s Nuclear Recovery. France’s nuclear operator EDF is in hot water again after the country’s nuclear safety watchdog found new cracks at the Penly 1 in its latest stress corrosion tests, despite five months of repairs at the site, jeopardizing the return of idled nuclear capacity. 

Keystone Pipeline Still Operating Below Capacity. The US pipeline regulator mandated that TC Energy’s (TSE:TRP) 622,000 b/d Keystone oil pipeline should be operating at a maximum pressure of 72%. The company CEO Francois Poirier said it will be able to meet all 594,000 b/d of its contractual commitments. 

US Authorities Stall on Full Freeport LNG Restart. Despite the partial restart of Freeport LNG’s repaired units, industry regulators from the FERC and PHMSA sent another list of requests to the operating company, asking it to address operator fatigue and the training status of new hires.

Warren Buffett Buys Occidental Again. After a five-month hiatus, Warren Buffett’s Berkshire Hathaway (NYSE:BRK) has resumed its purchases of Occidental Petroleum (NYSE:OXY), buying another 5.8 million shares for $355 million and taking its overall stake in the company to 22.2%. 

Bahrain Wants to Get Into LNG. The Middle Eastern island kingdom of Bahrain is seeking to cut domestic gas production amidst its decarbonization drive that relies heavily on new solar plants and simultaneously wants to build an LNG terminal to export liquefied natural gas to international markets.

USDA Hikes Global Wheat Forecasts. Buoyed by higher-than-expected harvests in Australia and Kazakhstan, the US Department of Agriculture has hiked its global wheat production forecasts by 5 million mt to a total of 788.94 million mt as wheat futures have fallen to the lowest in 18 months.

Cotações – Quotes

Crude Oil & Natural Gas

INDEX

UNITS

PRICE

CHANGE

%CHANGE

CONTRACT

TIME (EST)

CL1:COM

WTI Crude Oil (Nymex)

USD/bbl.

76.68

+0.96

+1.27%

Apr 2023

3/10/2023

CO1:COM

Brent Crude (ICE)

USD/bbl.

82.78

+1.19

+1.46%

May 2023

3/10/2023

CP1:COM

Crude Oil (Tokyo)

JPY/kl

66,450.00

+590.00

+0.90%

Jun 2023

2:54 PM

NG1:COM

Natural Gas (Nymex)

USD/MMBtu

2.43

-0.11

-4.44%

Apr 2023

3/10/2023

Refined Products INDEX

UNITS

PRICE

CHANGE

%CHANGE

CONTRACT

TIME (EST)

XB1:COM

RBOB Gasoline (Nymex)

USd/gal.

264.58

+4.07

+1.56%

Apr 2023

3/10/2023

HO1:COM

Heating Oil (Nymex)

USd/gal.

277.29

+10.40

+3.90%

Apr 2023

3/10/2023

QS1:COM

Gasoil (Nymex)

USD/MT

812.25

+11.25

+1.40%

Apr 2023

3/10/2023

JX1:COM

Kerosene (Tokyo)

JPY/kl

75,000.00

0.00

0.00%

Sep 2023

3/10/2023