Clipping Energia - Resumo da Semana

Clipping Energia (Petróleo/Gás/Naval/Renováveis) –    13/Mar/2023 a 19/Mar/2023

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Resumo da Semana:

Os contratos futuros do petróleo fecharam em queda, pressionados pelo retorno da fuga de risco e renovação dos temores com sistemas bancários dos Estados Unidos e da Europa. Na semana, as turbulências no setor levaram a commodity a derreter mais de 10%.

Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para maio fechou em queda de 2,32% (US$ 1,59), a US$ 66,93 o barril, enquanto o Brent para igual mês, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), caiu 2,31% (US$ 1,73), a US$ 72,97 o barril.

Notícias Locais – Local News

Rio de Janeiro apresenta crescimento em suas reservas de petróleo pelo 2º ano consecutivo, aponta Firjan

 Da Redação OFFSHORE Portos e Navios

Conforme o levantamento produzido pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), a consolidação dos dados do mercado de petróleo no Rio de Janeiro em 2022 mostra que o estado fluminense apresentou crescimento em suas reservas de petróleo pelo 2º ano consecutivo, fechando o ano passado com alta de 13% nas reservas provadas. Assim, o volume de reservas provadas no estado alcançou representatividade de 83% do nacional.

Na exploração, houve manutenção no número de poços exploratórios perfurados em 2022, onde 12 poços foram concluídos no estado de um total de 17 no país. O levantamento aponta ainda que estas atividades podem gerar diversos desdobramentos para a indústria, como a contratação de sondas, navios sísmicos, atividades de completação de poços, entre outras.

Os dados registram ainda o aumento de 10% na perfuração de poços na bacia de Campos, com impactos imediatos observados na produção, como a redução de quase 12% na taxa de declínio na região em dezembro do ano passado frente a dezembro de 2021. Já a bacia de Santos, principal bacia petrolífera do país, aumentou em 13,5% sua produção, no comparativo de dezembro 2022 e dezembro de 2021.

“O estado do Rio vem ampliando seu potencial para se tornar o grande polo de energia do país, tendo o petróleo como importante catalisador da indústria. Os diferenciais do estado passam por seu vasto potencial energético, proximidade entre centros de oferta e demanda, grande carteira de novos projetos em segmentos diversos de energia, além de uma base industrial consolidada e de grande tradição de fornecimento ao mercado de energia”, aponta Luiz Césio Caetano, vice-presidente da Firjan.

Ele lembra também que os preços do barril de petróleo em 2022 foram bastante favoráveis para as empresas petrolíferas e para as arrecadações governamentais, com os valores mensais do Brent chegando a patamares não vistos desde 2012, ao superar a barreira dos US$ 120/bbl. O valor médio do ano ficou acima dos US$ 100/bbl pela primeira vez desde 2013.

Conforme a plataforma de dados da federação, a produção média de petróleo no estado do Rio foi de 2,53 milhões de barris/dia em 2022, alta de 7,5% em relação à 2021. Cerca de 85% do total nacional veio do estado. Destes, 2,01 milhões de barris/dia foram provenientes do pré-sal.

Derivados de petróleo

Em termos de produção de derivados, o estado do Rio apresentou importante incremento de 31% na produção de diesel S-10 em 2022 frente ao ano anterior, como reflexo dos investimentos anunciados em 2021 na Reduc. O Rio também se mostrou superavitário em termos de produção dos principais derivados diante do seu consumo interno. Esta relação foi de 81% para a gasolina A, 68% para o diesel, 62% para o QAV e 16% para o GLP. Por outro lado, o estado precisou “importar” biocombustíveis de outros estados para a mistura.

“Ao olharmos a demanda por combustíveis no estado do Rio, diesel e gasolina mostraram crescimento em 2022 em relação aos níveis pré-pandemia, com patamares pouco acima de 2019. Já o setor de aviação, com volumes de QAV comercializados 40% abaixo na mesma comparação de períodos, tem o desafio de retomar a dinâmica de consumo anterior a estagnação que o mundo passou”, alerta o gerente de Projetos de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, Thiago Valejo Rodrigues.

Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação

Atreladas ao aumento da produção, as obrigações contratuais de investimentos em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P,D&I) também apresentaram alta no ano de 2022, com cerca de R$ 3 bilhões em projetos iniciados no ano. O estado do Rio recebeu 62% dos valores aprovados pela ANP no referido ano, sendo o principal destino dos recursos em alinhamento com a origem de produção.

O ano de 2022 também foi marcado pela descentralização dos valores aportados, antes fortemente concentrados na Petrobras, e agora com maior participação também dos projetos de outras operadoras. Segundo Valejo, os investimentos em P,D&I são fundamentais para o desenvolvimento e a competitividade da indústria do estado, permitindo acesso até mesmo a novos mercados.

“Temos visto um importante movimento da indústria do petróleo no sentido de descarbonizar suas atividades e considerar outras fontes de energia. Segundo dados da ANP, a área de pesquisa voltada a “Outras Fontes de Energia” foi a que mais cresceu, cerca de 7 vezes quando comparamos 2022 com 2021, reforçando que o petróleo terá papel fundamental para concretizar a transição energética. Nesse cenário, o Rio possui grande diferencial competitivo com diversidade de fontes, e é preciso maximizar o aproveitamento das oportunidades que virão com o desenvolvimento de novas energias”, diz o gerente.

Enel Brasil irá fornecer energia renovável para metade do consumo do Portobello Grupo

Parceria entre as empresas será de 15 anos e segue no modelo de autoprodução por equiparação

DA AGÊNCIA CANALENERGIA

A Enel Brasil vai suprir com energia renovável metade de todo o consumo do Portobello Grupo no Brasil. O contrato, com duração de 15 anos, prevê o fornecimento de um volume máximo de 10 Megawatts Médios (MWm), o que equivale ao consumo de 87,6 GWh/ ano.

A parceria entre o Portobello Grupo e a Enel Brasil segue o modelo de autoprodução por equiparação. Nesta modalidade de negócio, o consumidor, neste caso o Portobello Grupo, detém uma participação acionária na usina de geração limpa responsável pela produção da energia necessária para atender parcial ou integralmente o seu consumo.

Com isso, o Portobello Grupo se tornou sócio da Enel Brasil na usina eólica Ventos de Santa Esperança 21, que pertence ao Complexo eólico Morro do Chapéu Sul II, construído e operado pela Enel Green Power, braço de geração renovável da Enel. Com capacidade instalada de 353 MW, Morro do Chapéu Sul II está localizado nos municípios de Morro do Chapéu e Cafarnaum, na Bahia, e possui ao todo 84 aerogeradores.

Para o country manager da Enel no Brasil, Nicola Cotugno, a missão da Enel é atuar como facilitadora da transição energética ao oferecer soluções de autoprodução para parceiros como a Portobello, e com isso diversificar o modelo de negócios para atender às necessidades dos clientes, aliando economia e sustentabilidade.

A negociação com o Portobello Grupo foi conduzida pela Enel Trading, comercializadora da Enel no mercado livre de energia. O modelo de negócio formatado pelas empresas prevê que a Enel Trading pode comercializar no mercado livre o excedente de energia produzida pela usina, após o atendimento do volume contratado pelo Portobello Grupo. A autoprodução de energia proporciona ao consumidor redução de encargos setoriais, além de outras vantagens competitivas oferecidas no mercado livre de energia, como a previsibilidade de preços e a livre negociação de condições contratuais. Além disso, o modelo contribui diretamente para a expansão do uso de fontes renováveis na matriz energética, descarbonizando os processos produtivos dos consumidores e sinalizando aos stakeholders compromissos mensuráveis atrelados à agenda ESG.

Demanda global por petróleo deve crescer 2,3 milhões de barris por dia em 2023, diz Opep

Demanda da China deve puxar o crescimento no ano, após o país asiático reduzir no final de 2022 as restrições impostas pela pandemia

A demanda global de petróleo deve aumentar em 2,3 milhões de barris por dia em 2023, segundo estimativas divulgadas nesta terça-feira (14) no relatório mensal da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). A demanda deve ser impulsionada pela China, outros países da Ásia e Oriente Médio.

A estimativa é que demanda global de petróleo em 2022 tenha crescido em 2,5 Mb/d, apoiada por uma sólida atividade econômica da OCDE e de países fora da organização, com exceção da China, que ainda sofreu com as restrições da Covid no ano passado.

Segundo a Opep, a chave para o crescimento da demanda de petróleo neste ano será justamente o retorno da China, após o fim das restrições obrigatórias de mobilidade no combate à Covid-19.

A organização diz que a preocupação atual paira em torno da profundidade e do ritmo da recuperação econômica do país asiático e o consequente impacto na demanda de petróleo.

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Muito dependerá de como o governo chinês planeja manobrar o delicado equilíbrio de restringir as infecções por Covid-19 ao se abrir para os negócios, diz a Opep.

Além disso, há várias preocupações econômicas globais a se considerar nas projeções, incluindo os atuais níveis de inflação, as medidas de aperto monetário, os níveis de dívida soberana e as tensões geopolíticas.

Segundo as projeções, a demanda na região da OCDE deve aumentar em torno de 400 milhões de barris por dia neste ano, ainda abaixo dos níveis pré-pandêmicos em volumes absolutos. Espera-se aumento na demanda nas Américas e estabilidade na Europa e na região Ásia-Pacífico.

Para a América Latina, a expectativa é que a demanda por petróleo cresça apenas 100 milhões de barris/dia em 2023, em linha com um crescimento de 1,5% esperado para o PIB da região no ano. A perspectiva é de que o Brasil lidere o leve crescimento da demanda de petróleo na região.

Em termos de combustíveis, espera-se que a demanda por combustíveis de transporte cresça na América Latina, embalada pela recuperação contínua em mobilidade e das viagens aéreas, que vai demandar mais querosene de aviação, por exemplo. Fonte: Infomoney

O novo mapa da Petrobras no Nordeste

Após enxugar presença na região, durante governo de Bolsonaro, petroleira promete, agora, retomar investimentos

RIO — O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, assumiu o comando da empresa prometendo fortalecer a presença da companhia no Nordeste. A petroleira está reavaliando a venda de ativos de óleo e gás na região, ao mesmo tempo em que quer fazer do Nordeste um polo importante de investimentos em transição energética.

Em suas primeiras agendas como CEO da Petrobras, Prates já fez viagens ao Rio Grande do Norte – reduto eleitoral do ex-senador – e à Bahia, berço histórico da produção de petróleo do Brasil.

O discurso se opõe à estratégia da Petrobras durante o governo de Jair Bolsonaro (PL), de reduzir, radicalmente, a sua presença na região.

Em 2019, o então presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, chegou a afirmar que a empresa seria, em 2022, uma companhia essencialmente concentrada nos estados do Rio de Janeiro, São Paulo e Espírito Santo, no Sudeste. E que o Nordeste se tornou “irrelevante” para a empresa.

Relembre: As bases da estratégia de redução da dívida da Petrobras, por meio de um plano robusto de venda de ativos, foram traçadas ainda no governo Dilma Rousseff, na gestão Aldemir Bendine. Esse direcionamento ganhou tração nas administrações de Pedro Parente e Ivan Monteiro, no governo Michel Temer, e foi acelerado por Roberto Castello Branco, no mandato de Jair Bolsonaro.

Foi com Castello Branco que a Petrobras intensificou a venda de ativos, com o objetivo estratégico de focar na produção de óleo e gás no pré-sal. O executivo prometeu se desfazer de todas as refinarias fora do eixo Rio-São Paulo e de todos os campos terrestres e em águas rasas da petroleira – localizados, sobretudo, no Nordeste.

Política, estudos e visões que estão transformando o mercado de energia, de 2ª a 6ª, no seu e-mail

Petrobras reduz tamanho no Nordeste

Sair totalmente da região, porém, nunca foi parte do plano da Petrobras – que, mesmo prometendo vender a maior parte de seus ativos no Nordeste, manteve no planejamento investimentos na produção de óleo e gás em águas profundas de Sergipe e na exploração na margem equatorial.

Inegavelmente, contudo, a Petrobras enxugou sua carteira de ativos no Nordeste. Vendeu:

a maioria de seus campos maduros;

a Refinaria Landulpho Alves (BA);

a sua malha de gasodutos, operada pela Transportadora Associada de Gás (TAG);

e saiu do capital de todas as distribuidoras estaduais de gás, a partir da alienação da Gaspetro.

O PT volta ao poder, em 2023, com uma Petrobras mais enxuta.

Renováveis e margem equatorial trazem novas perspectivas

Agora, Prates promete trazer o Nordeste de volta ao mapa de investimentos da petroleira.

O novo presidente da Petrobras destaca que a transição energética e a exploração da margem equatorial abrem novas perspectivas para a companhia na região.

“Tem muita coisa para fazer no Rio Grande do Norte, que não necessariamente o Polo Potiguar”, disse, a jornalistas, no dia 2 de março, ao comentar especificamente sobre o futuro da venda do Polo Potiguar.

Ele citou as oportunidades do estado de abrigar atividades de eólica offshore, além da campanha de exploração prevista pela companhia para avaliação da descoberta de Pitu, em águas profundas na Bacia Potiguar.

Por ora, nada ainda muito novo, de concreto, em relação às diretrizes previstas no plano de negócios da companhia, concebido nas gestões passadas.

De 2ª a 6ª, pela manhã, um briefing completo das principais notícias do mercado de energia

Prates diz que Petrobras fica na Bahia

Esta semana, o presidente da Petrobras prometeu retomar investimentos na Bahia.

Após encontro com trabalhadores e sindicalistas e com o governador baiano, Jerônimo Rodrigues, em Salvador (BA), nos últimos dois dias, Jean Paul Prates garantiu que a companhia está tomando “todas as providências necessárias para a retomada da produção do Polo Bahia Terra até o mês de abril”.

O polo, à venda, teve a operação paralisada a pedido da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no fim de 2022, por problemas de segurança na operação.

“Já anunciamos recentemente que vamos incluir no novo Plano Estratégico da companhia o retorno das atividades no Polo Bahia, com a retomada das operações, novos investimentos e o fortalecimento de outras matrizes”, afirmou Prates, em nota.

A Federação Única dos Petroleiros (FUP), parte da base de apoio o governo, pressiona a nova gestão da companhia a suspender a venda de ativos. Pede investigação da alienação da RLAM para o fundo Mubadala e defende a recompra da unidade – além da rescisão do contrato de arrendamento das fábricas de fertilizantes para a Unigel.

A Petrobras ainda mantém ativos ainda à venda no Nordeste, mas a suspensão dos desinvestimentos por 90 dias, pedida pelo Ministério de Minas e Energia, traz incertezas sobre a continuidade das negociações.

Para aprofundar: Suspensão de venda de ativos da Petrobras pode afetar contratos de US$ 2 bilhões

Ontem, a Petrobras informou que continua “em fase de negociação” do Polo Bahia Terra com PetroRecôncavo e Eneva, e que “não foi tomada qualquer decisão” pela diretoria executiva e o conselho de administração da companhia sobre os ativos. O anúncio ocorre após Prates garantir a retomada de investimentos no Polo Bahia.

Petrobras está revendo desinvestimentos

No início do mês, ao comentar sobre um possível recuo na venda do Polo Potiguar, Prates disse que não se tratar de desfazer contratos e que “aquilo que já foi vendido ninguém vai rever” – a empresa tem contrato assinado para alienação do ativo para a 3R Petroleum.

Ele afirmou, no entanto, que o pedido do MME dá a oportunidade para que a empresa reveja alguns conceitos.

Há, por exemplo, uma série de ativos colocados à venda pela empresa cujas negociações não avançaram nos últimos anos e que poderão, agora, ser reavaliados. Casos:

da Refinaria Abreu e Lima (Rnest);

das termelétricas a óleo combustível em Pernambuco;

e campos em águas rasas no Ceará e Sergipe-Alagoas.

André Ramalho

André Ramalho

Jornalista com 13 anos de experiência na cobertura do mercado de energia, é o editor responsável pelo site da agência epbr ✉️ andre.ramalho@epbr.com.br

Biden aprova projeto de exploração de petróleo no Alasca de US$ 7 bilhões

O sinal verde significa que a ConocoPhillips pode começar a construção do seu projeto na Reserva Nacional de Petróleo do Alasca.

Por

Estadão Conteúdo

O governo do presidente norte-americano, Joe Biden, aprovou o Willow, gigante projeto de exploração de petróleo no Extremo Norte do Alasca, sob objeções de ambientalistas e de muitos democratas.

O sinal verde significa que a ConocoPhillips pode começar a construção do seu projeto de cerca de US$ 7 bilhões na Reserva Nacional de Petróleo do Alasca.

A companhia projeta que o empreendimento vai produzir 180 mil barris de petróleo por dia no seu pico – o equivalente a aproximadamente 40% da atual produção de petróleo bruto desse Estado norte-americano. Fonte: Dow Jones Newswires.

Mercado de gás competitivo passa pela redução para 25% da participação da Petrobras, diz consultoria

Relatório apresentado em evento da Abrace e CNI mostra experiências internacionais com programas de desconcentração da oferta

SUELI MONTENEGRO, DA AGÊNCIA CANAL ENERGIA, DE BRASÍLIA

Estudo realizado pela consultoria internacional Brattle Group concluiu que a participação da Petrobras terá que ser reduzida de 90% para 25% nos próximos cinco anos para que o mercado de gás natural no Brasil se torne competitivo e atrativo a investimentos. O trabalho contratado por entidades empresariais traz experiências de diferentes países com o programa de desconcentração da oferta, conhecido como Gas Release, e uma análise do mercado brasileiro, após a aprovação da nova Lei do Gás.

O resultado foi apresentado na última quarta-feira, 15 de março, durante seminário promovido pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres e a Confederação Nacional da Indústria.

Para a consultoria, um programa de Gas Release bem projetado e em larga escala pode ser um elemento importante e necessário de liberalização do mercado de gás no Brasil, que continua marcadamente concentrado. “Embora as reformas contempladas pela nova Lei do Gás sejam necessárias, elas não serão suficientes para alcançar um mercado de gás competitivo, a menos que novos operadores possam ter acesso ao fornecimento de gás”, conclui o relatório.

A conclusão tem como base a experiência da Europa, onde programas desse tipo complementaram de forma importante outras medidas de liberalização, facilitando a entrada de novos atores onde os agentes dominantes controlavam uma grande parte do fornecimento de gás.

No caso brasileiro, com não existe uma rede integrada de dutos cobrindo todas as áreas do país, a liberação do acesso ao gás em alguns locais não necessariamente vai ter impacto em outros. Por isso, a recomendação é dividir o país em mercados regionais separados, considerando as restrições derivadas da capacidade limitada de gasodutos.

O programa teria que ser supervisionado por uma autoridade, que eventualmente seria a própria Agência Nacional do Petróleo, Biocombustíveis e Gás Natural. Os leilões de disponibilização de gás ocorreriam todos os anos, com contrato de fornecimento do produto de um ano, mas com possibilidade também de contratos mais longos, de dois e três anos, com a Petrobras.

Os compradores de gás participantes do Programa Gas Release poderiam negociar, por sua vez, contratos de curto prazo em um mercado secundário, para criar liquidez de mercado. E a Petrobras poderia atuar como ‘market maker’ no mercado secundário, sob supervisão de um monitor de mercado.

Caberia à autoridade do programa estabelecer o tamanho dos lotes negociados, fazendo um levantamento da demanda de potenciais participantes dos certames. Outra recomendação é de que os requisitos de crédito para compradores não sejam mais onerosos que os dos contratos deles com as empresas locais de distribuição de gás. a sugestão é de que no Brasil seja adotado um sistema de garantias das obrigações dos compradores, para contornar quaisquer problemas com a Petrobras.

Lula ressalta hidrogênio verde e relação com Paraguai na posse de Verri

Para novo diretor-geral brasileiro, Itaipu é exemplo de projeto de reconciliação, cooperação e integração

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

Durante a posse do novo diretor-geral brasileiro de Itaipu, Enio Verri, nesta quinta-feira, 16 de março, o presidente Luís Inácio Lula da Silva revelou que almeja que, no futuro, a hidrelétrica (PR- 14.000 MW) possa produzir hidrogênio verde com a água vertida, o que ele avalia ser bom para o Brasil e ao Paraguai. Durante a cerimônia, o presidente relembrou as políticas executadas com a usina durante o seu governo e que quer voltar a aproximá-la da sociedade brasileira. Já Verri colocou a usina a postos para colaborar com o governo federal de modo a fortalecer as políticas de inclusão e contra desigualdades. “Itaipu não é uma mera geradora de energia. É muito mais, é antes de tudo um exemplo de projeto bilateral de reconciliação, cooperação e integração”, afirmou.

Verri tem 61 anos, é economista e mestre em Economia e doutor em Integração da América Latina, além de especialista em Teoria Econômica. Também é professor aposentado do Departamento de Economia da Universidade Estadual de Maringá e já foi deputado estadual e federal, além de secretário estadual do Planejamento.

Durante a gestão de Lula e de Verri, o anexo C do Tratado internacional sobre a usina entrará em processo de revisão. Segundo o presidente, esse ‘novo tratado’ deverá levar em conta a realidade dos dois países e o respeito que o Brasil deve ter pelo Paraguai.

O presidente ressaltou a experiência de Verri na administração pública e na área econômica. De acordo com Lula, o novo diretor-geral deverá ter a sensibilidade de fazer com que Itaipu Binacional auxilie a resolver os problemas do povo brasileiro. Lula também lembrou que hoje talvez Itaipu não pudesse ser construída da maneira que é hoje, já que na década de 70 não havia a consciência ambiental que existe e que poderia restringir a pujança da hidrelétrica. Ainda de acordo com o presidente, a usina é a prova que um acordo entre dois países é possível, com uma regulação capaz de fazer com que os dois países ganhem.

Também presente a cerimônia, o ministro de Minas e Energia Alexandre Silveira disse que a revisão do anexo C vai ser importante para fortalecer os laços de parceria entre brasileiros e paraguaios, com o olhar cada vez mais claro não só para as necessidades energéticas e comerciais, mas também para a melhor destinação de recursos para a população que mais necessita. Ele revelou ainda que em pouco tempo, ao invés de verter água em Itaipu, o Brasil se tornará um grande fornecedor de hidrogênio verde para fortalecer a indústria nacional e gerar mais emprego e renda.

Karoon divulga a primeira produção do campo Patola na Bacia de Santos

Redação TN Petróleo/Assessoria

A Karoon informa que o poço PAT-2, um dos dois novos poços de produção perfurados no campo Patola localizado no BM-S-40, entrou em operação no dia 15 de março produzindo de 12.000 – 14.000 bopd. O poço possui uma linha de fluxo submarino e umbilical conectando ao FPSO Cidade de Itajaí. A produção do segundo poço, PAT-1, é esperada para começar a produzir até o final de março de 2023.

Após um período inicial de alta produção, que deve durar alguns dias, a produção dos dois poços Patola deve se estabilizar em aproximadamente 10.000 a 15.000 bopd, levando o total a produção de BM-S-40 para mais de 30.000 bopd, antes do início do declínio natural.

Dependendo da resposta do reservatório e do aquífero, um dos dois poços produtores pode ser mudado para injeção de água no futuro, enquanto qualquer produção de gás associada de Patola será reinjetado no reservatório de Baúna através do poço de injeção de gás SPS-89.

O campo de Patola foi descoberto em 2011 pela Petrobras com o poço exploratório SPS-91, que encontrou óleo de 38 graus API nos mesmos arenitos turbidíticos do oligoceno encontrados nas proximidades de Baúna e Piracaba, com propriedades petrofísicas semelhantes. O campo encontra-se em uma profundidade de água de aproximadamente 280 metros. Em junho de 2021, oito meses após a aquisição dos ativos do BM-S-40 da Petrobras, a Karoon anunciou sua decisão de prosseguir com o desenvolvimento de Patola.

Devido à melhor qualidade do reservatório do que o esperado nas localizações dos poços PAT-1 e PAT-2, as reservas provadas e prováveis (2P) em Patola foram atualizadas em 1,7 MMbbl para 16,4 MMbbl em 31 de dezembro de 20221

O diretor executivo e diretor administrativo da Karoon, Julian Fowles (foto), disse: “Alcançar a primeira produção de Patola é um marco importante para a Karoon e segue uma bem-sucedida da campanha de intervenção no campo de Baúna. As taxas muito altas que vimos em este primeiro poço Patola representa uma produção abundante que deverá diminuir nos próximos dias para taxas entre 5.000 e 7.500 bopd.

Este é o primeiro desenvolvimento de um campo da Karoon no Brasil e foi entregue sem material questões ambientais ou de segurança até o momento. A execução eficiente deste projeto é uma prova de nossas equipes técnicas, operacionais e comerciais no Brasil e na Austrália, trabalhando em conjunto com nossos prestadores de serviços e em colaboração com a Altera & Ocyan, a operadora do FPSO.

SAP e GIZ anunciam colaboração para facilitar a exportação de hidrogênio verde brasileiro

Redação TN Petróleo/Assessoria

A SAP, reforçando seu compromisso em apoiar seus clientes no caminho para se tornarem negócios inteligentes e sustentáveis, firmou parceria para facilitar ajudar empresas brasileiras a exportarem hidrogênio verde para a Alemanha por meio do H2Uppp, programa do Ministério de Assuntos Econômicos e Ação Climática da Alemanha, implementado no Brasil pela Agência de Desenvolvimento Alemã (GIZ). A SAP será facilitadora da certificação de sustentabilidade do hidrogênio verde por meio da solução GreenToken by SAP.

O sucesso da exportação de hidrogênio gerado por energia renovável ou de baixo carbono depende da transparência sobre os critérios de sustentabilidade cumpridos da produção ao consumo. O GreenToken utiliza uma abordagem blockchain para coletar as informações de qualquer matéria-prima com transparência. Ao "tokenizar" a molécula de hidrogênio, permite certificar aos compradores a origem verde e rastrear a pegada de carbono associada ao Escopo 3 por meio da cadeia de valor até o cliente final.

Sabine Bendiek (foto), membro do Conselho de Administração da SAP, entregou a carta de intenções a Markus Francke, diretor da GIZ Brasil, durante o Encontro Econômico Brasil-Alemanha (EEBA) 2023, em Belo Horizonte (MG). Este é um marco para o programa, que pode deixar o Brasil em posição de destaque no mercado de hidrogênio verde e contribuir com outros países na transição para energias 100% renováveis.

Sobre a SAP

A estratégia da SAP é apoiar os negócios para que funcionem como empresas inteligentes e sustentáveis. Como líder de mercado em software corporativo, ajudamos empresas de todos os tamanhos e em todos os setores a obter o melhor desempenho: 87% das transações comerciais no mundo passam por algum sistema da SAP. Nossas tecnologias de aprendizado de máquina, Internet das Coisas (IoT) e análises avançadas ajudam a transformar os negócios dos clientes em empresas inteligentes e sustentáveis. A SAP fornece a pessoas e organizações uma visão aprofundada dos negócios e promove níveis de colaboração que as impulsionam a ficar à frente da concorrência. Simplificamos a tecnologia para que as organizações possam adotar nosso software da maneira que desejam - sem interrupções. Nosso conjunto completo de aplicações e serviços permite que clientes dos setores público e privado de 25 setores operem com lucratividade, se adaptem continuamente e façam a diferença. Com uma rede global de clientes, parceiros, funcionários e líderes de opinião, a SAP ajuda o mundo a funcionar melhor e impacta positivamente a vida das pessoas. Para obter mais informações, visite o site da SAP Brasil, a Sala Virtual de Notícias da SAP e siga o canal de notícias no Twitter SAPBrasil.

Inspeção submarina para a Petrobras é realizada remotamente a partir de Aberdeen

 Da Redação OFFSHORE Portos e Navios

A Fugro e a Petrobras realizaram a primeira pesquisa de inspeção submarina remota do Brasil

A Fugro e a Petrobras alcançaram um marco importante no setor de energia offshore do Brasil ao concluir com sucesso a primeira pesquisa de inspeção submarina remota do país.

Este teste de tecnologia foi realizado pela Fugro em colaboração com a Petrobras sob um contrato plurianual existente com o objetivo de minimizar riscos e melhorar a sustentabilidade durante projetos de inspeção, reparo e manutenção (IRM).

A Fugro utilizou um veículo operado remotamente (ROV) implantado a partir do Fugro Aquarius para realizar a pesquisa. O pessoal do escritório pilotou o ROV de um centro de operações em Aberdeen, na Escócia, em vez do próprio navio. A abordagem foi formatada pela experiência de pilotagem remota de ROV da Fugro em outras partes do mundo e foi realizada usando um datalink de alta velocidade fornecido pela Petrobras.

Para projetos futuros, a pilotagem remota de ROV pode ajudar a Petrobras a limitar o número de tripulantes destacados para o campo, resultando em operações mais seguras com pegada de carbono reduzida.

“Este projeto histórico representa uma conquista significativa em nosso trabalho contínuo com a Petrobras para apoiar a produção de energia offshore mais segura e sustentável no Brasil”, disse John Chatten, gerente de desenvolvimento de negócios para as operações marítimas da Fugro no Brasil. “Como o principal fornecedor de serviços de ROV do país, esperamos implementar essa abordagem em pesquisas futuras e trazer inovações remotas e autônomas adicionais para a região."

Petronect é certificada pelo Bureau Veritas em ESG

 Da Redação OFFSHORE Portos e Navios

A Petronect, empresa coligada da Petrobras, que atua no mercado de tecnologia da informação para o setor de óleo e gás, e possui como sócias a Petrobras, Accenture e a SAP, acaba de receber certificação BV ESG 360 do Bureau Veritas. A empresa é a primeira do sistema Petrobras a receber o reconhecimento por suas ações e boas práticas em Responsabilidade Social, Meio Ambiente e Governança Corporativa (do acrônimo em inglês ESG - Environmental, Social and Governance).

Os critérios adotados pelo Bureau Veritas na certificação BV ESG 360 da Petronect estão alinhados com a ABNT PR 2030, que apresenta diretrizes e práticas recomendadas na gestão ESG para empresas brasileiras. Os especialistas do Bureau Veritas verificaram aspectos essenciais na gestão da Petronect, como ações e projetos em ecoeficiência, cadeia de suprimento, relações de trabalho e com a comunidade local. A empresa recebeu a classificação Engajado, indicando elevado nível de maturidade, com gestão e práticas participativas e alto envolvimento de stakeholders.

Para alcançar a certificação, a Petronect criou um Comitê ESG formado por 13 de seus colaboradores das áreas de Responsabilidade Social e Marketing, Administrativo, Relacionamento, Jurídico, Governança, Contratos e Recursos Humanos. Esse Comitê ficou responsável por mapear as ações e apresentar seus resultados ao Bureau Veritas para a correta análise pré-certificação.

A Petronect contou ainda com suporte da Âmbar Consultoria Ambiental Jr., empresa vinculada à Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), uma das mais renomadas instituições de ensino superior do Brasil, para auxiliar a empresa na construção e inventário das ações de redução do impacto de suas operações ao meio ambiente.

“A certificação ESG é um símbolo para nossa história. Explicita o nosso compromisso empresarial com a comunidade e com o mundo. A Petronect evoluiu, nesses 20 anos, com práticas consistentes e aderentes aos pilares ESG. Vê-las materializadas com o BV ESG 360, para nós, é uma forma de unir os agentes da nossa cadeia de valor em torno de um ideal, impulsionando uma maneira de fazer negócios que consideramos mais condizente com os nossos tempos”, diz o presidente da Petronect, Marcelo de Carvalho Bonniard.

“A certificação BV ESG 360 avalia todos os níveis de escala sustentável da empresa, bem como a implementação da visão estratégica, com objetivos claros e metas bem definidas, para garantir maior transparência e confiança no mercado. Estamos muito felizes em fazer parte dessa jornada da Petronect, nossa parceira de longa data, e contribuir com a sua contínua evolução na agenda ESG”, afirma Andressa Lisboa, diretora de Certificação e Auditoria do Bureau Veritas.

Governança e Responsabilidade Social

Com 20 anos de atuação no mercado, a Petronect possibilita que mais de R$ 220 bilhões em negócios sejam transacionados através seu Portal de Negócios Petronect, tendo como principal cliente a gigante Petrobras. E para manter a sustentabilidade do negócio, atendendo à Lei 13.303/ 16, a Governança Corporativa mantém desde sua fundação práticas, normas e processos que visam garantir sua gestão eficiente e transparente.

‘PIB do hidrogênio verde’ se articula por política industrial

Grupo de empresas mobiliza GT no governo; iniciativa também promete movimentar Congresso Nacional em 2023

AES Brasil assina pré-contrato para produção de 2 GW de hidrogênio verde no Pecém

No Pecém, já são 22 memorandos de entendimento firmados entre porto, governo do estado e empresas interessadas no hub de hidrogênio

Editada por Nayara Machado

nayara.machado@epbr.com.br

 Um grupo de empresas que, juntas, podem produzir até 1,5 milhão de toneladas de hidrogênio verde (H2V) por ano no Brasil levou propostas ao governo Lula (PT) para uma estratégia nacional, com foco em infraestrutura e política industrial.

A ação, organizada pelo Inel (Instituto Nacional de Energia Limpa), se encontrou com o vice-presidente da República e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), Geraldo Alckmin (PSB) e com o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD/MG) na quarta (15/3).

E acertou a criação de um Grupo de Trabalho Interministerial (GT) que ficará sob o guarda-chuva da Secretaria de Planejamento e Transição Energética do MME.

Na prática, o grupo formado por stakeholders como Vale, Porto do Açu, AES Brasil, EDP, Raízen, Huawei e Thyssenkrupp busca participação maior nas discussões do Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2), lançado no governo anterior, mas que ainda carece de metas e objetivos claros.

“Temos visto várias iniciativas falando de hidrogênio, mas sentimos a necessidade de uma ação coordenada”, conta Frederico Freitas, secretário de Hidrogênio Verde do Inel.

Pelo mapeamento da associação, apenas a carteira de projetos anunciados no país já soma US$ 30 bilhões e a previsão é que esse número tenha um incremento significativo em 2023, conforme países europeus começam a lançar suas primeiras concorrências internacionais para aquisição de derivados.

Na epbr: Como será o primeiro leilão de hidrogênio verde do mundo

Aqui no Brasil, os projetos dos players associados ao Inel demandarão mais de 15 GW de novas usinas de energias renováveis; 8 milhões de módulos fotovoltaicos instalados; 1.500 aerogeradores eólicos; 60 TWh/ano de eletricidade; e mais de 1.200 km de novas linhas de transmissão.

Para Freitas, essas empresas representam o “PIB do hidrogênio verde barsileiro”.

“Se algum projeto for rodar nos próximos dois anos – e vai – será pelas mãos dessas empresas”.

Eixos prioritários

O futuro é promissor, mas falta quase tudo para começar a virar realidade.

Nos documentos entregues aos ministros, o Inel define algumas prioridades indicadas como “as dores” dos investidores hoje, como uma infraestrutura elétrica “robusta, resiliente e com custos competitivos, capaz de prover altíssimas capacidades energéticas”. Além de redes de gasodutos para escoamento da produção.

No eixo de política industrial, a preocupação é com o domínio tecnológico para a produção de equipamentos, como eletrolisadores, reformadores de biogás, compressores de gás hidrogênio, sistemas de armazenamento e células combustível.

“Isso depende de medidas estruturantes entre as quais a elaboração de uma política industrial que impulsione a produção de equipamentos e a prestação de serviços com incentivos ao financiamento para descarbonizar setores e segmentos potencialmente competitivos”, diz o documento.

Viu isso? Ministro de Minas e Energia propõe acordo comercial para venda de hidrogênio para Alemanha

Mobilização parlamentar

Agenda também promete movimentar o Congresso Nacional este ano. No Senado, Cid Gomes (PDT/CE) vai presidir a Comissão Especial do Hidrogênio Verde, que terá Otto Alencar (PSD/BA) como relator.

Enquanto o Inel movimenta a criação de uma frente parlamentar para o H2V, presidida pelo senador Randolfe Rodrigues (Rede/AP), líder do governo, e coordenada pelo deputado Lafayette de Andrada (Republicanos/MG).

Mas considera prematuro declarar apoio aos projetos de lei que atualmente estão no Congresso.

“Obviamente, o país e as empresas têm pressa. Há um conjunto de eixos que são consensos entre as companhias de um modo geral, mas eu não sei se, no dia de hoje, já temos um projeto de lei na mão para sair defendendo”, comenta Heber Galarce, presidente do Inel.

Ele acredita que falta “estressar positivamente” a matéria, para atingir um grau de maturidade maior.

As propostas na mesa são o PLS 725/22, do ex-senado Jean Paul Prates, hoje presidente da Petrobras, e o PLS 1878/22, que regula a produção e usos para fins energéticos do hidrogênio verde.

Freitas avalia que ambas não dão a devida atenção ao potencial brasileiro de produção do H2 a partir de rotas biológicas, como reforma do etanol e do biometano.

“Tanto o Congresso quanto o Executivo precisam compreender toda a potencialidade para a gente quebrar um pouquinho esse monopólio da eletrólise”, defende.

“O Brasil tem um grande potencial de eletrólise, mas também tem como potencializar outros setores econômicos”, conclui.

As lições da Europa para o gas release brasileiro

Indústria cobra programa de desconcentração da oferta, em meio a sinais trocados do governo sobre abertura do setor

André Ramalho- EPBR

PIPELINE Indústria cobra programa de gas release, em meio a sinais trocados do governo sobre abertura do setor. Consultoria contratada pela Abrace destaca lições da Europa, enquanto mercado ainda aguarda posição da ANP sobre um programa de desconcentração.

Distribuidoras vão às compras de gás. Agenda do gás muda de mãos na ANP. Conselho de Usuários de gasodutos ganha forma e mais. Confira:

Indústria pede desconcentração do mercado

Associações ligadas às indústrias, produtores independentes e comercializadores se articulam para cobrar uma redução da fatia de mercado da Petrobras, enquanto o setor ainda aguarda uma posição da ANP sobre um possível programa de desconcentração da oferta (o gas release). Esperam também as diretrizes do governo Lula para o gás.

Um estudo da consultoria internacional Brattle Group, encomendado por um grupo de 14 entidades e liderado pela Abrace (grandes consumidores), recomenda que o Brasil adote um programa de gas release para que a Petrobras passe a responder por, no máximo, 25% das vendas – mas sem a fixação de limites legais.

Trata-se de uma mudança radical num setor onde o agente dominante ainda detém 81% das vendas, segundo a ANP.

O estudo da Brattle mostra como a abertura do mercado na Europa deixa lições importantes para o Brasil.

Na gas week desta semana, apresentamos as propostas da consultoria, com base nas experiências de gas release na Itália, Alemanha, Espanha, dentre outros países.

De cara, a Brattle ressalva: o gas release, por si só, não garante a concorrência O Brasil precisa de um pacote mais abrangente de medidas para melhorar o acesso à rede e a migração de consumidores para o mercado livre.

1) Não traçar um limite legal à Petrobras

Alguns países fixaram limites legais à participação máxima de mercado de um agente, mas as empresas encontraram maneiras criativas de burlar os tetos.

Na Itália, a Eni contornou os limites fora da fronteira do país.A empresa vendia o gás importado da Noruega a concorrentes, na fronteira entre a França e Alemanha.

Até houve um aumento no número de importadores operando no mercado italiano, mas, no fim das contas, os novos fornecedores nada mais eram do que clientes da própria Eni fora da Itália (e pagavam pelo gás um preço acima do que aquele pago pela própria companhia italiana).

2) Programa deve ser gradual, mas não pode ser pequeno

Mas qual deve ser, afinal, o tamanho do gas release?

A experiência da Alemanha mostra que alguns programas de desconcentração podem ser ineficazes, devido ao seu tamanho pequeno. Lá, o gas release foi um remédio imposto em 2002 para a fusão da E.ON e Ruhrgas, as duas maiores empresas do setor. Mas a liberação da oferta incluía apenas 3,5% da demanda alemã.

A Brattle considera um Índice Herfindal-Hirschman (HHI) em torno de 1.500 como uma meta razoável para o Brasil, para que tenhamos um mercado competitivo. O indicador que mede o grau de concentração está, hoje, em 6.963 no Brasil, de acordo com a ANP.

A consultoria defende que o Brasil deveria definir os volumes a serem liberados gradualmente pela Petrobras tendo a métrica HHI de 1.500 como alvo.

Os volumes podem, assim, flutuar ano a ano, de acordo com a necessidade, dependendo, inclusive, dos níveis de produção de gás novo dos concorrentes — em vez de impor limites pré-estabelecidos ao market share da petroleira.

3) Duração do programa não pode ser muito curta

A Brattle cita que os programas adotados pelos países europeus variaram muito de escopo: na Hungria, durou oito anos; na Alemanha, seis; na Itália, quatro; e na Espanha, apenas dois anos.

O caso espanhol é instrutivo. O governo via o gas release como um “trampolim” para facilitar a entrada de novos agentes e tinha como meta liberar 25% do gás importado da Argélia. Ao fim dos dois anos, a limitação ao agente dominante acabaria.

O programa estimulou uma corrida dos novos agentes em busca de contratos de importação de longo prazo – que se somaram à molécula do agente dominante, após o fim do programa. O resultado foi um excesso de oferta.

A consultoria sugere um período de transição de cerca de cinco anos para o Brasil, mas recomenda condicionar o término do programa mais ao atingimento do HHI alvo do que a uma data em si.

4) Não fixar preço de reserva

Alguns países, como a Alemanha, estabeleceram preços de reserva para garantir aos agentes dominantes a recuperação de seus custos. A Brattle desaconselha.

Existe o risco de o preço ser fixado acima do preço real de mercado, o que poderia dissuadir os agentes a participar do programa.

Além disso, se os participantes só puderem comprar gás ao preço médio do agente dominante, será difícil para eles oferecer aos consumidores preços mais baixos.

No caso alemão, os preços de reserva eram 95% do preço médio de importação. Apesar do ‘desconto’, os novos operadores não se mostraram dispostos a comprar mais da metade do gás ofertado na primeira rodada.

Outra questão é se o leilão de gás do agente dominante deve solicitar lances por preços fixos ou indexados (ao petróleo, por exemplo). A Brattle conclui que preços fixos podem ser uma opção para lotes de até um ano. Para produtos de prazo maior, lances por preço fixo podem representar risco.

A estrutura de indexação proposta deve refletir um contrato típico de venda no mercado brasileiro de gás.

5) Liberar só a oferta pode não ser suficiente

Programas de gas release podem ser complementados por medidas de liberação de capacidade na infraestrutura (capacity release) e “liberação do cliente” (customer release).

O gas release não terá impacto se os compradores também não tiverem acesso ao transporte e armazenamento, por exemplo. Também será pouco eficaz se os clientes existentes estiverem amarrados a contratos de gás de longo prazo com o agente dominante.

A Brattle manifesta preocupação, nesse sentido, com o movimento da Petrobras de fechar contratos de longo prazo com as distribuidoras.

§ Você viu aqui: Petrobras recorre a contratos mais longos, de olho na abertura do mercado de gás

Na Alemanha, a concorrência deu um grande passo à frente quando os clientes foram liberados das restrições dos contratos existentes – o que deu aos consumidores liberdade imediata para adquirir de fontes alternativas.

Além disso, a Brattle vê vantagens em liberar as distribuidores de obrigações de longo prazo com a Petrobras.

6) Não pesar a mão na habilitação

A Brattle alerta também para a possibilidade de agente dominante vir a tentar reduzir o número de participantes, exigindo garantias financeiras excessivamente altas, por exemplo.

Requisitos muito rigorosos contribuíram para o fracasso da primeira rodada do gas release alemão, cita.

A consultoria recomenda que as exigências de crédito para compradores não sejam mais onerosas do que os requisitos exigidos das distribuidoras.

E mais

Leilões regionais podem ser mais eficazes. A Brattle recomenda dividir o país, conceitualmente, em mercados regionais separados, dadas as peculiaridades de cada um. Algumas regiões, como o Sul, possuem gargalos de capacidade, enquanto no Norte o sistema é isolado. A consultoria sugere um programa de metas de HHI diferentes por região — cada uma teria leilões separados.

Vale a pena um xerife. A consultoria entende que seria desejável criar uma Autoridade para supervisionar o gas release. Não precisa ser um novo órgão – a autoridade poderia fazer parte da ANP, por exemplo.

Limitar ou não limitar a Petrobras de recomprar o gás liberado? A Brattle pontua que, em alguns mercados, os agentes dominantes têm desempenhado um papel importante no desenvolvimento da liquidez no mercado secundário. A Petrobras poderia, nesse sentido, contribuir para aumentar a liquidez, permitindo que um maior volume de gás seja negociado – desde que haja um monitoramento para detectar se surgem comportamentos anticompetitivos e manipuladores.

Leilões anuais. A Brattle sugere que os leilões ocorram todos os anos e que o produto vendido tenha duração de um ano também, em geral. No entanto, se for útil para as partes terem contratos mais longos, então não há razão para que a Petrobras não possa vender um mix de contratos de um ano, dois anos ou mais. Os compradores, por sua vez, poderiam negociar gás sob contratos de curto prazo em um mercado secundário para dar liquidez.

Será que sai?

O mercado aguarda, desde o ano passado, uma posição da ANP sobre o assunto, depois que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) recomendou que a agência liderasse um diagnóstico sobre as condições concorrenciais e apresentasse uma proposta de desconcentração.

O regulador concluiu o trabalho, mas o assunto ainda está na Procuradoria-Geral Federal junto à ANP, sem previsão de publicação.

A indústria tem se articulado para cobrar a continuidade da agenda pró-abertura, diante dos sinais trocados no novo governo.

Recentemente, o MME solicitou à Petrobras a suspensão, por 90 dias, das vendas de ativos da companhia, enquanto o novo CNPE não define suas diretrizes.

Em paralelo, o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates ,questiona os compromissos assumidos pela empresa em 2019 com o Cade para abertura dos mercados de gás natural e refino. Segundo ele, a Petrobras não vai mais, “necessariamente, sair vendendo ativos por decisões governamentais” – o que pode incluir, por exemplo, a venda da TBG.

O diretor de Infraestrutura e Melhoria do Ambiente de Negócios no Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), Alexandre Messa, por sua vez, defende a continuidade da abertura e citou que o gas release é fundamental, nessa direção.

• Para aprofundar: “O gas release é pré-requisito para a entrada de novos agentes”, defende Alexandre Messa

Já o superintendente de Infraestrutura e Movimentação da ANP, Hélio Bisaggio, acrescentou que programas regionais de gas release podem fazer sentido.

GÁS NA SEMANA

Distribuidoras vão às compras. Comgás recebeu 14 propostas de fornecimento de gás (incluindo duas propostas de biometano) a partir de 2024. A distribuidora paulista iniciou a fase de análise e negociações.

— Também em São Paulo, a GasBrasiliano abriu chamada pública para contratar até 600 mil m3/dia para 2024; 700 mil m3/dia para 2025; 1 milhão de m3/dia para 2026; e 1,1 milhão de m3/dia para 2027.

— Arsesp, aliás, vai rever a forma como as distribuidoras paulistas compram gás. A pedido da GasBrasiliano, comprometeu-se a revisar a Deliberação 1.243/2021, que traz algumas amarras ao processo. O objetivo é “eliminar risco de redução da competitividade e diversificação” das concessionárias.

Compagas quer complementar contratos existentes. Distribuidora lança nesta sexta (17/03) uma nova chamada pública para aquisição de 300 mil m3/dia a partir de 2024 e até 50 mil m³/dia para a região Norte do Paraná.

— A SCGÁS, por sua vez, planeja contratar 550 mil m³/dia para 2024-2027 e de 160 mil m³/dia a 300 mil m³/dia até 2029.

— Já a PBGás abriu chamada pública para contratar 150 mil m3/dia para 2024-2025 e 220 mil m3/dia para 2026-2027.

— MSGás busca fornecedor de GNC e GNL para interiorizar mercado no Mato Grosso do Sul. O plano é, a partir de 2024, levar gás a até cinco municípios.

GNV mais barato em SP em março. Arsesp aprova redução das tarifas da Comgás, GasBrasiliano e Naturgy

Reformas das regras para gás mudam de mãos na ANP. Cláudio Jorge de Souza passa a ser responsável pela área de superintendência de Infraestrutura e Movimentações (SIM).

Conselho de usuários ganha forma. O grupo, criado para monitorar as transportadoras, elegeu Sylvie D’Apote (IBP) como presidente; Adrianno Lorenzon (Abrace) como vice; e Daniela Santos (ABPIP) como secretaria-executiva. Aguarda, agora, a aprovação da governança pela ANP e espera apresentar seus primeiros posicionamentos em abril.

Petrobras aprova nova licitação das plataformas de Sergipe. A companhia está concluindo os trâmites junto aos sócios para lançar o edital. Serão duas FPSOs afretadas, para operar em águas profundas de Sergipe – que desponta como maior província gasífera offshore, fora as Bacias de Campos e Santos.

CERAWeek: O que foi debatido na maior conferência global de energia?

Clarissa Lins compartilha impressões sobre os principais temas abordados na conferência nos EUA, este mês

A CERAWeek é conhecida por ser a Conferência de Davos do setor de energia. Reúne anualmente, desde o início dos anos 1980, os principais executivos da indústria, além de formuladores de políticas públicas.

Sob a liderança de Daniel Yergin, a edição de 2023 bateu recorde de público, tendo recebido mais de 8 mil pessoas entre os dias 6 e 10 de março.

Tradicionalmente conhecida por ser voltada para o universo da indústria de óleo e gás, tem, desde 2019, procurado se diversificar para também contemplar novas fontes de energias, tão necessárias à descarbonização.

Na edição de 2023, o espaço Ágora — dedicado a hidrogênio, carbono e clima — cresceu em tamanho e interesse por parte do público.

Compartilho com vocês minhas impressões, ainda impactada pela energia das conversas, das pessoas e das possibilidades que essa indústria nos oferece.

Os sistemas energéticos devem atender a múltiplos objetivos: o de prover energia segura, acessível e de menor intensidade possível de carbono. Conhecido como o trilema da energia, o conceito concilia segurança energética – tão debatida em 2022 em função da invasão da Ucrânia pela Rússia – com transição para baixo carbono e acesso a diferentes fontes, a um preço competitivo.

Desta forma, não há debate nem posicionamento corporativo possível sem abordar conjuntamente todos esses aspectos, inclusive e, sobretudo, por parte das lideranças globais da indústria de óleo e gás.

Nas palavras do CEO global da ExxonMobil, “não se trata de uma escolha entre opções, mas sim de adição de atributos na oferta de energia”.

Há compromisso claro de continuar ofertando combustíveis fósseis – e investindo para manter a produção enquanto a demanda existir – a preços acessíveis e com menor intensidade de carbono possível. Tecnologias como captura e sequestro de carbono (CCS) são providenciais para compatibilizar tais objetivos.

Em resumo: a indústria de óleo e gás quer liderar a transição energética de modo responsável.

Políticas públicas bem definidas e implementadas fazem a diferença. Uma transição ordenada é chave para viabilizar segurança na oferta de energia, evitar picos de preços, bem como atrair recursos financeiros necessários a dar escala às novas tecnologias.

Neste contexto, a grande estrela do evento foi a regulação chamada Inflation Reduction Act – IRA, recentemente proposta pelo Governo Biden e aprovada pelo Congresso norte-americano. Com a intenção de alocar, por meio de incentivos e isenções fiscais, cerca de US$ 370 bilhões em tecnologias de descarbonização, tal política reposiciona os Estados Unidos na corrida pela liderança em baixo carbono, atualmente ocupada pela China.

Com ênfase em aumento de competitividade, o IRA atrai investimentos do setor privado e impõe pressões para que demais regiões, como a Europa, também reformulem suas políticas publicas na mesma direção.

Em resumo: o objetivo final é estabelecer um novo patamar de competitividade global nas cadeias de valor de tecnologias de baixo carbono, tais como hidrogênio verde e azul, captura e armazenamento de carbono, veículos elétricos e baterias, entre outras.

Energias renováveis requerem cadeias de suprimentos seguras e resilientes. Uma das principais lições aprendidas da guerra é o custo associado ao excesso de dependência de uma única fonte de energia ou de um único país.

Neste sentido, à medida que o mundo caminha para sistemas de energia com maior participação de renováveis, torna-se imperativo diversificar as origens de matérias-primas necessárias – os chamados minerais críticos como lítio, cobalto e cobre, a capacidade de processá-las e incorporá-las às redes elétricas.

Embora alguns percebam um movimento de redução da globalização e priorização de cadeias locais, especialistas apontam que isto geraria maiores custos associados à redução da eficiência sistêmica.

Em resumo: deve haver cooperação e alianças entre países parceiros, no sentido de fortalecer a capacidade de resposta tecnológica aos desafios da descarbonização. Nenhum país sozinho consegue lidar com o tamanho do desafio apresentado e a colaboração é benéfica em termos de ritmo e escala de implementação das novas tecnologias.

Hidrogênio de baixa intensidade de carbono consolida-se como a nova estrela da descarbonização – seja porque já é bem conhecido pela atual indústria e pode vir a utilizar parte da infraestrutura existente, seja pelo fato de ter múltiplos usos possíveis, tanto como insumo quanto como vetor energético.

O hidrogênio teve destaque em diversos ambientes da Conferência. Além de ter um espaço dedicado, no qual discutiu-se seu papel na descarbonização de indústrias intensivas no uso de energia e em transporte de longa distância, o desenvolvimento em escala da cadeia de valor do hidrogênio de baixa emissão foi abordado nas plenárias principais, tendo como ênfase custo e prazo.

Os Estados Unidos colocaram o desafiador objetivo de ter hidrogênio verde – produzido a partir de fontes renováveis – ao custo de US$ 1/kg até 2030 (vs. cerca de US$ 4/kg hoje). Quando acoplado ao gás carbônico capturado pela tecnologia de CCS ou captura direta do ar (DAC), o hidrogênio verde pode gerar novos produtos considerados disruptivos, tais como os chamados combustíveis sintéticos (como o e-metanol), criando cadeias de valor e oportunidades de negócios.

Em resumo: o futuro da energia passa por inovações em escala, podendo aproveitar os conhecimentos e a infraestrutura existentes, mas também incorporando novos atores.

A nova geopolítica da energia passa por incertezas, a caminho de um redesenho. A Rússia permanecerá tendo um papel relevante no mercado global de energia? Como o Ocidente lidará com a predominância da China em renováveis? Haverá espaço de cooperação entre Estados Unidos e Europa na corrida pela descarbonização?

Tais questões foram abordadas em diversos painéis, deixando claro que não há resposta fácil nem única. Tendo em vista a ação coordenada e efetiva da Europa ao cenário adverso de dependência de gás natural russo, fazendo com que suas importações passassem de 40% para 9% do total consumido em menos de um ano, há um certo consenso em relação à perda de relevância da Rússia no mercado global de energia.

Embora China e Índia ainda demandem óleo cru e alguns derivados, as sanções impostas por grande parte dos países desenvolvidos são consideradas bem-sucedidas. Com isso, a Rússia sairá menor do que entrou na guerra.

Quanto à China, é o ator dominante em diversas cadeias de valor de energias renováveis, passando por minerais críticos, produção de painéis solares, fabricação de baterias e veículos elétricos, dentre outros.

Em resumo: a corrida – considerada uma maratona por CEOs globais – pelo desenvolvimento tecnológico de baixo carbono no Ocidente tem, neste contexto, a clara ambição de recuperar uma liderança perdida.

Colaboração e cooperação são elementos cruciais para dar celeridade e escala às novas tecnologias.

Neste âmbito, qual a relevância da América Latina e do Brasil? Sendo muito pouco citado em grande parte das conversas, fica claro que a região pode deixar passar, mais uma vez, a oportunidade de ser considerada um parceiro confiável e, quem sabe, um exportador líquido de energia para demais países.

O que falta, já que temos recursos naturais em abundância, além de uma indústria de óleo e gás competitiva e com baixa intensidade de carbono? Previsibilidade, estabilidade regulatória, clareza de regras e um ambiente de negócios menos sensível a interferências políticas, viabilizando investimentos privados de longo prazo.

Em resumo: o mundo da energia passa por mudanças profundas, marcadas por uma transição onde oferta e demanda não mudam no mesmo ritmo nem na mesma escala. Cabe a cada país estabelecer as parcerias que ajudarão a alavancar sua competitividade, de forma a manter-se relevante no novo mapa global.

Clarissa Lins é sócia fundadora da Catavento Consultoria

Fonte: EPBR

Para onde vão os investimentos climáticos?

Investimentos privados em negócios de transição estão acelerando, apesar das crises geopolíticas, mostra análise da McKinsey

Editada por Nayara Machado

nayara.machado@epbr.com.br

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Em sua tradicional carta anual ao mercado, o CEO da BlackRock, Laurence Fink, disse nesta quarta (15/3) que os investidores precisam considerar, no longo prazo, como a transição energética afetará os preços dos ativos e o desempenho do investimento.

“Há anos, vemos o risco climático como um risco de investimento. Ainda é assim”, reconhece em uma carta combinada a acionistas e empresários.

Com cerca de US$ 8,6 trilhões sob gestão, a BlackRock é a maior administradora de ativos do mundo e, na carta do ano passado, chegou a dizer que apoiaria menos propostas climáticas na temporada de assembleias de acionistas.

Este ano, o tom mudou um pouco.

Em um trecho dedicado à transição energética, Fink reconhece os efeitos das mudanças climáticas sobre a economia, com destaque para o mercado de seguros, que em 2022 precisou cobrir US$ 120 bilhões para catástrofes naturais — “uma cifra antes impensável”.

Por outro lado, mantém um tom ponderado em relação aos investimentos, afirmando que a transição para uma economia de baixo carbono é uma prioridade “para muitos” dos seus clientes, e que a instituição tem opções para todos, inclusive aqueles que não estão interessados nessa agenda.

A carta sinaliza apoio às indústrias de óleo e gás, que “desempenharão um papel vital no atendimento às demandas globais de energia”, ao mesmo tempo em que vê a Lei de Redução da Inflação dos EUA (IRA) criando “oportunidades significativas” para os investidores alocarem capital para a transição energética.

De 2019 até o final de 2022, investidores de ações do mercado privado triplicaram os ativos relacionados a sustentabilidade ambiental, social e governança (ESG), passando de US$ 90 bilhões para mais de US$ 270 bilhões.

“O ímpeto parece prestes a continuar em 2023, à medida que governos, corporações e investidores aceleram cada vez mais a implantação de tecnologias climáticas”, analisam os especialistas em Energia, Investimento e Sustentabilidade da McKinsey.

Como exemplos, citam o IRA nos Estados Unidos, que aloca mais de US$ 370 bilhões em financiamento para mitigar as mudanças climáticas, e o Green Deal europeu que pode dedicar mais de 1 trilhão de euros em fundos públicos e privados para economia de baixo carbono.

“A tecnologia climática está recebendo um impulso adicional de programas governamentais sem precedentes, nos Estados Unidos e na Europa, que irão liberar uma enxurrada de capital para emissões líquidas zero até 2050”, dizem os analistas.

Viu isso? Líquido zero vai custar US$ 9,2 trilhões por ano até 2050

O destino do dinheiro

Energia foi a maior destinatária dos investimentos de capital orientados para o clima, absorvendo cerca de 50% do volume implantado de 2019 a 2022, aponta a McKinsey.

Neste subsetor, o capital mais que dobrou, de US$ 40 bilhões para US$ 100 bilhões, impulsionado por projetos renováveis em larga escala.

O transporte ficou em segundo lugar, com aumento de 370% durante o período, de US$ 6 bilhões para US$ 30 bilhões. Aqui, a bola da vez é o mercado de veículos elétricos.

Projetos de hidrogênio e gestão de carbono – as duas tecnologias emergentes da moda – receberam, cada, 3% do total de investimentos de capital do mercado privado com foco no clima em 2022.

Pode parecer pouco, mas foram os que registraram o crescimento mais significativo nos fluxos de investimento desde 2019: 460% para o hidrogênio (de menos de US$ 1 bilhão a US$ 5 bilhões) e 1.400% para carbono (de menos de US$ 500 milhões para US$ 7 bilhões).

Por falar em capital climático…

O enviado especial das Nações Unidas para Ação Climática e Finanças, Mark Carney, disse nesta quarta que é improvável que o colapso do Silicon Valley Bank (SVB) tenha um impacto “material” na disponibilidade de capital para tecnologias relacionadas ao clima.

Sediado na Califórnia, o banco focado em empréstimos para empresas de tecnologia foi fechado pelos reguladores financeiros dos EUA na sexta (10). O colapso do banco levantou preocupações sobre o acesso de startups de tecnologia ao financiamento. Reuters

Enquanto isso, um relatório da Market Forces alerta que os cinco maiores fundos de pensão da Austrália não estão fazendo o suficiente para levar as empresas de combustíveis fósseis à descarbonização, e diz que seus compromissos ambientais podem equivaler a greenwashing.

O relatório surge no momento em que o órgão fiscalizador corporativo lança um caso histórico de greenwashing contra a Mercer Super e adverte que estava investigando “vários” outros superfundos por suposta má conduta semelhante. AFR

Petrobras entre campos terrestres marginais, números gigantes do pré-Sal, Margem Equatorial e eólica off-shore

A paralização da venda dos campos do polo Bahia Terra virou uma questão de honra dos petroleiros a despeito de a Petrobras ter números astronômicos no pré-Sal.

Fernando Castilho

Desde a vitória do presidente Lula nas eleições de 2022 que a Petrobras vive um problema de identidade entre suas equipes, seus diretores e a pressão dos sindicatos reunidos da Federação Única dos Petroleiros que, naturalmente, apoiou candidato do PT, mas defendeu abertamente a indicação do então senador Jean Paul Prates (PT-RN) ao cargo de presidente da companhia: Direcionar investimentos para campos terrestres marginais, o pré-Sal, a nova fronteira da Margem Equatorial e as eólicas off-shore

O ex-senador pelo Rio Grande do Norte se aproximou dos petroleiros durante seus quatro anos de mandato e sua indicação foi festivamente apoiada pelo FUP. Entretanto, no dia seguinte ela cobrou o cumprimento de promessas como a sustação de todo e qualquer processo de desinvestimento da companhia que travou desde a oferta de refinarias a venda de campos terrestres maduros como o do Polo Bahia Terra, com 37 poços que estava em signing ou closing (assinatura de contrato definitivo de compra e venda) para a Petrorecôncavo e Eneva.

A paralização da venda dos campos do Polo Bahia Terra virou uma questão de honra dos petroleiros a despeito de a Petrobras ter números astronômicos no pré-Sal. Nesta terça-feira, a empresa anunciou que continuará com eles. Interssada nos campos, a Petroreconcavo ja tinha anuciado que pretendia investir R$ 1 bilhão no Polo Bahia Terra. Ele está entre os 124 campos produtores cedidos pela Petrobras a outras empresas, a partir de 2019, como parte do processo de desinvestimentos onde são extraídos 57,7 mil barris de petróleo por dia (bbl/d).

Para se ter uma idéia disso, basta dizer que no mês de janeiro, apenas o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi retirado 804,4 mil bbl/d de petróleo e 38,54 milhões de m³/d de gás natural.

A idéia do desinvestimento nesses campos maduros tem o objetivo de mirar em áreas, efetivamente, produtivas e se preparar para iniciar as operações, por exemplo, na Margem Equatorial onde Petrobras prevê investir US$ 2,9 bilhões nos próximos anos, o que representa 49% do total que será investido nas atividades de exploração.

A Petrobras programa investimentos de US$ 78 bilhões ao longo dos próximos cinco anos, além de cerca de US$ 20 bilhões em novos afretamentos de plataformas, totalizando assim quase US$ 100 bilhões de recursos em projetos. E tudo isso até 2022 estava focado em campos mega produtivos se comprados aos campos terrestres. Mas apesar disso, a suspensão da venda do Polo Bahia Terra foi comemorada como a descoberta de um poço gigante.

Curiosamente, a mesma Petrobras que briga por campos que produzem 3 mil bbl/d de petróleo é a mesma que está envolvida junto com a gigante Equinor em sete projetos de geração de energia eólica offshore na costa brasileira, com potencial para gerar até 14,5 GW.

Essa é uma nova fronteira porque nada no mundo de eólica offshore é pequeno. Ano passado, a GE Renewable Energy, uma subsidiária da gigante General Electric, anunciou uma nova versão da turbina Haliade-X, que tem 107 metros de comprimento e 260 metros de altura com potencial para produzir até 74 GWh de energia, a cada ano. Empresas como Petrobras e Equinor são possíveis clientes dessas turbinas que custam, cada uma, US$ 400 milhões.

As duas empresas estão juntas em dois futuros parques eólicas Aracatu I e II (localizados na fronteira litorânea entre os estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo, previstos inicialmente e agora em mais 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.

Mas a Petrobras agora vai voltar a cuidar de campos terrestres apenas para dizer que não vai privatizar nada.

Fonte: JC Negócios

Petróleo derrete 13% na semana e preços atingem menor patamar em 15 meses

Turbulência no setor bancário, com quebra do Silicon Valley Bank e crise no Credit Suisse, aumentou o risco de uma desaceleração ou recessão econômica significativa este ano

Por Igor Sodré, Valor — São Paulo

Os contratos de petróleo encerraram o dia em queda firme, com o West Texas Intermediate (WTI, a referência norte-americana) acumulando a maior perda semanal desde 1º de abril de 2022, e o menor preço de fechamento desde 3 de dezembro de 2021. O recuo acontece em meio a temores sobre o futuro do setor financeiro, após o colapso do Silicon Valley Bank (SVB) e do Signature Bank, e a crise de liquidez do Credit Suisse.

O contrato futuro do petróleo Brent (referência para o mercado global) para o mês de maio fechou o dia em baixa de 2,32%, negociado a US$ 72,97 o barril. Ao mesmo tempo, o WTI para abril caiu 2,36%, a US$ 66,74 o barril. Na semana, o WTI caiu 13,26%, enquanto o Brent recuou 12,45%.

“Os preços do petróleo foram atingidos esta semana, uma vez que a turbulência no setor bancário aumentou o risco de uma desaceleração ou recessão econômica significativa este ano”, escreve o analista-sênior de mercados da Oanda, Craig Erlam, em nota.

Mesmo com o anúncio de suporte ao sistema bancário feito pelo Federal Reserve (Fed, banco central americano) e, na Europa, pelo Banco Nacional da Suíça (SNB) para o Credit Suisse, a cautela segue dominando o sentimento nas mesas.

“Claramente, os investidores não estão convencidos de que o pior já passou, o que continua a pesar fortemente sobre o preço do WTI, principalmente num fim de semana em que tudo pode acontecer, como vimos há sete dias. Se a calma prevalecer, os preços do petróleo podem se recuperar e um fim de semana tranquilo pode ser o primeiro passo para isso”, completa Erlam.

Este conteúdo foi publicado pelo Valor PRO serviço de tempo real do Valor Econômico.

Projeto Willow: o que prevê a polêmica exploração de petróleo no Alasca

O projeto Willow é um dos maiores planos de exploração de petróleo da história no Alasca. Ambientalistas alertam que, se sair do papel, vai resultar em toneladas de CO2 a mais na atmosfera.

Por BBC

O presidente dos Estados Unidos, Joe Biden, aprovou um importante projeto de extração de petróleo e gás no Alasca, contrariando forte oposição de ativistas ambientais.

A companhia responsável pelo projeto Willow, a ConocoPhillips, afirma que irá incentivar investimentos locais e criar milhares de empregos. Mas a proposta de US$ 8 bilhões (cerca de R$ 42,2 bilhões) enfrentou um turbilhão de ativismo online nas últimas semanas, especialmente entre jovens militantes no TikTok.

Os oponentes argumentam que o projeto deveria ser interrompido, devido ao seu impacto sobre o clima e a vida selvagem.

Localizado na remota região de North Slope, no extremo norte do Alasca, o projeto traz a maior prospecção de petróleo das últimas décadas na região, podendo extrair até 180 mil barris por dia.

Estimativas do Escritório de Gestão da Terra dos Estados Unidos indicam que ele irá gerar até 278 milhões de toneladas de CO2e ao longo dos seus 30 anos de vida útil – o equivalente a um aumento de dois milhões de carros na frota norte-americana todos os anos.

CO2e (CO2 equivalente) é a unidade utilizada para expressar o impacto climático de todos os gases do efeito estufa em conjunto, como se todos fossem emitidos como dióxido de carbono.

Segundo o anúncio feito em 13 de março, apenas três locais de perfuração serão permitidos para o projeto e não os cinco propostos inicialmente. A redução é uma espécie de compensação para os ativistas anti-Willow.

A aprovação também veio um dia depois que o governo Biden impôs limites sobre a perfuração de poços de petróleo e gás em uma área de 6,5 milhões de hectares no Alasca e no Oceano Ártico.

Críticas de ambientalistas

Ambientalistas defendem que o projeto Willow é inconsistente com as promessas do presidente Biden para liderar as ações de combate às mudanças climáticas. Mais de um milhão de cartas de protesto chegaram à Casa Branca e uma petição da organização Change.org pedindo a suspensão do projeto recebeu mais de três milhões de assinaturas.

“É a decisão errada e será um desastre para a vida selvagem, as terras, as comunidades e para o nosso clima”, afirmou no dia do anúncio a organização ambiental Sierra Club.

O jovem ativista Sonny Ahk, do povo nativo iñupiat, que protestou contra o projeto Willow, afirma que o desenvolvimento “consolidaria a extração de petróleo e gás no Ártico por mais 30 anos e catalisaria a futura expansão do petróleo no Ártico”.

“Enquanto os executivos de fora do Estado recebem recordes de lucros, os moradores locais precisarão lidar com os impactos prejudiciais de sermos rodeados por imensas operações de perfuração”, segundo ele.

Mas todos os três legisladores que representam o Alasca no Congresso – um deles, democrata – pressionaram pela aprovação do projeto, promovido por eles como um investimento muito necessário para as comunidades da região. Eles também defenderam que o projeto Willow ajudaria a impulsionar a produção doméstica de energia e reduzir a dependência norte-americana do petróleo estrangeiro.

“Foi a decisão correta para o Alasca e para o nosso país”, segundo o CEO (diretor-executivo) da ConocoPhillips, Ryan Lance.

Para ele, a gigante energética americana, que já é o maior produtor de petróleo bruto do Alasca, irá aumentar a segurança energética, criar bons empregos e oferecer benefícios às comunidades nativas do Alasca.

Proteção de áreas sensíveis

O Departamento do Interior dos Estados Unidos anunciou que mais de 1,2 milhão de hectares do mar de Beaufort, no Oceano Ártico, ficariam “permanentemente fora dos limites” para perfuração de petróleo e gás.

A medida garante a “proteção perpétua contra o desenvolvimento extrativo” de um habitat importante para as baleias, focas, ursos polares e outros animais selvagens, segundo informou a Casa Branca em comunicado.

O governo americano também afirmou que irá propor novos limites para as perfurações em mais de cinco milhões de hectares de terras “ecologicamente sensíveis” na vasta reserva de petróleo do Alasca. Trata-se de uma área reservada há um século para a futura produção de petróleo no Estado, que abriga espécies ameaçadas, incluindo os ursos polares.

“Com estas ações, o presidente Biden continua cumprindo com a agenda climática mais agressiva da história dos Estados Unidos”, segundo a Casa Branca.

Mas grupos ambientalistas advertem que os novos limites são insuficientes.

“Proteger uma área do Ártico para destruir outra não tem sentido e não irá ajudar as pessoas e a vida selvagem que serão prejudicadas pelo projeto Willow”, afirma Kristen Monsell, advogada da organização Centro para a Diversidade Biológica.

Já Michaela Stith, diretora de justiça climática do Movimento Nativo (uma organização de justiça social com sede no Alasca), declarou à BBC que algumas comunidades irão tomar medidas diretas contra o projeto Willow.

“Vivemos em um Estado monopolizado pelo petróleo e o gás”, afirma ela. “Não existem muitas oportunidades para fazer muito mais e, por isso, haverá apoio local [para a proposta]. Nosso Estado não conseguiu diversificar sua economia.”

Com as medidas, o presidente Biden tenta equilibrar seus objetivos de fazer com que os Estados Unidos atinjam nível zero de emissões de carbono em 2050 com as pressões para aumentar o fornecimento de combustível, mantendo os preços baixos.

Análise do repórter de meio ambiente da BBC, Matt McGrath

Por que um presidente que defende fortes ações contra as mudanças climáticas acaba de aprovar um projeto apelidado de “bomba de carbono”?

A resposta é que Willow tem a ver com política e legislação – não com o meio ambiente.

Quando era candidato em 2020, Joe Biden prometeu: “não haverá mais perfurações em terras federais, ponto final”. Mas esta promessa foi quebrada no ano passado, quando o governo, pressionado pelo judiciário, anunciou planos para conceder licenças de perfuração.

A Casa Branca provavelmente irá dizer que o judiciário também influenciou a decisão sobre o projeto Willow.

A licença de exploração da companhia petrolífera ConocoPhillips data de 1999. Ela teria fortes justificativas para entrar com recurso na justiça se os seus planos tivessem sido rechaçados.

É claro que o governo Biden sabe que, do ponto de vista puramente climático, o projeto realmente não tem justificativa. Por isso, como forma de compensação para os opositores, eles tentaram equilibrar a aprovação com novas proibições de extração de petróleo e gás no Oceano Ártico.

A maioria dos ambientalistas não aceita essa compensação.

O projeto Willow também tem profundas bases políticas. A 18 meses das próximas eleições presidenciais, Biden deseja ser visto como um líder de centro, preocupado com o fornecimento de petróleo e os preços dos combustíveis para os cidadãos norte-americanos.

Mas, ao dar a luz verde para a perfuração, ele se arrisca a perder o apoio de muitos jovens que lhe confiaram seus votos em 2020.

Petróleo fecha em baixa e acumula perda superior a 10% na semana

Na New York Mercantile Exchange (Nymex), petróleo WTI para maio fechou em queda de 2,32% (US$ 1,59), a US$ 66,93 o barril

Brent para igual mês, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), caiu 2,31% (US$ 1,73), a US$ 72,97 o barril

REUTERS/Nick Oxford/Archivo

Laís Adriana, do Estadão Conteúdo

Os contratos futuros do petróleo fecharam em queda, pressionados pelo retorno da fuga de risco e renovação dos temores com sistemas bancários dos Estados Unidos e da Europa. Na semana, as turbulências no setor levaram a commodity a derreter mais de 10%.

Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para maio fechou em queda de 2,32% (US$ 1,59), a US$ 66,93 o barril, enquanto o Brent para igual mês, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), caiu 2,31% (US$ 1,73), a US$ 72,97 o barril.

Na semana, os petróleos WTI e Brent amargaram perdas de 12,71% e 11,85%, respectivamente.

No início da sessão, o petróleo chegou a ampliar ganhos de ontem na esteira de uma recuperação no sentimento de risco, após os bancos Credit Suisse e First Republic Bank receberem apoio para continuar suas operações.

Contudo, a renovação dos temores minou o movimento e inverteu o sinal da commodity ainda pela manhã. Ao longo do dia, os contratos chegaram a acelerar perdas, com o Brent para maio se aproximando da barreira de US$ 70.

Analista da Oanda, Edward Moya acredita que os preços devem continuar pressionados, considerando que as turbulências bancárias não devem desaparecer “tão cedo”.

Moya aponta que temores sobre os efeitos do aperto monetário do Federal Reserve (Fed) na economia americana também pesam sobre a commodity.

“O petróleo permanecerá pressionado enquanto os investidores tentam descobrir que tipo de recessão os dirigentes de bancos centrais desencadearão nos EUA”, afirma, projetando que uma recessão severa pode levar o petróleo mais próximo ao nível de US$ 60 o barril.

Na visão da Capital Economics, o impacto sobre commodities nesta semana, em especial sobre o petróleo, ainda não alcançou níveis “problemáticos” de volatilidade ou esgotou a liquidez dos ativos.

Porém, a consultoria alerta que os mercados ainda não saíram da zona de risco. “Se os riscos no mercado financeiro se materializarem, eles podem saltar para o mercado das commodities”, avalia.

Já o TD Securities afirma que os preços caíram aos níveis mínimos e deve ter espaço para a recuperação. O banco de investimentos projeta que os fluxos do petróleo russo devem continuar elevando a oferta no curto prazo, mas uma recuperação acentuada da demanda chinesa deve promover gargalos significantes até setembro, o que pode oferecer suporte aos preços.

O Commerzbank corrobora essa visão, vendo como “excessiva” e “especulativa” a queda do petróleo na última semana. Para o banco, a posição equilibrada na cadeia de oferta deve terminar no segundo semestre de 2023, “graças a um aumento acentuado na demanda”.

Ações da 3R (RRRP3) disparam 16,7% após Petrobras (PETR4) confirmar transição do Polo Potiguar

Recentemente, a Petrobras teve seu programa de desinvestimentos suspenso por 90 dias, o que levantou incertezas sobre processos que já estavam em andamento

Por

Equipe InfoMoney

A 3R Petroleum (RRRP3) disse nesta sexta-feira que a Petrobras (PETR4) ratificou a continuidade do processo de transição do Polo Potiguar. Com isso, as ações tiveram forte alta na sessão: o avanço foi de 16,73%, a R$ 31,75.

A compra do ativo pela companhia, pelo valor de US$ 1,38 bilhão, foi aprovada pelo conselho de administração da Petrobras no ano passado, mas o processo de aquisição ainda não foi concluído.

Recentemente, a Petrobras teve seu programa de desinvestimentos suspenso por 90 dias, o que levantou incertezas sobre os processos que já estavam em andamento.

O Polo Potiguar envolve campos produtores de petróleo e gás, bem como terminais de uso privado, refinaria e ativos de armazenamento na Bacia Potiguar, no nordeste do Rio Grande do Norte. Atualmente, o cluster é operado pela Petrobras.

O JPMorgan destaca que a confirmação do processo pela Petrobras deve ser visto como um catalisador muito bom para os 3R.

“Neste momento, falta à 3R apenas a licença ambiental do Ibama (condição precedente para a transação), que a empresa espera obter até o final do mês. Para constar, temos a avaliação do cluster Potiguar em nossos modelos de 3R”, avalia o JP, que tem recomendação overweight (exposição acima da média do mercado, equivalente à compra). O preço-alvo é de R$ 100, ou um potencial de alta de 268% em relação ao fechamento da véspera.

A 3R Petroleum também divulgou seus dados de produção de fevereiro. A companhia registrou produção de 21,5 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) em fevereiro, uma redução de 6,5% em relação ao produzido em janeiro. Ante a média do quarto trimestre, porém, foi 39,6% superior. A companhia é operadora dos polos Macau, Areia Branca, Fazenda Belém, Rio Ventura, Recôncavo, Peroá e Papa Terra, e detém participação de 35% no Polo Pescada. O resultado consolidado dos campos foi de 28 mil barris por dia em fevereiro.

Conforme destaca a Genial, a principal notícia positiva foi a produção do Polo Macau que teve uma ligeira melhora em seus números, reportando uma produção de 4,3 mil barris (versus 3,8 mil barris em janeiro.

(com Reuters)

Notícias Internacionais – International News

Brazil’s first as Fugro and Petrobras complete remote subsea inspection survey

Dutch geo-data specialist Fugro and Brazilian oil and gas giant Petrobras have completed what they said is the first-ever remote subsea inspection survey off the coast of Brazil.

Fugro used a remotely operated vehicle (ROV) deployed from the Fugro Aquarius to conduct the survey. Office-based personnel piloted the ROV from an operations center in Aberdeen, Scotland, instead of from the vessel.

This technology trial was carried out by Fugro in collaboration with Petrobras under an existing multiyear contract with the aim of minimizing risk and improving sustainability during inspection, repair and maintenance (IRM) projects.

“This landmark project represents a significant achievement in our ongoing work with Petrobras to support safer and more sustainable offshore energy production in Brazil,” said John Chatten, Business Development Manager for Fugro’s marine operations in Brazil.

“As the country’s foremost provider of ROV services, we look forward to implementing this approach on future surveys and to bringing additional remote and autonomous innovations to the region.”

According to Fugro, the approach was accomplished using a high-speed datalink provided by Petrobras.

To remind, Fugro completed its first fully remote offshore integrity inspections campaign in January. The inspections were carried out in the North Sea using the Fugro Orca Blue Essence uncrewed surface vessel (USV) with Blue Volta electric ROV.

The Dutch company also recently opened its remote operations center (ROC) in St. John’s, Canada, which will be used for controlling offshore survey operations.

G7 urged to affirm role of gas and LNG in achieving energy security and climate goals

Eight international associations and trade organisations have sent a joint letter urging the Group of Seven (G7) nations to affirm the role of natural gas and liquefied natural gas (LNG) in meeting energy security and climate objectives.

The letter was sent to Japanese Prime Minister and current G7 Chair Fumio Kishida following a meeting between industry leaders and representatives from G7 nations held on the sidelines of the CERAWeek conference in Houston, Texas.

Signatories of the letter include American Petroleum Institute, Asia Natural Gas and Energy Association, Energy Policy Research Foundation, Eurogas, International Association of Oil and Gas Producers, International Gas Union, LNG Allies and the U.S. Chamber of Commerce.

In this letter, the signatories underline the importance of natural gas and LNG in achieving shared energy security and climate goals and are calling on G7 to expeditiously act on policies that ensure international commitment to replace Russian natural gas are achieved.

“In addition to immeasurable security benefits, continued development of natural gas and liquefied natural gas (LNG) markets is necessary to stabilize volatile global energy markets and complement the expansion of renewable energy while accelerating the phase-out of coal-fired power generation”, the letter states.

“Our energy security forum discussion emphasized the importance of building on the G7’s June 2022 statement recognizing “the important role increased deliveries of LNG can play” in phasing out dependency on Russian energy and that “investment in this sector is necessary in response to the current crisis.”

The letter called on G7 leaders to advance the following priorities in its forthcoming meeting and ultimate Communique:

Work with industry to encourage public and private investment in all segments of the natural gas supply chain to ensure sufficient development and availability of non-Russian supplies, while ensuring consistency with long-term climate objectives.

Commit to cooperate on ways to improve guidelines and practices associated with public financing of natural gas infrastructure and foster efficient and timely review of permitting of such infrastructure.

Support the development of gas resources including biomethane, renewable natural gas, and other renewable and low-carbon gaseous fuels.

“The energy and financial reverberations of the war have shown that these goals cannot be achieved without fundamental progress on both energy security and climate change. Responsible development of natural gas and associated infrastructure is critical to this progress, and we look forward to working with G7 ministers and heads of state to ensure that the forthcoming meetings reflect these realities”, the signatories conclude in the letter.

Karoon achieves first production at Brazilian oil field with low rates exceeding expectations

World Oil Staff

(WO) – Karoon announced that the PAT-2 well, one of two new production wells drilled into the Patola field in the BM-S-40 production license in Brazil, came onstream on March 15 at a rate of 12,000 – 14,000 bopd. This followed the installation of a subsea flowline and umbilical connecting the well to the Cidade de Itajaí FPSO and the completion of well and infrastructure commissioning activities.

Production from the second well, PAT-1, is expected to commence by the end of March 2023.

After an initial period of flush production, likely to last a few days, output from the two Patola wells is expected to stabilize at approximately 10,000 to 15,000 bopd, taking total production from BM-S-40 to more than 30,000 bopd, prior to natural decline commencing.

Depending on the reservoir and aquifer response, one of the two production wells may be switched to water injection in the future, while any associated gas production from Patola will be reinjected into the Baúna reservoir through the SPS-89 gas injection well.

The Patola field was discovered in 2011 by Petrobras with the SPS-91 exploration well, which encountered 38 degrees API oil in the same Oligocene turbidite sandstones found in nearby Baúna and Piracaba, with similar petrophysical properties.

Due to better reservoir quality than expected at both the PAT-1 and PAT-2 well locations, Proven and Probable (2P) Reserves at Patola were upgraded by 1.7 MMbbl to 16.4 MMbbl as at December 31, 2021.

Karoon Chief Executive Officer and Managing Director, Dr Julian Fowles, said, “This is Karoon’s first new field development in Brazil and has been delivered with no material safety or environmental issues to date. The efficient execution of this project is testament to our technical, operational and commercial teams in Brazil and Australia, working closely with our service providers, and in collaboration with Altera & Ocyan, the operator of the FPSO. I would like to thank everyone who helped deliver this exciting project, in particular those on the Noble Developer drilling rig and the team at TechnipFMC, who designed, fabricated and installed the Patola subsea infrastructure under an integrated Engineering, Procurement, Construction and Installation (iEPCI™) contract, the first time this style of contract has been utilized in Brazil”

Cotações – Quotes

Crude Oil & Natural Gas

INDEX

UNITS

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CONTRACT

TIME (EDT)

CL1:COM

WTI Crude Oil (Nymex)

USD/bbl.

66.74

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Apr 2023

3/17/2023

CO1:COM

Brent Crude (ICE)

USD/bbl.

72.97

-1.73

-2.32%

May 2023

3/17/2023

CP1:COM

Crude Oil (Tokyo)

JPY/kl

57,420.00

-2,550.00

-4.25%

Jun 2023

11:40 AM

NG1:COM

Natural Gas (Nymex)

USD/MMBtu

2.34

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-7.00%

Apr 2023

3/17/2023

Refined Products INDEX

UNITS

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CHANGE

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CONTRACT

TIME (EDT)

XB1:COM

RBOB Gasoline (Nymex)

USd/gal.

250.15

-0.20

-0.08%

Apr 2023

3/17/2023

HO1:COM

Heating Oil (Nymex)

USd/gal.

267.87

+3.52

+1.33%

Apr 2023

3/17/2023

QS1:COM

Gasoil (Nymex)

USD/MT

775.50

+25.25

+3.37%

Apr 2023

3/17/2023

JX1:COM

Kerosene (Tokyo)

JPY/kl

75,000.00

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0.00%

Sep 2023

3/17/2023