Clipping Oil$Gas - 05/05/2017
Bernardo Monteiro, M.Sc, MBA
Coordenador de Operações e Pós-Vendas na Roxtec Latin America
Com pré-sal, Exxon vai 'tentar de novo' no Brasil, diz executiva da petroleira
A presidente para o Brasil da americana Exxon, Carla Lacerda, afirmou nesta quarta (3) que a companhia quer aproveitar os leilões de petróleo previstos para este ano para "tentar de novo" no país.
Entre as gigantes mundiais do petróleo, a Exxon é a que tem a menor atuação no Brasil, com presença em apenas dois blocos exploratórias em Sergipe e no Rio Grande do Norte —uma "modesta participação", nas palavras da executiva.
Quarta maior petroleira do mundo, segundo a Forbes, a Exxon chegou a ter uma participação mais agressiva nos primeiros leilões após a abertura do setor —chegou a operar uma área na região do pré-sal—, mas não obteve descobertas comerciais de petróleo.
"Não foi por falta de tentar", disse Lacerda, em discurso para uma plateia de executivos do setor em Houston, nos Estados Unidos. "Mas vamos tentar novamente nos próximos leilões", completou.
O governo vai promover neste ano três leilões —dois com áreas no pré-sal e um com foco no pós-sal.
Lacerda não detalhou como se dará a participação da companhia, mas disse que as mudanças promovidas recentemente pelo governo motivam a decisão de analisar os leilões.
Ela citou especificamente o fim da exclusividade da Petrobras na operação de áreas do pré-sal e a redução das obrigações de compras de bens e serviços no país, pleitos antigos das petroleiras que foram atendidos pelo governo Temer.
Também presente ao evento, o presidente para o país da Chevron, a 11ª maior, Javier de La Rosa, disse que a empresa também avaliará os leilões e que o Brasil está apresentando "oportunidades reais" às petroleiras.
Ele também elogiou as mudanças promovidas na legislação. Segundo o executivo, a Chevron e o governo "estão alinhados".
O presidente da Chevron disse ainda que a companhia planeja crescimento no país também por meio de investimentos em seus ativos atuais. A companhia é operadora do campo de Frade, na Bacia de Campos.
Fonte: Folha SP
Governo muda regra de cálculo de preço do petróleo para royalties
O governo federal determinou mudanças no cálculo dos preços de referência do petróleo usados como base para a cobrança de royalties, com flutuação mensal atrelada às cotações internacionais, segundo decreto da Presidência da República publicado nesta quarta-feira no Diário Oficial.
A partir de 1º de janeiro de 2018, o preço de referência a ser aplicado mensalmente será estabelecido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) com base no valor médio mensal, no mercado internacional, de uma cesta-padrão composta de até quatro tipos de petróleo similares aos produzidos em cada campo no Brasil.
O decreto determina que será feita uma análise físico-química do petróleo de cada campo. Com base nestes dados, o concessionário irá indicar "por sua conta e risco" quatro tipos de petróleo cotados no mercado externo com características semelhantes.
Depois, a ANP irá aprovar os tipos de petróleo indicados por cada empresa para compor a cesta-padrão, podendo propor substituição se julgar que existem outros tipos de petróleo no exterior mais representativos do extraído em cada bloco no Brasil.
Com esse referencial, a ANP irá consolidar todos os meses os preços de referência de cada campo, incorporando variações nas cotações no exterior. Os preços internacionais serão convertidos para a moeda brasileira com base em uma média mensal da taxa de câmbio fixada pelo Banco Central.
O decreto determina também uma regra de transição até 31 de dezembro de 2017.
Atualmente, o governo cobra royalties das empresas com base no valor que for maior: o preço de venda ou o preço de referência.
Fonte: G1
Decreto que regulamenta direito de preferência da Petrobras sai no DOU
O Diário Oficial da União (DOU) publicou nesta quarta-feira (3) decreto que regulamenta lei que dá à Petrobras o direito de preferência de operar áreas do pré-sal. Na prática, o decreto permite que a companhia exerça direito de preferência no leilão antes ou depois do certame - desde que mencione sua decisão durante a rodada.
Pelo decreto, a estatal deverá manifestar, em 30 dias, interesse em participar como operadora nos consórcios formados para exploração e produção de blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção. O prazo é contado da data de publicação da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que conterá os parâmetros técnicos e econômicos dos blocos a serem contratados sob o regime de partilha de produção.
Segundo o decreto, após a manifestação da Petrobras, o CNPE proporá ao governo os blocos que deverão ser operados pela empresa, indicando sua participação mínima no consórcio. O CNPE estabelecerá o percentual de participação da Petrobras considerados os percentuais entre o mínimo de 30% e aquele indicado na manifestação da companhia.
Na possibilidade de a Petrobras não exercer seu direito de preferência, os blocos serão objeto de licitação, da qual a estatal poderá participar em condições de igualdade com os demais licitantes, de acordo com o delimitado pelo decreto.
Entretanto, na hipótese de a petroleira exercer seu direito de preferência, “após a conclusão da fase de julgamento da licitação”, o decreto oferece duas opções para a companhia. Ela pode compor consórcio com o licitante vencedor, se o percentual do excedente em óleo da União ofertado no leilão para a área licitada for igual ao percentual mínimo estabelecido no edital.
Outra possibilidade é compor o consórcio com o licitante vencedor. Esta opção ocorreria “se o percentual do excedente em óleo da União ofertado no leilão para a área licitada for superior ao percentual mínimo estabelecido no edital, devendo manifestar sua decisão durante a rodada de licitação”.
Ainda pelas regras publicadas hoje, na hipótese de a Petrobras não compor o consórcio, o licitante vencedor indicará o operador e os percentuais de participação de cada contratado do consórcio - condição para homologação do resultado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Fonte: Valor
AP recebe o primeiro navio de distribuição de combustível para a Região Norte
O porto de Santana, a 17 quilômetros de Macapá, recebeu nesta terça-feira (2) o primeiro navio de uma distribuidora nacional de combustível. O município será rota de distribuição do produto para a região Norte.
O porto da Companhia Docas irá receber mensalmente um navio com aproximadamente 25 milhões de litros do produto, segundo a direção operacional da empresa.
A prefeitura explicou que o combustível anteriormente ia para porto de Itacoatiara, no Amazonas, e de lá vinha de balsa até Santana, em uma viagem de até sete dias. Agora, o produto virá direto de navio e do Amapá será distribuído para Belém, no Pará, e Porto Velho, em Rondônia.
“Vamos transformar Santana na principal via de distribuição de combustível para a região Norte, através da parceria com a iniciativa privada”, destacou o prefeito Ofirney Sadala.
O município busca parceria com uma empresa de armazenamento e distribuição de combustíveis para a construção de estrutura destinada a receber o produto. O projeto aponta que, no futuro, poderão ser abastecidos, via Santana, as cidades de Santarém, no Pará, e Manaus, no Amazonas.
Com a entrada em operação de navios, na nova rota, o Amapá não correrá mais risco de desabastecimento de combustível, prevê a administração municipal de Santana.
Fonte: G1
Decreto regulamenta direito de preferência da Petrobras em leilões do pré-sal
Um decreto publicado no Diário Oficial da União nesta quarta-feira regulamenta o direito de preferência da Petrobras para atuar como operadora nos consórcios de exploração de blocos de petróleo no pré-sal contratados sob o regime de partilha da produção.
A medida era aguardada pelo mercado para dar mais clareza aos leilões de áreas do pré-sal previstos pelo governo ainda este ano.
A Petrobras deverá manifestar seu interesse em participar como operadora nos consórcios formados para exploração de blocos sob o regime de partilha no prazo de trinta dias, contado da data de publicação, pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), dos parâmetros técnicos de cada leilão.
No caso da 3ª Rodada de licitações do pré-sal, por exemplo, essa publicação do CNPE ocorreu em 27 de abril, antes mesmo da regulamentação das regras de participação da Petrobras.
O decreto desta quarta-feira determina que a Petrobras deverá se manifestar especificando os blocos em que tem interesse e o percentual de participação que pretende, nunca abaixo de 30 por cento.
Contudo, caberá ao CNPE estabelecer o percentual de participação da Petrobras, considerados os percentuais entre o mínimo de trinta por cento e aquele indicado na manifestação da empresa.
"Na hipótese de a Petrobras não exercer seu direito de preferência, os blocos serão objeto de licitação, da qual a Petrobras poderá participar em condições de igualdade com os demais licitantes", determinou o decreto.
Na prática, a regulamentação avança em um processo iniciado no governo do presidente Michel Temer em que houve alterações nas regras de participação da Petrobras na exploração do pré-sal, sob o regime de partilha da produção.
Até agora --houve apenas um leilão neste modelo, da área de Libra-- a Petrobras era a única empresa autorizada a operar a produção de petróleo no pré-sal, obrigando a participação da companhia em qualquer empreendimento no setor.
Com a recente mudança na legislação, a Petrobras recebeu direito de preferência, dando à direção da companhia a flexibilidade de não comprometer-se com os altos investimentos necessários para a exploração em águas ultraprofundas caso estime que haverá um impacto muito grande em seu caixa.
A Petrobras é uma das petroleiras mais endividadas do mundo e sua nova diretoria, sob o comando de Pedro Parente, tem feito esforços para enxugar custos e vender ativos, para aumentar a saúde financeira da empresa.
Fonte: Uol
Petrobras poderá decidir sobre aquisição de áreas no pré-sal durante leilão
O governo federal determinou que a Petrobras poderá decidir sobre a aquisição de áreas do pré-sal durante leilões de partilha de produção, nas disputas em que a petroleira exerceu o seu direito de preferência para ser a operadora de blocos.
A regra foi incluída em um decreto, publicado nesta quarta-feira, no Diário Oficial da União, que regulamenta o direito de preferência da Petrobras para atuar como operadora de blocos de óleo e gás no pré-sal contratados sob o regime de partilha.
No mês passado, a Reuters publicou que o governo estava estudando permitir que a Petrobras desistisse de áreas do pré-sal se considerasse o lance vencedor muito elevado para sua capacidade financeira, segundo duas fontes.
O decreto regulamenta uma lei sancionada em novembro do ano passado, que eliminou a obrigatoriedade de a Petrobras ser a operadora única de áreas do pré-sal, podendo então decidir quais as áreas que irá comandar.
O fim da obrigatoriedade da Petrobras ser a operadora única foi fortemente defendido pela indústria de petróleo e pela própria Petrobras, na gestão de Pedro Parente, já que a empresa não teria condições financeiras de ser operadora de diversas áreas.
O direito de preferência deu à direção da companhia a flexibilidade de não comprometer-se com os altos investimentos necessários para a exploração em águas ultraprofundas, caso estime que haverá um impacto muito grande em seu caixa.
A medida publicada nesta quarta-feira era aguardada pelo mercado para dar mais clareza sobre quais serão as regras dos dois leilões de áreas do pré-sal previstos pelo governo para o segundo semestre.
Nos leilões de partilha, leva uma área o consórcio que ofertar por ela à União o maior percentual do excedente em óleo. Além disso, o vencedor tem que arcar com um bônus de assinatura.
De acordo com a regulamentação, a estatal deverá manifestar seu interesse de ser operadora de blocos sob o regime de partilha no prazo de 30 dias, contado da data de publicação dos parâmetros técnicos de cada leilão no Diário Oficial.
O decreto desta quarta-feira determina que a Petrobras deverá se manifestar especificando os blocos em que tem interesse e o percentual de participação que pretende, nunca abaixo de 30 por cento.
Contudo, caberá ao CNPE estabelecer o percentual de participação da Petrobras, considerados os percentuais entre o mínimo de 30 por cento e aquele indicado na manifestação da empresa.
A publicação diz ainda que "na hipótese de a Petrobras não exercer seu direito de preferência, os blocos serão objeto de licitação, da qual a Petrobras poderá participar em condições de igualdade com os demais licitantes. Neste caso, ela não seria operadora.
Já na hipótese da Petrobras exercer seu direito de preferência, a estatal deverá compor o consórcio com o licitante vencedor, se o percentual do excedente em óleo ofertado for igual ao percentual mínimo estabelecido no edital.
Caso o percentual do excedente em óleo da União ofertado no leilão para a área licitada seja superior ao percentual mínimo estabelecido no edital, a Petrobras deverá manifestar sua decisão, se continua ou não no consórcio.
Se a Petrobras desistir, o licitante vencedor indicará o operador e os percentuais de participação de cada contratado do consórcio.
Fonte: Reuters
Governo marca dois leilões do pré-sal para 27 de outubro
O governo federal marcou para 27 de outubro as duas rodadas deste ano de licitação de prospectos do pré-sal, sob regime de partilha de produção, e para 27 de setembro a 14ª rodada de blocos exploratórios sob regime de concessão, segundo nota publicada nesta quarta-feira pelo Ministério de Minas e Energia.
As datas foram anunciadas pelo ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, durante a conferência de petróleo OTC, em Houston, nos Estados Unidos, considerada a maior feira de petróleo do mundo.
Na nota, o ministério enfatizou a expectativa do governo de arrecadar cerca de 8,5 bilhões de reais, apenas em bônus de assinatura, com os três grandes leilões do ano.
Além disso, o governo calcula que os leilões previstos para 2017 e 2018 deverão atrair investimentos de 200 bilhões de reais nos próximos dez anos, segundo a publicação do ministério.
Fonte: Reuters
Shell´s Big Oil Squeeze
PHOTOGRAPHER: ANDREY RUDAKOV
Chris Hughes is a Bloomberg Gadfly columnist covering deals. He previously worked for Reuters Breakingviews, as well as the Financial Times and the Independent newspaper.
May 4, 2017 7:37 AM EDT
Royal Dutch Shell Plc is defying skeptics and showing that it can afford its dividend. Investors just need to believe it hasn't made too many compromises to do so.
The Anglo-Dutch oil giant generated $9.5 billion of operating cash flow in the first quarter, ample to fund $4.3 billion of investment, $2.7 billion of cash dividend payments and an $850 million interest bill. It even managed to cut debt without the benefit of big asset sales.
Cashing Up
Shell generated nearly $30 bln of operating cash flow in the last 12 months
Source: Company report
This is the third consecutive quarter where Shell has shown it can live within its means. The accounting result was impressive too: $3.5 billion of net income, up from $1.5 billion in the fourth quarter. That's well ahead of expectations, and without the distortion of lots of one-offs.
This was achieved partly thanks to a higher crude price. Last year's acquisition of BG Group also helped, with the gas business performing strongly. Then there was self-help. Shell didn't slacken on cost control despite the tailwinds.
It's getting easier to see the benefits of the BG takeover, rather than focusing solely on the massive borrowing that paid for it. And yet Shell's stock still has a dividend yield of 7 percent, showing investors are nervous about whether the payout is sustainable.
The snag is that while Shell is on an even keel, it's still highly indebted and would struggle if oil prices dived again. At $72 billion, net debt is still a toppy 27 percent of total capital.
Meanwhile, the oil price today is back at $50, against roughly $54 in the first quarter. Shell can live with that. Over the last 12 months, the group has spent about 10 percent more on investment, dividends and interest than its operating cash flow. The oil price averaged around $50 during that period. The next year should see cash flow rise as Shell spends less and benefits from new production coming on stream.
OIL SHOW YOU
The difficulty would be if oil shifts much below $50 again for a sustained period. It's not clear how much scope there is for Shell to drive out more cost. It has already been pretty aggressive. Capital investment in the first three months of the year was below the run-rate implied by the group's $25-30 billion annual target. This is a capital intensive business and Shell can't just go on cutting without damaging its ability to extract the cheap oil of the future.
The snapshot will reassure those who fret about dividends. But Shell cannot depend on organic cash generation to pay off debt, nor squeeze capex too hard. Fortunately it has another lever to pull: asset sales. Investors will hope Shell keeps its bankers busy in the months ahead.
This column does not necessarily reflect the opinion of Bloomberg LP and its owners.
To contact the author of this story:
Chris Hughes in London at chughes89@bloomberg.net
To contact the editor responsible for this story:
James Boxell at jboxell@bloomberg.net
HOW OIL DRIVES GAS PRICES
May 3, 2017 | Uncategorized | 0 Comments
The Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) has injected considerable volatility into the energy market since many of its members declared that they would voluntarily restrict production in an attempt to rebalance the global market, and along the way, raise crude prices.
The global price of crude has implications for U.S. natural gas production and prices, but the relationship is not well understood.
While natural gas prices exert little impact on the global price of crude, the global price of crude has a significant impact on natural gas production, thus the U.S. natural gas price. Depressed crude prices have contributed significantly to a leveling, and more recently, a decline in U.S. natural gas production. That decline now threatens to become a supply shortage that will lead to a sharp rise in natural gas prices over the next six months to a year. Ironically, OPEC’s success, while raising oil prices, may place a cap on rising natural gas prices, or possibly even drive them lower. This article explores this dynamic.
The total revenue that a producer receives and that drives return on investment, is a function of the price of each contributing commodity. Decisions to drill are predicated on expected revenues from the combination of commodities that the producer projects it will get from each well. In areas such as the Karnes trough in the Eagle Ford basin, crude volumes are so large relative to the comingled gas volumes that the price of gas is largely irrelevant to the decision to invest capital in the well; rather, it is the price of crude that drives revenues and drilling activity. In other places such as the Anadarko basin, crude production is a lower portion of overall revenues from the well, so the natural gas and/or natural gas liquid (NGL) production makes a material difference to the overall return of the well. In these areas, the combination of oil and gas prices are relevant to the investment decision, as depicted in Figure 1.
Figure 1: WTI and Henry Hub Price Sensitivity Charts, Top Tercile of Wells
Source: DI ProdCast. Charts show the sensitivity of different basin/fields to WTI and Henry Hub prices. Every point on the line corresponds to a WTI & Henry Hub price combination that provides a 20% minimum acceptable rate of return.
In Figure 1, the lines represent the combination of oil and gas prices that provide a 20% minimum acceptable rate of return from the top tercile of wells in various fields within the Permian and Anadarko basins. A steeper slope indicates greater sensitivity to gas prices, as gas comprises a larger proportion of the production stream. Therefore, the figure illustrates that Permian basin wells are less sensitive to gas prices than Anadarko basin wells are, because the relative proportion of gas supply is small relative to oil. However, because of comingled oil and gas production, it is critical to forecast the combined production stream – oil and gas – at various price combinations in order to accurately depict the economics of supply. In our example above, without understanding the gas oil relationship an analyst would be likely to underestimate gas production levels if either commodity price changes.
The significant of this point is illustrated by reviewing historical gas production from the past eight years. During the early phase of the shale revolution, drilling activity focused on natural gas wells. It triggered dramatic increases in gas production, from 48 Bcf/day to 62 Bcf/day from January 2007 to December 2011, a 28% increase over the period. Not surprisingly, the increase in production resulted in a decline in gas prices to below $2.00/MMBtu.
The significant of this point is illustrated by reviewing historical gas production from the past eight years. During the early phase of the shale revolution, drilling activity focused on natural gas wells. It triggered dramatic increases in gas production, from 48 Bcf/day to 62 Bcf/day from January 2007 to December 2011, a 28% increase over the period. Not surprisingly, the increase in production resulted in a decline in gas prices to below $2.00/MMBtu. What was surprising, however, was that despite low gas prices, gas production subsequently increased to a peak of 73.5 Bcf/day in February 2016, as shown in Figure 2 below.
Figure 2: Henry Hub Gas Prices versus U.S. Dry Gas Production, January 2005 – October 2016
Brent crude slips below $50
For the first time since March, oil slipped below $50 per barrel in London. Analysts say the drop in price is a sign of growing worry that OPEC's cuts are failing to eliminate the global glut of oil.
Confidence in OPEC production cuts impacting global supply significantly have been offset by the largest U.S. run of production gains since November of 2012. According to the Energy Information Administration, U.S. crude output increased by 28,000 barrels a day last week. This increased production has caused U.S. crude stockpiles to drop at a slower rate than anticipated.
OPEC will meet in Vienna on May 25th to decide whether or not to extend production cuts throughout the end of this year. Count Nigerian Oil Minister Emmanuel Ibe Kachikwu as yet another key player who believes those cuts should and will be extended. Only time will tell how those cuts could potentially clear the global crude surplus.