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PETROBRAS – PSDB quer apressar votação para mudar as regras do petróleo.

PSDB quer votar projeto que tira a Petrobras do pré-sal

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Serra

No Senado, o tucano José Serra manobra para atropelar debates sobre o tema

Por Alessandra Murteira
Do Brasil de Fato

No momento em que a Petrobras se recupera da crise gerada pela operação Lava Jato, um projeto de lei de autoria do senador José Serra (PSDB/SP) ameaça acabar com a obrigatoriedade legal que garante a exploração do pré-sal à empresa. A petrolífera já produz diariamente cerca de 800 mil barris de petróleo e gás. Em março deste ano, o parlamentar tucano ingressou no Senado com o Projeto de Lei 131, que se encontra na Comissão de Constituição, Justiça e Cidadania (CCJ), aguardando parecer do relator.

Para agilizar a tramitação desse projeto, José Serra vem tentando articular uma votação conjunta com outras duas comissões do Senado: a de Assuntos Econômicos e a de Serviços de Infraestrutura. Se isso acontecer e o texto for aprovado em consenso, a decisão será terminativa. Ou seja, ele sequer será submetido ao plenário da Casa e seguirá direto para a Câmara dos Deputados.

Pré-sal

Por lei, a Petrobras tem a exclusividade na exploração do pré-sal e participação mínima de 30% em cada bloco licitado. O PSDB, no entanto, quer alterar essas regras e acabar com o regime de partilha de produção, em que o Estado brasileiro fica com parte do petróleo do pré-sal, gerando um Fundo Social Soberano para investimentos em saúde e educação. Além da proposta do senador José Serra, outros dois Projetos de Lei do PSDB também correm em paralelo na Câmara dos Deputados, com o objetivo de abrir o pré-sal para as multinacionais.

“Mexer no regime de partilha é retirar do povo brasileiro a garantia de que a riqueza produzida pelo pré-sal seja investida no Brasil”, afirma o coordenador geral da Federação Única dos Petroleiros (FUP), José Maria Rangel. “O pré-sal garantiu ao nosso povo uma importante fronteira para a educação e a saúde e está consolidando a Petrobras como uma grande empresa de energia, fortalecendo a indústria nacional, para que possamos ter empregos e renda aqui no nosso país”, ressalta Rangel, declarando que os petroleiros continuarão se mobilizando, junto com os movimentos sociais para garantir essas conquistas.


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A ENERGIA QUE VEM DO LIXO.

A energia que vem do lixo

Tecnologia italiana chega ao Brasil por meio da Unicamp e pode mudar o tratamento de resíduos industriais

A reportagem é de Felipe Rousseaux de Campos Mello, publicada pela revista CartaCapital, 27-05-2015.

Hoje, 3% a 5% da matriz energética brasileira é gerada pela incineração do bagaço da cana de açúcar. A inciativa, positiva, poupa a energia gerada em hidrelétricas, por exemplo. A indústria, contudo, queima também resíduos como o enxofre e o cloro, emissores de grande quantidade de poluentes, como dioxinas e furanos, considerados cancerígenos.

Esse quadro pode começar a mudar com os frutos da parceria fechada entre o Parque Científico e Tecnológico da Unicamp e a empresa brasileira Innova- Energias Renováveis. O convênio com a Universidade Estadual de Campinas consiste na implementação de um laboratório de pesquisa, já em funcionamento no parque científico, para o aprimoramento e a adequação da tecnologia italiana à realidade brasileira.

O resultado pode mudar a forma de lidar com o processamento de lixo urbano e a geração de energia elétrica.

Na Europa a tecnologia da Innova é conhecida como RH2INO, foi desenvolvida Main Engineering Srl e trata-se de um processo oposto ao da incineração. Ele decompõe os resíduos mais complicados sem utilizar oxigênio, ou seja, sem queimá-los. Assim, não há emissão de poluentes. O processo recebe o nome de pirólise lenta e é realizado em um tambor rotativo. O gás obtido no reator passa por um sistema de limpeza e purificação afim de remover resíduos nocivos, como o ácido clorídrico e sulfídrico, que porventura tenham surgido durante o processo.

Ao final, resta um gás que, a temperatura ambiente, é tão limpo quanto o gás natural. Deste produto, 70% vai para a geração de energia elétrica e os 30% restantes são reutilizados no processo, para reaproveitar mais material que seria incinerado. Outra utilidade importante do processo criado pelos italianos é a geração de vapor, também este podendo ser utilizado como um auxiliar na produção de energia térmica.

Além disso, o material sólido resultante do processamento de determinados resíduos pode ser transformado em produtos de uso agrícola (adubo) e industrial (carvão ativado).

Segundo o diretor da Innova, Fernando Reichert, 32 anos, formado em física na Unicamp e em engenharia de energia na Itália, o Brasil está 30 anos atrasado –“as usinas europeias já utilizam este tipo de tecnologia desde 1982”. E complementa: “O RH2INO é um gás muito flexível, limpo e sustentável. Pode ser gerado a partir do tratamento de lixo urbano, hospitalar e industrial, medicamentos vencidos e resíduos de couro, entre outros”.

E o objetivo do trabalho do laboratório do Parque Científico e Tecnológico é justamente trazer esta tecnologia para a realidade da indústria nacional, ou seja, utilizar a parceria firmada para desenvolver aplicações desta tecnologia visando a demanda brasileira.

O trabalho está apenas começando, e hoje nenhuma indústria do País utiliza-se desse sistema de decomposição e tratamento de resíduos. Para tentar resolver esta situação na prática, a Unicamp está oferecendo a empresas como a Goodyear, a International Paper e a Ajinomoto uma assessoria para a possibilidade de trabalhar com a Innova como uma alternativa ao gás natural, este um combustível fóssil não renovável, de alto custo e bastante utilizado pelas indústrias no Brasil.

Ainda há de se aguardar os primeiros resultados, mas uma nova forma de tratar resíduos industriais no Brasil pode estar a caminho.


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PETROBRAS – A nova disputa do pré-sal.

A nova disputa pelo Pré-Sal

Fonte: Blog do autor Autor: Mauro Santayana

Os jornais voltam a anunciar que se discute, dentro e fora do governo, o fim da atuação da Petrobras como operadora exclusiva do pré-sal, com fatia mínima de 30%.

Alegam, entre outras coisas, seus adversários que seria inviável para a Petrobras continuar a explorar o petróleo do pré-sal com a baixa cotação atual do barril no mercado global, quando a produção oriunda dessa área cresceu 70% em março e se aproxima de 500 mil barris por dia.

Ora, se a Petrobras, que acaba de ganhar (pela terceira vez) o maior prêmio da indústria internacional de exploração de petróleo em águas marinhas, o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, nos EUA, justamente pelo desenvolvimento de tecnologia própria para a extração do óleo do pré-sal em condições extremas de profundidade e pressão, estaria tendo prejuízo na exploração desse óleo, porque as empresas estrangeiras, a quem se quer entregar o negócio, conseguiriam ter lucro como operadoras, se não dispõem da mesma tecnologia?

Se a Petrobras explora petróleo até nos Estados Unidos, em campos como Cascade, Chinook e Hadrian South, onde acaba de descobrir reservas de 700 milhões de barris, em águas territoriais norte-americanas do Golfo do México, porque tem competência para fazer isso, qual é a lógica de abandonar a operação do pré-sal em seu próprio país, onde pode gerar mais empregos e renda com a contratação de serviços e produtos locais, e o petróleo é de melhor qualidade?

A falta de sustentação dessa tese não consegue ocultar seus principais objetivos. Se quer aproveitar uma “crise” da qual a empresa sairá em poucos meses (as ações com direito a voto já se valorizaram 60% desde janeiro; o balanço foi apresentado com enormes provisões para perdas por desvios de R$ 6 bilhões, que delatores “premiados”, cuja palavra foi considerada sagrada em outros casos, já negaram que tenham ocorrido; a produção e as vendas estão em franco crescimento) para fazer com que o país recue no regime de partilha de produção, de conteúdo nacional mínimo, e na presença de uma empresa nacional na operação de todos os poços, para promover a entrega da maior reserva de petróleo descoberta neste século para empresas ocidentais, como a Exxon, por exemplo, que acaba de perder, justamente para a Petrobras, o título de maior produtora de petróleo do mundo de capital aberto.

Como ocorreu na década de 1990, cria-se um clima de terror para promover a entrega de uma das últimas empresas sob controle nacional ao estrangeiro.

Enquanto isso não for possível, procura-se diminuir sua dimensão e importância, impedindo sua operação na exploração de reservas que são suas, por direito, situadas em uma área que ela descobriu, sozinha, graças ao desenvolvimento de tecnologia própria e inédita e à capacidade de realização da nossa gente.


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PETROBRAS – A Petrobras e o pré-sal.

As 14 principais razões porque a Petrobrás deve ser a operadora única
no Pré-Sal
O senador José Serra (PSDB-SP) apresentou o projeto de lei PLS 131-2015 que
visa alterar a Lei 12.351 de 2010, conhecida como a lei da partilha do pré-sal, que
estabelece a participação mínima de 30% da Petrobras no consórcio de exploração do
pré-
sal e a obrigatoriedade de que ela seja responsável pela “condução e execução,
direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento,
produção e desativação das instalações de ex
ploração e produção”.
[1] [2]
A seguir são apresentados os principais motivos que justificam a manutenção da
lei da partilha com a garantia da operação única pela Petrobrás.
1.
Para possibilitar maior controle sobre a taxa de produção e evitar a extração
predatória
O operador tem mais influência sobre a taxa de produção em relação aos demais
consorciados. Ter
a
Petrobrás como operadora única possibilita maior controle social e
diminui o risco de exploração predatória dos campos do pré-sal, caso sejam leiloados. A
extração predatória prejudica a recuperação total de petróleo e compromete os
resultados econômicos de médio e longo prazos.
Cabe registrar que o ideal seria utilizar o artigo 12º da lei de partilha que
resguarda ao Governo Brasileiro a possibilidade de entregar à Petrobrás, sem
necessidade de leilão, determinadas áreas estratégicas, “visando à preservação do
interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética”.
Quando o governo decide leiloar determinado campo do pré-sal a política de
exploração será determinada no âmbito do seu Comitê Operacional (Artigo 24º),
composto pelo presidente da empresa pública e por um representante de cada uma das
empresas consorciadas (Artigo 23º). A questão é que qualquer iniciativa estratégica das
autoridades brasileiras para uso do petróleo, em termos da sua quantidade produzida, do
destino e do preço, será objeto de negociações, disputas e controvérsias no âmbito do
referido Comitê. Não necessariamente haverá dentro deste convergência entre os
interesses do Estado brasileiro, o das empresas estrangeiras e, indiretamente, os dos
Estados de origem destas companhias. [6]
Apesar da relação potencialmente contraditória entre os interesses das empresas
multinacionais consorciadas, a Petrobrás e o Estado Nacional, o fato da companhia
estatal brasileira ter a operação dos campos possibilita reunir mais argumentos técnicos
para evitar a possível extração predatória.
2.
Para evitar o risco de fraude na medição da vazão do petróleo produzido
e
a
consequente redução da fração partilhada com a União
A operadora é responsável por medir o petróleo produzido e submeter a
informação às instituições de controle e regulação. Existe risco de fraude quando os
interesses do operador do consórcio
e
d
a
União são contraditórios.
3.
Para evitar o risco de fraude na medição dos custos dos empreendimentos e da
operação com a consequente redução da fração de petróleo partilhada com a
União
Os custos dos empreendimentos e da operação são contabilizados pela operadora
e descontados do petróleo que é partilhado entre o consórcio produtor e a União. Existe
risco de fraude quando os interesses do operador do consórcio
e
da União são
contraditórios
4.
Para conduzir os empreendimentos e possibilitar a adoção de política industrial
para desenvolver fornecedores locais, em bases competitivas, e promover
tecnologias nacionais
A Petrobrás, como operadora única, conduz os empreendimentos, o que permite
a seleção e o desenvolvimento de fornecedores de bens e serviços. Condição essencial
para a aplicação de política industrial para maximizar o conteúdo local, em bases
competitivas, e garantir o desenvolvimento nacional.
5.
Para garantir o desenvolvimento tecnológico e as decorrentes vantagens
comparativas
A experiência operacional é essencial para garantir o domínio e o contínuo
desenvolvimento tecnológico. O nível tecnológico atingido pela Petrobrás é fruto do
desenvolvimento científico e sua aplicação, sendo a operação etapa essencial para o
aprendizado e o progresso tecnológicos. Ceder a condição de operadora única retira
vantagem estratégica, expõe “know-how” de vanguarda à potenciais competidores e
desperdiça oportunidades de aprendizado.
6.
Porque a Petrobrás detém tecnologia, capacidade operacional e financeira para
liderar a produção, na medida do interesse social e do desenvolvimento
econômico nacional
A Petrobrás é reconhecida internacionalmente pela sua liderança no
desenvolvimento tecnológico da exploração e da produção de petróleo em águas
profundas.
A capacidade operacional é atestada pela velocidade em que desenvolveu a
produção na camada do pré-sal. Produção que alcança 800 mil barris por dia em tempo
recorde em comparação ao desenvolvimento de províncias marítimas brasileiras e
estrangeiras, como o petróleo do Mar do Norte ou do Golfo do México, por exemplo.
“A produção de 800 mil barris por dia foi alcançada apenas oito anos após a
primeira descoberta de petróleo na camada pré-sal, ocorrida em 2006, tempo inferior
ao que foi necessário para se chegar ao mesmo patamar em outras áreas de produção
marítima. Para que alcançássemos no Brasil a produção de óleo de 800 mil barris por
dia, foram necessários 40 anos, com a contribuição de 6.374 poços. Na Bacia de
Campos, esse mesmo volume de produção foi alcançado em 24 anos, com 423 poços.”
[3]
A capacidade financeira é evidenciada pela facilidade no acesso aos créditos
externos e internos. A robustez da companhia é assegurada
“pelas reservas de mais de
30 bilhões de barris de petróleo, pela qualidade do seu corpo técnico, pela produção
atual de mais de 2,8 milhões de barris por dia, além de 11 refinarias (mais uma em
construção), três terminais de GNL, duas fábricas de fertilizantes e certamente o mais
importante ativo estratégico a garantir a sua sustentabilidade a longo prazo, que é sua
posição hegemônica num mercado praticamente cativo de um dos mais importantes
países do mundo
…”
[4]
A garantia do fluxo de caixa compatível com os investimentos requeridos, e com
o nível de endividamento desejado, pode ser assegurada por política de preços adequada
no mercado interno.
7.
Porque a Petrobrás se arriscou e fez enormes investimentos para descobrir o
petróleo na camada do pré-sal
A Petrobrás assumiu o risco exploratório e a partir do conhecimento acumulado
sobre as bacias sedimentares brasileiras decidiu onde perfurar até ultrapassar a camada
de sal, alcançando o pré-sal no campo de Tupi. A iniciativa teve sucesso e a companhia
descobriu
as
maior
es
reservas mundiais das últimas três décadas. A liderança dos
consórcios por meio da operação única e da máxima participação societária
re
compensa
a companhia pelo investimento histórico no conhecimento e desenvolvimento das
bacias sedimentares brasileiras. [5]
8.
Porque a operação e a máxima participação da Petrobrás nos consórcios
permitem que maior parcela dos resultados econômicos sejam destinados para
atender às necessidades
e
garantir os direitos dos brasileiros
A operação única com máxima participação societária da Petrobrás, além do
petróleo a ser partilhado com a União, permite que maior parcela da riqueza natural do
petróleo do pré-sal seja convertida em resultados econômicos para fins sociais. A renda
petroleira e a propriedade do petróleo, desde que bem administrados pelo Estado
Nacional, podem se transformar em benefícios e garantias sociais para o conjunto da
população brasileira.
9.
Para promover a geração de mais empregos de qualidade no Brasil
A operação e a condução dos empreendimentos pela Petrobrás possibilitam que
mais e melhores empregos sejam criados no Brasil. As multinacionais contratam
serviços especializados em seus países de origem e empregam especialistas,
supervisores/gerentes e executivos estrangeiros.
10.
Porque a operação e a máxima participação da Petrobrás nos consórcios
permitem que maior parcela do petróleo produzido seja propriedade da União
garantindo vantagem geopolítica estratégica
Os custos operacionais do consórcio são ressarcidos em petróleo pela União e a
participação de cada consorciado é proporcional ao petróleo partilhado entre eles
.
Quanto menor o custo operacional e maior a participação societária da Petrobrás, maior
a parcela de petróleo que será propriedade direta, ou indireta, da União Federal. A
propriedade do petróleo confere vantagem geopolítica na medida que o Estado pode
administrar uma riqueza singular, finita e vital sob os pontos de vista econômico e
militar. [6]
11.
Porque não há necessidade de novos leilões e de urgência no desenvolvimento
de novos campos para atender e desenvolver o mercado interno
Os campos já leiloados e em desenvolvimento, além dos campos em operação,
são suficientes para atender ao mercado interno por décadas. A urgência em promover
novos leilões, para os quais poderiam vigorar as alterações na lei da partilha, não
interessa ao desenvolvimento nacional.
A realização de novos leilões e a aceleração da curva de produção beneficiaria
aos países importadores na medida em que haveria aumento da oferta mundial e pressão
para queda dos preços. Além de favorecer as multinacionais, cujas reservas estão em
declínio,
e
visam a propriedade do petróleo brasileiro.
12.
Porque os riscos são mínimos, a produtividade dos campos operados pela
Petrobrás é alta e os custos são conhecidos pela companhia
Não há necessidade de partilhar riscos que são mínimos e bem conhecidos. Não
se justifica a suposta necessidade de atrair multinacionais pela cessão da condição de
operadora dos consórcios, com o objetivo de gerenciar riscos. A Petrobrás é a
companhia com maior experiência na operação em águas profundas, conhece em
detalhes os custos envolvidos na produção nas bacias brasileiras e dispõe de
infraestrutura que reduz os custos. A eficiência da exploração e da produção é
comprovada pelo índice de sucesso exploratório e pela produtividade dos poços,
desempenho muito superior em relação às médias dos seus competidores.
13.
Para manter a Petrobrás em vantagem na comparação com seus competidores
A Petrobrás é a companhia da indústria mundial do petróleo com melhores
condições e perspectivas futuras. Em termos de reservas, da produção de petróleo e de
derivados, de garantia de acesso a mercados pujantes e com potencial de crescimento,
de custos de produção relativos, além da geração potencial de caixa. Todos esses fatores
reservam a Petrobrás vantagem competitiva, especialmente em relação as companhias
multinacionais com ações negociadas em bolsa e que são suas competidoras.
A manutenção da lei da partilha, com a operação única e máxima participação da
Petrobrás nos consórcios do pré-sal é essencial para garantir que essas vantagens
comparativas perdurem e se convertam em resultados econômicos e sociais na geração e
distribuição da renda petroleira.
14.
Porque o petróleo não é uma mercadoria qualquer e não existe substituto
potencial compatível para a produção de combustíveis líquidos, petroquímicos
e fertilizantes
Sob a alegação de urgência da produção do pré-sal, alguns justificam a
necessidade de atrair multinacionais, com a cessão da condição de operadora dos
consórcios, alarmam que o petróleo será substituído e assim as reservas perderiam valor
caso não sejam
ex
traídas a toque de caixa.
Ocorre que o petróleo é um recurso singular, não existe nenhum recurso similar
em termos de densidade energética e da diversidade de compostos orgânicos,
dificilmente encontrados na natureza, que o constituem. Cerca de 90% do transporte
mundial de mercadorias e de pessoas é movido por derivados de petróleo, milhares de
compostos petroquímicos fazem parte da maioria do
s
produtos e os fertilizantes são os
responsáveis pela produtividade agrícola. Existe correlação entre o preço do petróleo e o
preço dos alimentos, o petróleo é fundamental em todas as cadeias produtivas.
O
petróleo é o principal recurso natural que motiva os principais conflitos militares desde
a 1ª Guerra Mundial. Não há evidência científica de que exista recurso natural
sucedâneo ao petróleo, de equivalente ou melhor qualidade e em tamanha quantidade,
além de aplicável para seus diversos usos.
A propriedade do petróleo é estratégica e sua produção deve ser compatível com
o desenvolvimento da economia nacional e submetida ao interesse social. Ao petróleo
e
ao gás natural deve ser agregado valor, com o refino para a produção de derivados e n
a
conversão para a produção de petroquímicos e fertilizantes. Com a renda petroleira
devemos investir em infraestrutura para a produção de energias renováveis visando a
sustentabilidade e a resiliência da sociedade, nos preparando para o futuro. Para evitar
que interesses privados se imponham aos interesses da maioria da população brasileira,
a Petrobrás deve liderar a produção do pré-sal na condição de operadora única


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PETROBRAS – Suspensão do desinvestimento.

Decreto que suspende desinvestimento na Petrobrás é protocolado na Câmara

Autor: Rogério Lessa

O Deputado André Figueiredo (PDT-CE) protocolou o Projeto de Decreto Legislativo nº 100, de 2015, que susta o plano de desinvestimento da Petrobrás nos termos do Decreto nº 2.745/1998.

Nos últimos anos, a Petrobrás tem realizado alienação de bens com base no Decreto nº 2.745/1998. Esse decreto tem como suporte legal o art. 67 da Lei nº 9.478/1997. Contudo, que esse artigo dispõe sobre aquisição de bens e serviço, mas não dispõe sobre alienação. Dessa forma, todas as alienações feitas com base nesse decreto são ilegais. Na ausência de previsão de alienação de bens na Lei nº 9.478/1997, todas as alienações têm que ser feitas com base na Lei nº 8.666/1993, até que o art. 173, § 1º, da Constituição Federal seja regulamentado.

Na opinião do vice-presidente da AEPET, Fernando Siqueira, o projeto do deputado André Figueiredo é muito oportuno, tendo em vista que o desinvestimento da Petrobrás, da maneira como está sendo feito e pensado, pode causar um prejuízo imenso à Companhia. “A começar pelo fato de que não é hora de se desfazer de ativos de petróleo, pois o preço internacional do petróleo está temporariamente baixo em função de uma ação dos EUA contra a Rússia e os BRICS”, pondera.

De acordo com Siqueira, a Arábia Saudita, que executa o plano norte-americano,  não tem condições de sustentar uma sobreprodução de petróleo para derrubar os preços por muito tempo – o país árabe elevou sua produção de 9 milhões para 10 milhões de barris/dia, mesmo na recessão econômica global. “Nestas circunstâncias, vender ativos é absolutamente inoportuno, pois o petróleo voltará ao patamar de US$ 100 o barril em menos de um ano”.

Além disso, Siqueira considera que não faz sentido vender ativos sem uma concorrência, já que através do decreto 2745 as obras eram contratadas através de carta-convite. “Esta foi a causa principal da corrupção na Petrobrás, pois sempre os mesmos grupos eram convidados. Assim foi sistematizado o chamado Clube dos Empreiteiros”, argumenta, acrescentado que, em qualquer contexto, vender ativos no pré-sal chega às raias do absurdo. “Vender bilhete premiado para dividir riscos é inexplicável”, finaliza.


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GÁS NATURAL – Xisto dos EUA vai reorientar o setor.

 

 

Xisto dos EUA vai reorientar setor de gás natural

 

Os Estados Unidos estão prestes a mudar para sempre o mercado global de gás natural liquefeito (GNL). Quando o primeiro navio-tanque carregado de GNL oriundo de campos de xisto deixar o terminal de Sabine Pass, na Louisiana, em dezembro, ele transformará os consumidores em negociadores com algum poder de barganha. Isso vai transformar um mercado dominado por contratos de longo prazo em outro em que os negócios no mercado à vista (spot) ganharão destaque, algo parecido com o que acontece no mercado de petróleo.

Desde que o primeiro carregamento de GNL saiu da Argélia com destino ao Reino Unido sob um contrato de longo prazo, em 1964, os compradores têm optado pelo fornecimento garantido por causa da escassez do combustível. Isso está mudando porque o gás de Eagle Ford e outros campos vai transformar os Estados Unidos no terceiro maior exportador até 2020. Os negócios no mercado à vista provavelmente responderão por quase metade das transações até lá, em comparação com os 29% do ano passado, e o GNL deverá superar o minério de ferro como a commodity mais valiosa depois do petróleo.

“Vemos os Estados Unidos como um grande contribuinte para o desenvolvimento do mercado spot de GNL, uma vez que os volumes começam a aumentar” diz Jamic Bückland, diretor de relações com os investidores da GasLog em Londres, dona de 22 navios-tanque para transporte de GNL “Haverá uma flexibilidade muito maior e poderemos ver alguns compradores dos EUA vendendo para outros.”

Na semana passada, o Departamento de Energia dos EUA concedeu à Cheniere Energy a aprovação final para a construção do quinto maior terminal exportador do país em Corpus Christi, no Texas, que vai embarcar o combustível a partir de 2018.

Companhias como a Tokyo Gas já disseram que tentarão lucrar com a compra e venda de cargas de GNL oriundas dos EUA que, ao contrário das inseridas nos contratos mais recentes, não estarão atreladas a um destino. A Cheniere, a operadora do campo de Sabine Pass, acredita que os EUA produzirão 74 milhões de toneladas métricas de GNL em 2020. Isso representa cerca de 22% da produção mundial esperada para 2019. Somente o Catar e a Austrália vão produzir mais.

As exportações significativas dos Estados Unidos provavelmente aumentarão os preços, hoje em torno de US$ 3 o milhão de unidades termais britânicas (BTU), diz a consultoria Energy Aspects em um relatório para o banco UniCredit, da Itália. Analistas acreditam que o gás americano poderá chegar aos níveis europeus, hoje em cerca de US$ 7 o milhão de BTUs.

O gás natural americano terá um papel importante na conexão entre os mercados do Pacífico e do Atlântico, disse Shigeru Muraki, um consultor da Tokyo Gas, em uma conferência realizada em Kuala Lumpur, na Malásia, ontem. A companhia está aumentando seus investimentos na produção de gás de xisto nos EUA como forma de proteção natural para o GNL, acrescentou.

Os fornecedores estão agora sinalizando que os negócios terão prazos curtos de até dois ou três anos, em vez de 20 anos, afirmou Charif Soiüá, executivo-chefe da Cheniere.

Os contratos de longo prazo vão se desgastar em meio à nova oferta da Austrália e dos EUA, disse o presidente da Bolsa Mercantil de Dubai, Christopher Fix, na conferência de Kuala Lumpur.

Em março, o Goldman Sachs disse em relatório que o comércio de GNL vai superar os US$ 120 bilhões neste ano, fazendo-o tomar do minério de ferro o posto de segunda commodity mais valiosa, depois do petróleo O GNL é resfriado a -160°C para que ocupe um espaço 600vezes menor. 19

As transações com GNL no mercado à vista e por curto prazo são definidas pelo Grupo Internacional de Importadores de GNL de Paris, como negócios com duração de quatro anos ou menos. Elas responderam por 16% de todas as operações feitas em 2006 e essa participação poderá crescer para 45% até 2020, segundo Alan Whitefield, sócio-sênior da Sund Energy, uma consultoria especializada. Segundo a Agência Internacional dc Energia, o mercado total de GNL deverá crescer 40% ate 2019, em relação aos níveis de 2013.

Fonte: Valor Econômico


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PARQUES EÓLICOS NO NORDESTE.

BNDES aprova financiamento de parques eólicos no nordeste

Visando aumentar a oferta energética no país de forma sustentável, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) anunciou o financiamentos de R$ 773,2 milhões para construção de dez parques eólicos no Nordeste. Foram aprovados sete parques eólicos no Piauí, com financiamento de R$ 621,2 milhões, e três na Bahia, apoiados com R$ 152 milhões. Os empreendimentos, quando concluídos, representarão uma potência total de 264,4 Megawatts (MW), detalhou o banco.

Além do financiamento do banco, os sete parques do Piauí, no município de Simões, serão favorecidos por investimentos em sistemas de transmissão e em projetos sociais. Esses projetos são controladas pela Ventos de São Tito Holding (Grupo Casa dos Ventos). O investimento para o Estado será de R$ 910 milhões e devem criar 1,2 mil empregos diretos e indiretos durante as obras. As usinas devem entrar em operação já nos segundo semestre deste ano. e devem criar 1,2 mil empregos diretos e indiretos durante as obras, segundo o banco

Na Bahia, o Complexo Eólico Caetité, no município do mesmo nome, terá três parques eólicos, além de uma linha de transmissão associada. A complementação do investimento virá dos fundos sociais do município de Caetité. No total serão investidos R$ 309,1 milhões que levarão à criação de cerca de 2 mil empregos diretos e indiretos, de acordo com o BNDES.


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PETROBRAS – À VENDA CINCO GRUPOS DE ATIVOS.

Petrobras pôs à venda cinco grupos de ativos, incluindo áreas do pré-sal

 

Dentro do seu plano de vender ativos para reduzir o pesado endividamento, a Petrobras colocou à venda efetivamente, até agora, cinco grupos de ativos, apurou o Valor. Em seu conjunto, ainda insuficientes para entregar a meta anunciada de obter US$ 13,7 bilhões com a venda de ativos, segundo fontes de mercado. Na maior parte dos casos, a estatal pede propostas para fatias minoritárias o que, segundo pessoas que analisam as oportunidades, tende a reduzir os preços pagos pelos interessados.

Um dos ativos mais valiosos no pacote à venda é o parque de geradoras de energia térmica, com capacidade de 7 gigawatts. O Bradesco BBI foi contratado para vender uma fatia de 49% das térmicas. Há grandes empresas globais interessadas, mas o processo encontra como obstáculo o fato de as térmicas não possuírem um contrato de fornecimento de gás com a Petrobras. Seria necessário firmar acordos de fornecimento para atrair o interesse de sócios. Mas, nesse caso, a definição de preços é complexa. Não seria possível fornecer o gás a um preço abaixo do de mercado para as térmicas a partir do momento em que elas passassem a contar com outros sócios. Estariam em estudo outras opções para as térmicas, como usá-las como garantia de linhas de crédito para a estatal.

Ao lado das térmicas, o outro ativo mais valioso é um conjunto de quatro campos de petróleo, em processo coordenado pelo Bank of America. Segundo uma fonte, tratam-se de áreas situadas nas bacias marítimas de Campos e de Santos e todos integrantes dos blocos do pré-sal. São o BMC-33, Tartaruga Verde (BMC-36), Júpiter (no bloco BMS-24) e o BMS-8. Tratam-se de ativos anteriores à lei que obriga a estatal a ser operador único na sua exploração. Há expectativa de que a estatal busque sócios minoritários para seus gasodutos e se desfaça de sua fatia na Braskem

No primeiro dos blocos, o BMC-33, em águas ultraprofundas do pré-sal da bacia de Campos, a Petrobras tem uma participação de 30%. Está presente na área em parceria com a Repsol, que é a operadora com uma fatia de 35%, e com a norueguesa Statoil, também com 35%. Nesse bloco, a principal descoberta é o campo Pão de Açúcar, com reservas estimadas em 700 milhões de barris de petróleo e 3 trilhões de pés cúbicos (TCFs) de gás. A reserva inclui outras duas descobertas: os campos Seat e Gávea.

O campo de Tartaruga Verde pertence 100% à estatal e tem um potencial de reservas estimado em 230 milhões de barris. Será colocado em produção junto com outro campo vizinho, o Tartaruga Mestiça, e ambos vão compartilhar a plataforma FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes, já encomendada à Modec.

Por sua vez, o campo de Júpiter, considerado um gigante do pré-sal que fica distante 37 km do campo de Lula (antigo Tupi), tem participação de 80% da Petrobras, tendo como sócia a portuguesa Galp, com 20%. Ele é visto como um dos onerosos em termos de investimento, pois exigirá muita tecnologia para exploração devido à indesejável presença de gás carbônico (CO2) em grandes quantidades, o que significa também que será necessária a utilização de tecnologia avançada para separação desse gás, que não pode ser queimado na atmosfera.

No bloco BMS-8 foi descoberto o campo de Carcará, também próximo a Lula. A petrolífera brasileira tem uma fatia de 66% e é a operadora. Está no projeto em parceria com a portuguesa Petrogal, dona de 14%, e com a Barra Energia e Queiroz Galvão petróleo, cada uma com 10%. As duas empresas adquiriam fatia de 20% que pertencia a Shell.

Todos esses campos têm previsão de entrar em produção a partir de 2021 e vão exigir um grande volume de investimentos até lá. A ideia é justamente livrar a Petrobras do peso desses aportes. 9

Contudo, dado os atuais preços do petróleo e o fato de os projetos exigiram elevados investimentos, a venda pode não ser fácil.

Alguns grupos de investidores interessados têm indicado que gostariam que o pacote incluísse também campos já em fase de produção, ou seja, com alguma geração de receita imediata.

Há uma expectativa de que o plano de negócios que a estatal prometeu divulgar em junho, mas ainda sem data, traga esclarecimentos sobre esse aspecto e outros do processos de desinvestimento.

Outro bloco de ativos é composto pelas 21 distribuidoras de gás natural em que a estatal detém participação acionária. A ideia é atrair um grupo disposto a comprar 49% da holding que controla as distribuidoras de gás da estatal, a Gaspetro. O Itaú BBA foi contratado para encontrar esse comprador. A japonesa Mitsui é sócia em algumas das distribuidoras e pode ser uma candidata natural a fazer uma oferta pela participação na holding.

A estatal também busca um sócio minoritário para a Petrobras Distribuidora (BR), dona dos postos de gasolina com bandeira da estatal. Nesse caso, o mandato foi entregue ao Bradesco BBI. Os postos de gasolina em outros países da América do Sul – Chile, Colômbia, Paraguai e Uruguai – também estão à venda e o Citi foi mandatado para vender o controle acionário dessas redes. A intenção é vender todos para um único grupo. Os postos da Argentina ficam fora do processo.

Além dos cinco grupos de ativos, há uma expectativa de que a estatal busque sócios minoritários para seus gasodutos, algo que ainda não aconteceu. A venda da fatia acionária que possui na petroquímica Braskem também chegou a ser cogitada, mas até agora não existe nada de concreto.

Fonte: Valor Online


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OUTROS ENERGÉTICOS: Sinais promissores no panorama da energia.

 

 

 

Por Washington Novaes*

Nas últimas semanas este jornal tem publicado notícias animadoras para o setor sucroalcooleiro, principalmente quanto ao interesse de investidores, até mesmo do exterior, na compra de instalações voltadas para a produção de energia elétrica com bagaço de cana-de-açúcar. É importante, já que de 380 usinas existentes 170 vendem energia (Estado, 18/5), a partir de sua capacidade de 9.331 MW (equivalentes a 70% da energia da usina de Itaipu). Mas o setor sucroenergético está em crise – 80 usinas paradas, 23 em recuperação judicial –, por várias razões. Sua recuperação poderá levar a avanços relevantes no setor de energia em geral: as biomassas só participam com 4% da matriz energética; com a expansão da energia produzida com o bagaço essa participação poderia ser multiplicada por quatro (Agência Estado, 8/5), já que hoje 97% da área de produção de cana está mecanizada.

Entre outras vantagens, além da baixa emissão de poluentes, está a de que o preço médio da energia ali fica em R$ 210/ MWh (18/5), segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), enquanto o País tem pago algumas vezes mais, com preços até acima de R$ 600 (e de R$ 540 no consumo pelas indústrias, por exemplo), por causa do acionamento maciço de termoelétricas, com a queda na geração por hidrelétricas, dada a crise da água. Esse acionamento das térmicas, além da alta poluição, já custou às redes de distribuição mais R$ 25 bilhões (14/5) – tanto quando todo o programa Bolsa Família, segundo o consultor Raul Velloso (Estado, 14/5).

Na Câmara dos Deputados, em Brasília, está em discussão projeto apoiado pela Frente Parlamentar de Valorização do Setor Sucroenergético que propõe revisão de dívidas do setor (R$ 50 bilhões) e apoio à geração energética do bagaço de cana. Mas o panorama ainda está tão favorável às termoelétricas que um grande grupo econômico norte-americano vai instalar uma usina desse tipo no Rio Grande do Sul, com investimento de US$ 2,7 bilhões, para fabricar fertilizantes a partir do carvão gaseificado (Agência Estado, 8/5).

Para o cidadão consumidor, eventuais transformações para melhor na matriz energética poderão significar, além da menor poluição do ambiente, menos despesas. A bandeira tarifária já reflete o custo das termoelétricas, que subiu R$ 2,4 bilhões por causa delas (Estado, 14/5). Mas ainda não se conseguiu a vantagem dada aos condomínios residenciais – 20% a 30% menos. A Aneel exige (14/5), para a redução na conta dos consumidores residenciais, que eles sejam pessoas jurídicas.

Impressiona verificar que o Brasil, com seu enorme potencial para geração de energias renováveis – sol o ano todo, água, território para biomassas, marés, ventos em muitas áreas favoráveis –, ainda venha ocupando apenas o sétimo lugar entre os investidores nessa área. E é exatamente com o aumento da geração de energia eólica que este ano o País deverá voltar à lista dos maiores investidores no mundo (Estado, 1.º/4), de acordo com informações do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (Pnuma). No ano passado o investimento total foi de US$7,6 bilhões, dos quais 84% se destinaram a usinas eólicas.

No mundo, em 2014 foram 17% em energias renováveis, um total de US$ 83,8 bilhões, dos quais quase um terço para eólicas e solares. Aqui, a eólica hoje responde por apenas 4,5% da matriz geral, com 6 GW. Na União Europeia, as renováveis significam 15% da matriz. E se espera que cheguem a 20% em pouco tempo, com destaque para a Suécia (52,1% do total) e para a forte progressão dos investimentos na Alemanha.

Muitos estudos de cientistas e universidades têm alertado para a visão de que 80% das reservas de combustíveis fósseis no mundo não devem ser exploradas, como tem sido mencionado em artigos 24

nesta página. O uso desses combustíveis não é compatível com o veredicto científico de que é indispensável conseguir que o aumento da temperatura planetária não exceda 2 graus Celsius até 2050 – e já subiu 0,8 grau. Segundo o Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas (ONU), com as tendências atuais a temperatura poderia elevar-se em mais de 3 graus – com consequências dramáticas.

Nesses cenários, fica difícil entender parte das discussões que ocorrem no Brasil no setor de petróleo, principalmente quanto à exploração na área do pré-sal. Já foi dito aqui que nem sequer se conhece quais são as tecnologias adequadas para essa exploração em águas profundas que se pretende usar – e suas consequências. Deixa-se de lado a visão econômica para o setor, depois que os preços do barril de petróleo caíram mais de 50%. Também – como lembra o economista José Roberto Mendonça de Barros (Estado, 3/5) – a capacidade de investimento da empresa estatal é praticamente nula, após os escândalos que estão nos jornais: “O setor ficará longe de ser o puxador do crescimento que se imaginava”.

E mesmo que não estivessem presentes esses fatores, que pensa o governo brasileiro das restrições ao petróleo, ao carvão, ao gás – no quadro do clima? Que fará, no quadro da crise econômica atual, sabendo que nossa empresa de petróleo, segundo a revista Forbes, caiu no ranking das maiores empresas, do 10.º lugar que ocupava para o 416.º? Países mais ricos continuam subsidiando os preços do petróleo. Por aqui, o quadro de crise certamente põe em questão esse rumo.

E se o panorama das hidrelétricas também parece complicado, principalmente na Amazônia, a esperança maior só pode estar na biomassa, assim como na energia eólica (desde que se resolva o problema da conexão das geradoras à rede de transmissão) e na solar, que terá em agosto um leilão exclusivo para vender sua energia.

É preciso insistir: o Brasil pode ter um caminho muito promissor se fizer uma opção clara pelas energias renováveis – sem perder mais tempo, nesta hora em que tantos países aceleram a marcha.

*Washington Novaes é jornalista/E-mail: wlrnovaes@uol.com.br

Fonte: O Estado de São Paulo