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“EUA DEVERIAM CONSIDERAR O METANOL.”

 

O site da revista norte-americana Forbes publicou nesta terça-feira um artigo de Micahel Krancer sobre uma fonte de energia que, segundo ele, deveria ser mais utilizada. “Executivos e formuladores de políticas no setor de energia dos Estados Unidos estão relaxando com o novo boom de produção de petróleo. Eles se regozijam com essa história de retorno, escrita por técnicas aprimoradas para extração de xisto e gás, que tornaram os Estados Unidos o maior produtor de petróleo do mundo, na frente da Arábia Saudita e da Rússia”, diz ele.

“Mas em meio às congratulações, algumas pessoas espertas estão dando um alerta. Ser um gigante do petróleo e da gasolina é lindo, dizem eles, mas isso também apresenta um problema: faz com que os americanos acreditem que não há problema em depender quase exclusivamente de gasolina e diesel como combustível de transporte. Tirando algumas poucas pessoas ricas que podem comprar um Tesla de US$ 85.000, nosso setor de transporte e ergo nossa inteira economia, dizem eles, é viciada no petróleo. É por isso que eles estão estimulando políticos norte-americanos e industriais a voltar à dura tarefa de levar mais pessoas entre nós a comprarem carros e caminhões que utilizem combustíveis alternativos”, escreve Krancer.

Duas pessoas que estão levantando essa questão são Anne Korin e Gal Luft. Eles têm martelado sobre esse tema desde 2012, quando publicaram seu livro “Petropoly: O colapso do paradigma da segurança de energia da America.” Esse ‘Petropólio’, para Korin e Luft, significa ceder totalmente o mercado de combustíveis líquidos de transporte para gasolina derivada de petróleo e combustível de diesel — mesmo enquanto existirem alternativas mais valiosas.

Korin e Luft perguntam por que, mesmo com grandes aumentos na produção interna de petróleo, os EUA se tornaram mais pobres e afundados na dívida. Sua resposta: “O verdadeiro problema é que primeiro, enquanto a demanda por petróleo caiu e a oferta cresceu nos EUA, nada disso aconteceu no mundo todo, e em segundo lugar, não somos um mercado competitivo de [combustível líquido].”

Korin e Luft traçam o seguinte panorama: “…os preços do petróleo subiram e as despesas estrangeiras com petróleo se elevaram em quase 50%, passando de US$ 247 bilhões em 2005 para US$ 367 bilhões em 2011. A parte de importações de petróleo no total de déficit cresceu de 32% em 2005 para 58% em 2011. Pior: o preço de um galão de gasolina comum em 2005 era de US$ 2,30. Por volta da primavera de 2012 [era de US$ 4 em média]…

Eles dizem que o país deveria ter uma abordagem mais democrática para melhorar a mobilidade, uma que permita ás pessoas e empresas a deixarem a gasolina se e quando há problemas no mercado do petróleo. Se isso não acontecer, eles temem que os Estados Unidos serão relegados ao papel do personagem de Bill Murray no filme “O Dia da Marmota,” para sempre acordando para descobrir que não conseguiu encerrar seu longo inverno nem resolver qualquer de seus problemas.

Os números são analisados com cuidado. O petróleo responde por cerca de 95% de combustível de transporte hoje. Isso é um “petropólio”. E apesar de um conjunto de fatos empolgantes — a produção interna de petróleo está bem alta, carros são muito mais eficientes em combustível, e as importações estão em seus níveis mais baixos desde 1996 — americanos ainda estão gastando meio trilhão de dólares por ano em petróleo. Os Estados Unidos usa cerca de 19 milhões de barris por dia, e até mesmo no preço mais baixo de hoje de cerca de US$ 68 bilhões, que se traduz em US$ 1,29 bilhões por dia.

Então o que deveria ser feito? A resposta é óbvia para Korin e Luft: trazer ao mercado mais escolhas para combustível de transporte. Gás Natural Comprimido é uma possibilidade óbvia, mas sua tração tem sido precária — somente 987 estações de abastecimento de GNC existiam nos EUA no final de 26

2012. Hoje há mais de 1500, o que representa ainda um número pequeno — e apenas cerca da metade dessas estações estão abertas ao público.

Além do GNC, Korin e Luft destacam um gigante escondido: o metanol. O metanol, além de ser uma molécula com base no carbono que pode ser usado como combustível, tem pouco a ver com o etanol, o combustível com base no milho que foi muito desprezado nos últimos anos.

Em volume, o metanol contém mais ou menos a metade da energia contida na gasolina, mas os motores de combustão capturam mais eficientemente a energia devido a sua mais baixa temperatura de queima. Mudar motores de gás normal para consumirem metanol custa só cerca de US$ 100 a US$ 200 a mais do que equipar veículos para que se transformem em modelos flex, aptos a receber gasolina de etanol, uma característica comum de fabricação nesses dias.

Vários fabricantes de metanol que vão de 5% (M5) a 100% (M100) já estão sendo usados abundantemente na China, onde é feito a partir do carvão. Os chineses, é claro, não fazem política de energia para mostrar; eles estão focados na eficiência e no custo. Então é mais do que intrigante que o metanol já responda por cerca de 8% da gasolina de transporte da China, a maior parte em caminhões de serviços leves e transporte público.

Os detratores dizem que é preciso de mais energia para metanol do que o que rende quando é usado como um combustível de transporte. O que também preocupa esse grupo: devido ao fato do metanol ter metade da energia do petróleo por unidade de volume, produzi-lo pode ser não rentável, e as propriedades altamente corrosivas do metanol significam que requer melhores mecanismos de estocagem e distribuição do que a gasolina.

Muitos desses problemas podem ser resolvidos com a vontade política certa e R&D. O programa da China sugere que é o caso. Então por que o metanol não recebe um olhar mais atencioso como uma alternativa produzida internamente para a gasolina derivada do petróleo no setor de transportes? Alguns grupos, é claro, colocam o metanol na odiada categoria de “gás de estufa” porque pode ser derivado da mineração e do processamento de combustíveis fósseis como o carvão. Mas a grande razão é que o metanol ainda não tem um eleitorado forte que o empurre em Washington como tem o etanol (ou seja, todo o setor agrícola). Há um projeto de lei no Congresso agora que vale a pena ser acompanhado. O ato de “Fuel Choice and Deregulation” (Escolha do combustível e desregulamentação) de 2015 foi introduzido no Senado pelo Senador Rand Paul (R-KY) e Chuck Grassley (R-IA), e na Câmara por Rod Blum (R-IA). O projeto pretende oferecer um abrandamento na regulamentação para produtores e consumidores de combustíveis alternativos ao fornecer o crédito Corporate Average Fuel Economy (CAFE) para fabricantes automotivos que produzem veículos que permitem que o metanol seja o combustível alternativo preferido. Mas até o metanol possuir o tipo de apoio no Capitólio que o etanol teve durante décadas, dificilmente será capaz de desempenhar um papel de destaque nos transportes dos EUA.

Fonte: Jornal do Brasil

 


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GÁS E O FUTURO DA ENERGIA NA AMÉRICA LATINA.

 

 

 

Os primeiros 15 anos deste século foram marcados, para a maior parte da América Latina, por fatores como o forte crescimento econômico, a redução da pobreza e a estabilidade macroeconômica. Estes foram impulsionados por políticas econômicas adequadas, sustentadas pelo crescimento dos mercados e pelos preços globais de commodities da região. Até mesmo a crise financeira de 2008 não afetou a região tão fortemente como ocorreu em outros países, mais especificamente nos Estados Unidos e na Europa.

No entanto, esse período de relativo “crescimento fácil” chegou ao fim. Apesar da recente recuperação da economia dos Estados Unidos, fatores como condições financeiras internacionais desafiadoras, preço reduzido das commodities e redução das taxas de crescimento na China têm prejudicado as taxas de crescimento da América Latina. Nesse novo cenário, as políticas públicas terão que ser ajustadas para que estejam focadas em ganhos de produtividade e melhorias de eficiência. E é aqui que a política energética desempenha um papel crítico.

Além de uma sólida política fiscal, regimes tributários mais simples e a simplificação da regulamentação, a América Latina e o Caribe podem se beneficiar muito da adoção de políticas integradas e consistentes de energia, garantindo acesso à eletricidade mais barata e a uma matriz energética mais limpa. As energias renováveis são parte da resposta, mas o gás é a base vital para complementá-las. Usar gás para gerar energia daria impulso para o desenvolvimento regional, a criação de empregos e o aumento do bem-estar de suas populações.

Acreditamos que o mundo esteja entrando em uma nova era – a era do gás – na qual o poder do gás mais barato e o aumento da interconectividade das redes de energia serão fundamentais para desencadear um grande potencial para revolucionar os mercados de energia. Pela nossa previsão, o gás natural pode ter sua participação na produção global de energia ampliada de 23% em 2012 para até 28% em 2025. 0 gás natural só poderá alcançar seu pleno potencial se forem implantadas tecnologias que possam dar suporte a uma extração segura, eficiente e confiável.

Usar gás para gerar energia daria impulso para o desenvolvimento regional, a criação de empregos e contribuiria para melhorar a condição de bem-estar de suas populações

E progressos já estão acontecendo. Durante o VII Summit of the Américas, que aconteceu no fim de abril no Panamá, a questão energética teve grande destaque e os presidentes Barack Oba-ma, dos EUA, Dilma Rousseff, do Brasil, Enrique Pena Nieto, do México, e Juan Carlos Varela, do Panamá, dedicaram especial atenção ao tema. Nos integrantes da América Latina, Central e Caribe, a energia protagoniza papel fundamental para a competitividade. E a interconectividade de toda a América faz ainda mais urgente a necessidade de um trabalho conjunto. Não à toa, durante o Summit, o presidente Barack Obama fez o anúncio de que solicitou US$ 1 bilhão ao Congresso dos EUA para apoiar os desafios da América Central.

De olho no futuro, teremos a Connecting the Américas 2022, dedicada a atrair o investimento em energia limpa e reduzir os custos de energia por meio da interligação dos mercados de eletricidade da região.

A disponibilidade abundante de gás natural é atualmente um fator-chave na competitividade industrial renovada dos EUA e, em nossa região, países como Argentina, Brasil e México também têm potencial geológico para seguir esse mesmo caminho. Além de ser economicamente interessante, o gás natural também pode se tornar um aliado de peso na luta pela redução de emissões de carbono na atmosfera: ele tem apenas 0,1% do conteúdo total de carbono do diesel para uma produção de energia equivalente.

Reinaldo Garcia é presidente e CEO da GE para a América Latina

Fonte: Brasil Econômico

 


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PETROBRAS – Venda de ativos.

Comprar e vender ativos é para bancos, não para empresa criada por exigência do povo brasileiro

Autor: Rogério Lessa

“Inadmissível é o mínimo que se poderia dizer sobre a venda dos ativos anunciados na matéria. Esse tipo de operação é digno do sistema financeiro, não de uma empresa como a Petrobrás, criada por exigência da sociedade brasileira”. O comentário é do ex-presidente da AEPET, Diomedes Cesário, sobre notícia veiculada na Folha de São Paulo desta terça-feira (26) dando conta de que a Petrobrás estaria colocando à venda seis blocos de petróleo, cinco deles na camada pré-sal, para obter US$ 4 bilhões.

 

No mesmo texto, o jornal afirma que esta operação faz parte de um pacote maior de alienação do patrimônio, que inclui distribuidoras de gás, termelétricas e postos de gasolina no exterior. “As áreas anunciadas na matéria foram cedidas à Petrobrás através de leilões da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, que para a AEPET é a responsável pelo açodamento com que se extrai petróleo no Brasil sem qualquer planejamento e com desindustrialização e geração de empregos no exterior. Esperava-se que a retribuição viesse com novas descobertas de reservas e produção de petróleo para abastecer o país, gerando empregos e desenvolvimento”, criticou.

 

A matéria da Folha diz ainda que a Petrobrás pretende abrir capital da BR Distribuidora e que uma das partes mais importantes do pacote é a venda de ativos de exploração e produção de petróleo. Mais grave: o processo, “que acaba de começar”, estaria sob coordenação do Bank of America Merill Lynch.

 

Para Diomedes, transferir ativos para petroleiras multinacionais é se comportar como os antigamente denominados “testas de ferro”, agentes que agiam disfarçadamente para encobrir os verdadeiros mandantes.


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QUANTO VALE O PETRÓLEO?

Quanto vale o petróleo?

Autor: Diomedes Cesário

Hidrocarbonetos (petróleo e gás) são instrumentos de poder geopolítico: valem tanto quanto a capacidade de produzir o desenvolvimento de uma nação e a melhoria das condições de vida do seu povo. Isto significa que seu valor varia, dependendo do local e das necessidades da época a que nos referirmos.

 

Esta pergunta vem à baila em função das jazidas descobertas nas camadas do pré-sal, objeto de desejo de outros países, grandes empresas nacionais e internacionais, políticos e da sociedade brasileira, como solução para os problemas de educação, saúde e emprego.

 

Para descobri-lo (atividade de exploração) e tornar viável sua extração (atividade de produção) a mais de 7.000 metros de profundidade total (água do mar e rochas sobrejacentes) em áreas distantes cerca de 200 km da costa, a Petrobrás teve que reunir capacidade técnica e recursos Não porque preferisse, mas porque era lá que se encontrava uma nova fronteira exploratória.

 

Seu custo, claro, é maior que o do Oriente Médio, onde é extraído a poucos metros da superfície em bacias sedimentares terrestres. Em compensação, não necessitamos da quantidade de armas e recursos gastos para protegê-lo de outros países, de grupos internos rivais e da própria população, como lá ocorre. De acordo com o Citigroup, a Arábia Saudita precisaria que o preço do petróleo fosse de US$ 105 por barril para conseguir equilibrar seu orçamento, o Iraque, de US$ 98 e o Irã, de US$ 137. [1]

 

Custo de extração e custo total do petróleo produzido

 

A Petrobrás anunciou recentemente que o custo atual de extração do pré-sal era de US$ 9/barril. A imprensa divulgou como se fosse o custo final de produção, levando os leitores à visão de uma grande margem, comparada com o preço de venda, na faixa de US$ 60 ou superior a US$ 100, há um ano atrás.

 

Na verdade, o custo de extração (lifting cost para a SEC, a CVM americana) é apenas uma parcela do custo total, contemplando apenas materiais, serviços, pessoal e alguns encargos, necessários à elevação e tratamento do petróleo para retirá-lo do poço.

 

Antes disso, durante a fase de exploração, muitos recursos tem que ser investidos para descobrí-lo. A declaração de comercialidade de um novo campo (jazida) é o coroamento final da fase exploratória, após ter dispendido uma grande quantidade de recursos com a compra do bloco (concessão), aquisição de dados sísmicos e perfuração de poços exploratórios de alto custo e alto risco. Muitas campanhas exploratórias resultam em insucesso, quando os volumes descobertos não compensam os investimentos, ou não há tecnologia para extraí-los. Decidida sua viabilidade econômica (declaração da comercialidade), inicia o plano de desenvolvimento da produção (extração), que inclui planejamento e investimentos com plataformas, dutos e outros investimentos que consomem bilhões de dólares ao longo da vida útil do campo (geralmente algumas dezenas de anos).

 

Considerando toda a produção nacional, o custo de extração [2], no quarto trimestre de 2014 era de US$ 14. Se somarmos as participações governamentais (royalties, participação especial, aluguéis, bônus, etc.) aos governos (União, Estados e Municípios) o valor subia para US$ 26. No primeiro trimestre de 2014, estes valores eram de US 14 e US$ 33, pois a parcela governamental varia de acordo com o preço de venda do petróleo, mais elevada na época.

 

O custo total do petróleo produzido inclui outras parcelas relativas à depreciação de investimentos, overhead, P&D, custos financeiros, etc. Somente após toda esta análise as empresas avaliarão se vale a pena sua produção.

 

Em nota à imprensa em janeiro deste ano [3], a Petrobrás esclarecia: ” A companhia informa que o break even (preço mínimo do barril a partir do qual a produção é economicamente viável) planejado no momento em que foram aprovados os projetos de produção do pré-sal, situava-se no entorno de US$ 45 por barril, incluída a tributação e sem considerar os gastos com infra-estrutura de escoamento de gás. Ao considerá-los, esse valor pode aumentar entre US$ 5 e US$ 7 por barril. ”

 

Pré-sal

 

Mas por que o óleo do pré-sal é mais barato, apesar de todas as dificuldades? Os poços do pré-sal tem produção elevada, em média de 25 mil barris por dia, superior aos do pós-sal em terra e no mar, que, além disso, sendo mais antigos estão com produção decrescente, extraindo mais água e menos óleo.

 

O mesmo ocorrerá no futuro com o pré-sal, daí a necessidade de continuar investindo em novos poços e em processos para reduzir a perda e aumentar sua vida útil, não fazendo produção predatória para recuperar rapidamente os valores investidos.

 

Como cada barril retirado não dá outra safra, novas reservas tem que ser descobertas, sob pena da empresa desaparecer. Isto exige mais recursos, daí porque o setor é oligopólio de gigantes e mesmo assim somente poucas conseguem elevar ou manter as reservas. É o caso da Petrobrás, pelo 23º ano consecutivo, conseguindo repor 1,25 barril para cada um produzido em 2014. Nossas reservas provadas de petróleo e gás natural no Brasil, pelo critério da ANP/SPE, são de 16,3 bilhões de barris de óleo equivalente, suficientes para abastecer o país por 19 anos com a produção atual. Além disso, podem aparecer problemas como ocorrência de H2S e CO2, que requerem tecnologia, pessoal especializado e recursos.

 

Foi o que o Eike Batista descobriu com a OGX, imaginando que bastava arrematar áreas nos leilões e levar alguns gerentes da Petrobras, a peso de ouro, por terem informações reservadas da estatal.

 

Operadora única

 

A Petrobrás mantém o país abastecido e aumenta a produção de petróleo e derivados. Descobriu petróleo nas camadas pré-sal, desenvolveu tecnologia para retirá-lo, produzindo atualmente mais de 800 mil barris por dia em apenas oito anos [4]. Mas, alguns políticos propõem que deixe de ser a operadora única do pré-sal, com participação mínima de 30% nos investimentos dos consórcios responsáveis pela produção, como prevê a lei da partilha do pré-sal (Lei 12.351/2010). Dizem que é para ajudá-la, pois lhe faltarão recursos financeiros.

 

O ex-diretor da Petrobrás Guilherme Estrella, coordenador da equipe que viabilizou o pré-sal, em entrevista ao Conselho de Economistas-RJ, responde: “Qual crise pode abalar uma empresa petrolífera que detém mais de 30 bilhões de barris de reservas de petróleo e gás natural, possui conhecimento, tecnologia e excelência operacional para produzi-los em grandes e crescentes volumes (hoje mais de 2,8 milhões de bbl equivalentes) com excepcional lucratividade – mesmo aos atuais preços internacionais?”[5]

 

A pergunta que se coloca é: qual deve ser o ritmo adequado de produção para o país? Alguns (entre os quais os que propõem a retirada da companhia como operadora única) dirão que o país necessita de recursos urgentes para gastar já. Outros, apontam o caminho da Noruega, adequando a produção à capacidade do país em capacitar suas indústrias, treinar pessoal, gerar empregos, gastando de forma parcimoniosa e reservando a maior parcela para um fundo destinado às gerações futuras.

 

Afinal, o petróleo não dá duas safras. Pode ser uma benção ou uma maldição, como descobriu o México, com reservas de 48 bilhões de barris em 1996, extraiu predatoriamente a US$ 30/barril, vendo suas reservas caírem para 11 bilhões no final de 2013. A Inglaterra e a Holanda enveredaram pela desindustrialização, extraindo num ritmo superior ao que sua indústria e economia deveriam absorver.

 

No caso do Brasil, este cuidado é ainda maior, pois temos uma grande população e economia que requerem um grande consumo de energia, limitando eventual exportação do petróleo que necessitaremos no futuro. É o que fazem os EUA, proibindo a exportação do petróleo produzido no país. O pré-sal é uma das poucas grandes reservas disponíveis fora das regiões de conflito do Oriente Médio.

 

O professor Carlos Lessa, ex-presidente do BNDES, defende que devemos manter nossas reservas para consumo interno. Comenta que poderemos “nos converter num Iraque do futuro, ou mesmo numa Noruega, que, apesar de seu bom senso, perdeu 1/3 das reservas financeiras que havia amealhado com a venda de petróleo e gás”.[6]

 

A condição de operadora única é a garantia de podermos manter este projeto nacional de desenvolvimento da indústria local; termos controle maior sobre a produção, mantermos nossa liderança tecnológica na área, junto com as universidades e centros de pesquisa do país. Afinal, a operadora será a principal responsável pelos projetos, especificação dos equipamentos e tecnologias que define onde os empregos serão gerados.

 

É uma decisão que não pode ser deixada para poucos, deve estar acima de interesses partidários e pessoais e será fundamental para o futuro do país, independentemente de quem estiver no comando da nação.

 

Diomedes Cesário da Silva

Ex-presidente da AEPET

 

[1] http://www1.folha.uol.com.br/colunas/kennethmaxwell/2015/05/1628757-petroleo-e-ferro.shtml

[2] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/destaques-operacionais/custos-e-tributos/custo-de-extracao-e-refino-no-brasil/custo-de-extracao-e-refino-no-brasil.htm

[3] http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/esclarecimento-viabilidade-de-producao-no-pre-sal.htm

[4] http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/producao-que-operamos-no-pre-sal-bate-novo-recorde-e-ultrapassa-o-patamar-de-800-mil-barris-de-petroleo-por-dia.htm

[5] http://portalclubedeengenharia.org.br/arquivo/1428929646.pdf/documentos

[6] Plebiscito popular: questão nacional, Lessa C, Valor Econômico 06/06/2012, pag. 13


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PERFURADORES DE XISTO NA EUROPA.

Europa se rendem porque Polônia não é Texas

 

Quando a Cuadrilla Resources Ltd. abriu um escritório na Polônia em 2009, a empresa tinha motivo para ser otimista: o boom do xisto estava transformando os EUA no maior produtor de gás natural do mundo. Para as companhias que estavam correndo para imitar esse sucesso na Europa, a Polônia parecia ser o novo Texas.

Seis anos depois, a exploradora britânica ainda não perfurou seu primeiro poço na Polônia – e isso no país mais disposto a permitir o fraturamento hidráulico na Europa -. As chamadas “super-majors”, como a Exxon Mobil Corp., a Chevron Corp. e a Royal Dutch Shell Plc, fizeram as malas e seguiram adiante.

“Não é fácil”, disse Marek Madeja, diretor de serviços em poços da Cuadrilla no país. “Os custos de perfurar na Europa são muito, mas muito mais altos do que nos EUA, e existem muitas regulamentações em cada passo do caminho”.

Apesar do desejo da Europa de reduzir sua dependência do gás russo, a revolução do xisto acabou sendo um fiasco. Condições geológicas difíceis, uma oposição ambientalista feroz, regulamentações complicadas e uma guerra sangrenta na Ucrânia conspiraram para esmagar o entusiasmo dos investidores e acabar com a paciência deles. O desmoronamento dos preços do petróleo para menos de US$ 50 o barril em março foi a gota d’água, porque o custo de grande parte do gás da Europa, inclusive das importações da Rússia, está atrelado ao petróleo bruto.

“O problema na Europa é que nunca houve uma massa crítica de poços para que as sinergias e as eficiências de custos se afirmassem”, disse Michael Barron, diretor mundial de energia e recursos naturais da Eurasia Group em Londres. “Fica claro que aqui nunca vai ocorrer a revolução que houve nos EUA”.

Importações da Rússia

A notícia é particularmente ruim para a Ucrânia, que está desesperada por reduzir sua dependência das importações de energia da Rússia. Um conflito sangrento com separatistas apoiados pela Rússia na região de Donetsk, no leste do país, levou a Shell a abandonar suas operações na área no fim do ano passado. A Chevron, embora operasse nas províncias ocidentais, que são mais seguras, seguiu o mesmo caminho pouco depois.

Os produtores menores de petróleo e gás que permaneceram na Europa – principalmente na Polônia e no Reino Unido – continuam lutando contra a burocracia, as leis fiscais incompreensíveis e as autoridades locais que não querem perfurações em seus quintais. A geologia também não ajuda: muito poucos poços renderam algo semelhante a um fluxo comercialmente viável.

A Polônia exige que os exploradores forneçam um plano operacional detalhado de cinco anos antes mesmo de começar a perfuração. Por cada ajuste feito ao plano, as empresas precisam apresentar um pedido cuja aprovação pelo governo pode demorar meses, ou até anos, disse Madeja, da Cuadrilla.

Reino Unido e Dinamarca

No Reino Unido, o fraturamento hidráulico é apoiado pelo governo de David Cameron, que foi reeleito na semana passada, mas enfrenta uma forte oposição de comunidades locais que temem que injetar água tratada quimicamente no solo polua o ambiente e provoque terremotos. Apesar do apoio do governo, somente cerca de uma dezena de poços estão na carteira de projetos em preparação. 14

“A Europa está muito mais densamente povoada, portanto as pessoas moram muito mais perto da atividade do que nos EUA”, disse Barron, da Eurasia. “Ainda há muitas preocupações da população que precisam ser superadas”.

Existe certo entusiasmo pela exploração de gás de xisto na Dinamarca, onde a Total SA obteve duas concessões e poderia perfurar neste ano. Também é possível que a exploração no Reino Unido acelere se os novos poços no país tiverem viabilidade comercial.

Mas o gás de xisto sempre será uma fonte complementar de oferta na Europa, onde o gás convencional, seja transportado por gasodutos da Rússia ou de outros fornecedores, continua sendo a opção mais barata, segundo Philipp Chladek, analista da Bloomberg Intelligence.

“O fracking como caminho para a independência foi um sonho que simplesmente não se realizará”, disse Chladek. “Eu não diria que o gás de xisto na Europa está morto, mas é muito mais difícil do que as pessoas achavam”.

Fonte: Bloomberg

 


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EUA – A street food de Nova Iorque.

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A street food de Nova Iorque está a mudar

 

São 5000 os carrinhos de venda ambulante de comida que, hoje em dia, já se tornaram quase imagem de marca de Nova Iorque. Entre os hotdogs, tacos ou sumos naturais vendidos, a novidade deste Verão está nos próprios carrinhos, que vão tornar-se mais sustentáveis. A iniciativa junta a autarquia a uma empresa privada e promete um contributo importante para a melhoria da qualidade do ar na cidade.

Hoje em dia, a energia destes veículos é providenciada por geradores a gás propano ou diesel, nocivos para o ambiente devido às emissões de gases com efeito de estufa. E é exactamente esse motivo que levou ao arranque deste novo programa piloto em Nova Iorque. A cidade quer implementar um novo carrinho de venda ambulante mais sustentável e inovador, desenvolvido pela norte-americana MOVE Systems, com o nome MRV100.

A principal novidade reside na integração de painéis fotovoltaicos no cimo do veículo, permitindo que a geração de energia se torne mais sustentável. Além disso, o MRV100 tem um gerador híbrido a gás natural, que carrega uma bateria incorporada. O armazenamento de energia possibilita que o gerador não esteja a funcionar durante todo o período de abertura ao público do posto de venda ambulante.

A par da vertente energética, os veículos estão também equipados com Internet, GPS e vários sensores, incluindo de temperatura da comida.

A iniciativa prevê que, este Verão, os primeiros 100 novos carrinhos de venda ambulante cheguem às ruas de Nova Iorque. Depois disso, e até ao Verão de 2016, juntam-se mais 400 veículos. Qualquer vendedor ambulante com licença válida pode inscrever-se para receber um MRV100 sem custos, já que o programa será financiado por patrocinadores e publicidade.

Desde os anos 70 que a cidade de Nova Iorque não emite novas licenças para carrinhos de venda ambulante. Além de fomentar um mercado negro entre as licenças já emitidas, a estagnação do mercado não incentiva à modernização do serviço e dos próprios veículos. Daí que, hoje em dia, os carrinhos de Nova Iorque são muito semelhantes ao que se via há três décadas. Um cenário que, a partir deste Verão, vai certamente mudar.

Fonte: Revista Smart Cities

 


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PETRÓLEO – Preço deverá se manter barato.

Disputa entre produtores deve manter petróleo barato

 

A batalha global de produtores de petróleo por fatia de mercado está só começando, num ambiente quase de saturação da oferta, diz a Agência Internacional de Energia (AIE) em seu relatório mensal.

O preço do barril caiu quase 50% desde junho, pela combinação de menor demanda e alta da produção de óleo de xisto nos EUA.

Para manter fatia de mercado, os membros da Opep, o cartel de produtores, resolveram manter a alta a produção, elevando a pressão sobre os produtores americanos, que têm custos mais elevados.

Agora, a AIE diz que, após meses de corte de custos e baixa na extração, o aumento no suprimento de petróleo nos EUA parece estar diminuindo. Mas a agência diz ser prematuro considerar que os produtores da Opep ganharam a disputa pelo mercado. “Na verdade, a batalha está apenas começando.”

Primeiro, porque produtores de fora da Opep tiveram bom desempenho. A AIE elevou a projeção desses países em 200 mil barris diários. As petrolíferas russas lidaram “excepcionalmente bem” com a menor cotação do petróleo e as sanções internacionais, graças a um regime tributário que atenua o pagamento de imposto quando o preço cai e o rublo se desvaloriza.

A AIE nota ainda que, apesar de seus problemas, a Petrobras é uma história de sucesso. A produção brasileira cresceu 17% no primeiro trimestre, em relação a 2014. A China também elevou a produção, assim como Vietnã e Malásia.

Ao mesmo tempo, na Opep não há sinais de corte de produção em defesa do preço. A AIE alerta que o mercado global está quase em vias de saturação, por causa da manutenção da produção da Opep em níveis próximos de seu recorde. Para a AIE, a produção global supera a demanda em 2 milhões de b/d.

Os países do Golfo aumentaram a produção e investem agressivamente em futura capacidade. Arábia Saudita, Kuait e Emirados Árabes Unidos também aumentaram a exploração. Iraque e Líbia, em pleno conflito interno, continuam a explorar. No Irã, a produção alcançou o maior volume desde

julho de 2012, quando as sanções internacionais entraram em vigor contra o petróleo iraniano.

Para a AIE, mesmo se uma demanda mais elevada que prevista contribuir para limitar essa situação, o crescimento do consumo mundial não será excepcional. E sinaliza que a quase saturação no caso do petróleo parece estar passando para a refinaria – o que pode por sua vez anular rapidamente a recente alta no preço do barril.

A AIE diz que o aperto na exploração de petróleo nos EUA deve ser examinado no contexto atual. Com a persistente turbulência políticas no Oriente Médio e no norte da África, os riscos sobre os preços não são pequenos no mercado de petróleo atualmente. Assim, diante do papel central que o petróleo dos EUA tem no aumento do fornecimento, uma desaceleração nesse suprimento teria forte impacto no equilíbrio do mercado.

Fonte: Valor Econômico

 


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Queda do preço do petróleo e o mercado de gás natural.

Do blog Infopetro.

Os impactos da queda do preço do petróleo no mercado de gás natural

Por Marcelo Colomer

marcelo052015Em 2014, o preço do Brent passou de US$ 108 por barril em janeiro para US$ 57 em dezembro. O desaquecimento da demanda mundial, a elevação da produção de óleo não convencional nos EUA, a ausência de rupturas na oferta global e a decisão dos países membros da OPEP em manter elevado os níveis de produção podem ser entendidos como as principais causas para a queda abrupta de 50% no preço do Petróleo.

Figura 1 – Evolução do Preço do Petróleo (Brent)

marcelo052015a

Fonte: EIAa, 2015

Ao longo de 2014, as projeções de crescimento da economia mundial para o biênio 2014/15 foram reduzidas de 3,5% para 3,0% ao ano (EIA, 2014). Com a redução das expectativas de crescimento econômico, reduziu-se também as estimativas de crescimento da demanda global por petróleo. Nesse sentido, a redução das taxas de crescimento econômico de países como China, Brasil e Índia durante o segundo e terceiro trimestre de 2014 afetaram não somente o preço futuro da energia como também os preços de todas as commodities.

Outro fator que contribuiu para o movimento de queda do preço do barril foi a redução das rupturas na produção global. Em junho de 2014, o petróleo atingiu o seu pico de preço no ano em função dos temores de redução da produção iraquiana decorrente dos conflitos armados, em especial na região sul do país. No entanto, o que se verificou de fato na segunda metade de 2014 foi um aumento da produção do oriente médio decorrente do aumento da produção iraquiana e de outros países da região.

Ademais, o crescimento da produção de petróleo acima do esperado na Líbia e nos EUA pressionou para baixo o preço do barril a partir da segunda metade de 2014. Nos EUA, a produção de petróleo em outubro daquele ano atingiu o montante de 9 milhões de barris por dia superando as estimativas de crescimento feitas no início de 2014 (EIAa, 2015). Como consequência do aumento da produção norte-americana, as importações de petróleo dos EUA reduziram-se a níveis modestos amortecendo as pressões de demanda sobre o mercado da bacia do atlântico (Brent). Nesse sentido, o spread entre o WTI e o Brent reduziu-se de US$ 14 o barril em janeiro de 2014 para US$ 4 o barril e dezembro do mesmo ano.

O aumento da oferta mundial de petróleo, contudo, não foi acompanhado pela redução da produção da Arábia Saudita que tradicionalmente vinha desempenhando o papel de swing producer no mercado mundial de Petróleo. Isto é, durante eventos anteriores de declínio dos preços do petróleo, a Arábia Saudita tipicamente reduzia seus níveis de produção para permitir a estabilização dos preços e, eventualmente, o aumento. No entanto, no terceiro e quarto trimestres de 2014, a Arábia Saudita não reduziu os níveis de produção frente ao aumento da oferta no mercado mundial. Além disso, na reunião da OPEP de novembro de 2014, nenhuma alteração foi feita nas quotas de produção. A percepção de que a Arábia Saudita, em vez de tentar estabilizar os preços, ia defender a sua quota de mercado levou a novas descidas nos preços do petróleo bruto.

Um dos principais efeitos da redução recente e persistente do preço do petróleo é a queda vertiginosa dos preços do Gás Natural no mercado internacional. Diferente do mercado de petróleo, onde os preços refletem as flutuações de demanda e oferta do mercado internacional, o comércio de gás segue regras específicas em diferentes regiões. Nos EUA, por exemplo, o preço do gás natural é definido a partir da concorrência entre consumidores e supridores de gás natural nos diferentes hubs[1] de comercialização. Na Europa e na Ásia, por sua vez, o preço do gás natural foi historicamente definido a partir de contratos de longo prazo indexados ao preço do petróleo[2].

A partir de 2009, o crescimento da produção norte-americana de gás natural não-convencional elevou o spread entre o preço do gás nos Estados Unidos e nos demais mercados mundiais (Europa e Ásia principalmente). Em setembro de 2009, a diferença entre o preço spot do gás no mercado norte-americano e no mercado europeu foi de 0,07 centavos de dólares. Em novembro de 2013 essa diferença aumentou para US$ 7,71, como pode ser visto na figura 2.

O distanciamento entre o NBP (National Balance Point) na Inglaterra e o Henry Hub nos EUA reflete exatamente o custo de oportunidade de importação. Na Europa, os preços do gás nos mercados de curto prazo sofrem influência direta dos contratos de importação de gás com a Rússia, que historicamente mantêm-se indexados ao petróleo[3]. No caso norte-americano, o aumento da produção de gás não-convencional transformou o país de importador para potencial exportador de GNL. Nesse sentido, o preço do gás natural nos EUA tem sido condicionado pelas condições internas de oferta e demanda.

Figura 2 – Evolução do Preço do Gás Natural no Mercado Norte-Americano e Europeu

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Fonte: EIA, 2015b

No mercado asiático, em particular no Japão e na Coréia do Sul, os contratos de importação de GNL são em sua predominância contratos de longo prazo indexados ao Petróleo. Nesse sentido, até 2009 o preço do GNL importado pelo Japão manteve-se próximo aos preços praticados nos EUA[4]. A partir daquele ano, contudo, enquanto o preço do gás na América do Norte se afastava do preço do petróleo, o preço do GNL no mercado asiático iniciou um processo de afastamento em relação ao Henry Hub, como pode ser visto na figura 3. Além do aumento da oferta norte-americana, as restrições no transporte de GNL e o aumento da demanda pelo Japão, após o acidente em Fukushima, contribuíram para o aumento do spread de preço a partir de 2011.

Figura 3 – Preço do Gás Natural no Mercado Japonês e Norte-Americanomarcelo052015c Figura 4 – Preço do Gás Natural no Mercado Japonês e o Preço do Brentmarcelo052015d

Fonte: EIA, 2015b

Recentemente, contudo, a queda no preço do barril de petróleo vem mudando a trajetória ascendente dos preços do GNL no mercado mundial. No mercado japonês, por exemplo, o preço da carga de GNL importada passou de US$ 18,3 por MMBtu em março de 2014 para US$ 7,6 por MMBtu em março de 2015 (METI, 2015). Segundo, estimativas da FERC (FERC, 2015), o preço estimado do GNL para 2015 é de US$ 6,74/MMBtu na Europa, US$ 6,80/MMBtu na Ásia e US$ 7,10/MMBtu na América Latina, o que representa uma significativa queda em relação a 2014.

O efeito da queda do preço do barril sobre o mercado de gás natural deve persistir ao longo de 2015. Isso porque a maior parte dos contratos indexados ao petróleo possuem um lag temporal de correção de seis meses o que significa que atualmente os preços dos hubs (preço spot) europeus se encontram acima dos preços dos contratos de longo prazo. Essa diferença de preço entre o mercado spot e o gás contratado tem reduzido o volume de gás importado via gasoduto na Europa, uma vez que os importadores europeus têm reduzido ao máximo sua compras indexadas em detrimento da aquisição de gás no mercado spot.

A partir da segunda metade de 2015, contudo, estima-se que haverá uma reversão do quadro acima descrito. Isso é, uma vez que os contratos indexados tenham absorvido a elevada queda dos preços do petróleo espera-se que os importadores de gás natural irão maximizar suas compras indexadas vendendo qualquer excesso de gás no mercado spot.

Além das pressões causadas pelas cláusulas de indexação dos contratos de importação sobre o mercado spot europeu, o deslocamento das cargas de GNL da Ásia para a Europa tem pressionado para baixo os preços do gás natural nos hubs europeus. A queda do preço do gás natural no mercado asiático tem feito da Europa um mercado mais atrativo para as cargas de GNL flexíveis. Assim, acredita-se que o fluxo de GNL para a Europa irá aumentar até agosto de 2015 em função não somente dos preços mais favoráveis em comparação ao mercado asiático, como também em função da entrada em operação de novas unidades de liquefação na Austrália, Colômbia e Indonésia.

Nesse contexto, a queda do preço do Petróleo vem afetando os preços relativos do gás natural que por sua vez vem mudando a dinâmica do mercado internacional de gás natural. No mercado europeu, após vários anos de relativa estabilidade, o mercado de gás natural entrou em uma fase de transição mais dinâmica. Assim, a combinação dos perfis dos contratos de importação via gasodutos e o aumento do fluxo cargas de GNL excedentes sugerem uma maior volatilidade dos preços do gás natural nos hubs europeus em 2015.

Figura 5 – Fases do Mercado de Gás Natural

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Fonte: TIMERA, 2015

Bibliografia

EIA, 2014 Short Term Energy Outlook. Disponível em http://www.eia.gov/forecasts/steo/analysis.cfm. Último acesso em 09/05/2015

EIA, 2015a Year in Review: Crude Oil Price 2014. Disponível em http://www.eia.gov/finance/review/annual/. Último acesso em 09/05/2015

EIA, 2015b Natural Gas Spot and Future Price. Disponível em http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_fut_s1_d.htm. Último acesso em 09/05/2015

METI, 2015 Spot LNG Price Statistics. Disponível em http://www.meti.go.jp/english/statistics/sho/slng/. Último acesso em 09/05/2015

FERC, 2015 World LNG Estimated April 2015 Landed Prices. Disponível em http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf. Último acesso em 09/05/2015

TIMERA, 2015 The next phase of global gas pricing. Disponível em http://www.timera-energy.com/the-next-phase-of-global-gas-pricing/. Último acesso em 09/05/2015

Notas:

[1] Existem mais de 30 hubs de comercialização nos EUA. Os contratos futuros comercializados na NYMEX são os contratos para a entrega física do gás natural no Henry Hub na Louisiana.

[2] A indexação dos contratos ocorre geralmente com referência a uma cesta de óleos que têm seus preços diretamente associados ao preço do petróleo bruto.

[3] A partir de 2009, ocorre um pequeno afastamento entre o NBP e o Brent em função da influência da queda de preço no mercado norte-americano. Contudo, a reduzida capacidade de exportação de gás natural nos EUA vem impedindo que o efeito da expansão da produção norte-americana de gás natural seja intensificado nos mercados europeu e asiático.

[4] É importante lembrar que até 2009 os EUA importavam quantidades significativas de GNL


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PETRÓLEO – UE está pressionando americanos para permitir exportações de petróleo e gás para a Europa.

A União Europeia está aumentando a pressão para que Washington inclua um capítulo sobre energia em um esperado acordo comercial que pode permitir exportações de petróleo e gás dos Estados Unidos e reduzir a dependência que os países do bloco têm das exportações da Rússia.

Em uma entrevista ao The Wall Street Journal, Maros Sefcovic, o chefe de energia do bloco europeu, disse que facilitar o comércio de gás natural liquefeito e petróleo dos Estados Unidos para a União Europeia é uma das metas para o acordo de comércio e investimentos transatlântico, atualmente em negociação.

Até o momento, os EUA resistiram à inclusão de um capítulo sobre energia no acordo, mas o boom do gás de xisto nos Estados Unidos e os problemas das principais potências europeias com a Rússia trouxeram o tema novamente ao foco.

“Acreditamos que ter um capítulo de energia pode representar uma importante contribuição para um acordo comercial benéfico a ambos e também contribuir para a segurança energética da União Europeia”, disse Sefcovic.

As exportações de combustíveis fósseis dos Estados Unidos têm sido restringidas há décadas. Apesar disso, o crescimento da produção interna de petróleo e gás aliviou algumas das preocupações norte-americanas sobre a independência energética. A Administração de Informações Energéticas dos EUA (EIA, na sigla em inglês) acredita que o país será um exportador líquido de gás em 2017.

Em anos recentes, o departamento de Energia emitiu licenças para seis projetos de exportação de gás de longo prazo nos Estados Unidos, os quais eventualmente vão ter capacidade para vender até 240 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Ao mesmo tempo, a indústria de petróleo norte-americana tem feito lobby para suspender as barreiras às exportações, na expectativa de que a abertura de novos mercados eleve os preços.

“Somos o maior mercado do mundo, o maior importador de energia do mundo, portanto acreditamos que somos um destino importante para qualquer exportador”, disse Sefcovic.

Trevor Kincaid, porta-voz do Escritório de Representação Comercial dos EUA, afirmou que o país ainda não tomou uma decisão final sobre a inclusão de um capítulo sobre energia no acordo. “Os Estados Unidos não decidiram sobre o assunto, sobre se ele deve ser tema de um capítulo específico ou se regras gerais para todos os outros setores serão aplicáveis”, disse.

Sefcovic lidera o esforço da União Europeia para criar uma “união energética” entre os 28 países-membros. Além de buscar fornecedores alternativos à Rússia, que atualmente fornece um terço de todo o gás consumido no bloco, ó esforço inclui quebrar as duradouras barreiras entre os mercados nacionais de energia da UE.

Na segunda-feira, Sefcovic inicia uma rodada de conversas que o levará a 18 países membros da União Europeia até o final do ano.

Até a chegada do verão europeu, a Comissão Europeia, órgão executivo do bloco, deve revelar planos para examinar o mercado de eletricidade do bloco, incluindo novas conexões que cruzam fronteiras, chamadas de “interconectores”, os quais podem ajudar a suavizar os altos e baixos da produção de energia renovável e reduzir preços aos consumidores. 13

Precisamos de uma ação mais rápida dos Estados-membros, onde, muitas vezes, especialmente quando se trata de interligações, nem sempre é fácil fazer com que dois ou três países se movam ao mesmo tempo”, declarou Sefcovic. “Essa deve ser uma área na qual agências de cooperação podem ter um papel muito mais forte para superar as diferenças nacionais”, completou.

Fonte: Dow Jones Newswires

 


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PETRÓLEO – Projetos adiados ou cancelados.

 

 

 

Queda do petróleo segura US$ 100 bi em novos projetos

 

Mais de US$ 100 bilhões em gastos com novos projetos de empresas de energia no mundo foram impactados negativamente, adiados ou cancelados, após a forte queda do preço do petróleo, numa evidência de que as drásticas decisões da indústria reduzirão a produção nos próximos anos.

Diversas empresas, entre as quais a Royal Dutch Shell, BP, ConocoPhillips e Statoil estão entre as primeiras a decidir reduzir os gastos de capital antes previstos para 26 grandes projetos em 13 países, segundo análise encomendada pelo “Financial Times”.

Os adiamentos e cancelamentos, muitos deles divulgados discretamente nas últimas semanas e meses, acontecem em meio a uma retração mais ampla num setor onde milhares de pessoas perderam seus empregos e que resultou numa desaceleração no boom do xisto nos EUA.

A pesquisa da consultoria Rystad Energy mostra que os produtores focaram algumas das áreas de maiores custos, o que resultou no adiamento do desenvolvimento de nove projetos em areias petrolíferas canadenses, cada uma delas com investimentos previstos de US$ 1 bilhão a US$ 10 bilhões. “A área individual mais impactada é o oeste do Canadá”, disse Alastair Syme, analista de energia do Citigroup. “É uma área no mundo exterior ao do xisto americano onde as empresas estão realmente cessando os investimentos previstos”.

Após atingir US$ 115 por barril em junho, o preço do petróleo caiu para um mínimo de US$ 45 em janeiro, quando o crescimento da produção do petróleo de xisto americano e a queda da demanda na Ásia produziram excedentes no mercado. O declínio se acelerou depois que a Opep, liderada pela Arábia Saudita, decidiu não cortar a produção para sustentar os preços. O petróleo bruto, a partir de então, subiu para cerca de US$ 66.

Apesar de o impacto do total de US$ 118 bilhões em investimentos sustados vá ser distribuído por vários anos, o adiamento dos gastos com tais projetos retardará a produção futura de até 1,5 milhão de barris por dia – ou cerca de 2% da produção mundial de petróleo em 2013 – para dois anos após o planejado, disse Rystad. Os dados dizem respeito apenas a projetos com reservas equivalentes a pelo menos 50 milhões de barris.

Os adiamentos já anunciados podem ser apenas o início de uma grande onda. O Goldman Sachs identificou 61 novos projetos, mais de metade aguardando aprovação final, como sendo não rentáveis a um preço do petróleo em US$ 60 o barril, colocando em risco mais de US$ 750 bilhões de gastos de capital e 10,5 milhões de barris por dia de pico de produção.

Michele della Vigna, do Goldman disse que em 17 países, entre os quais Angola, Nigéria, Austrália e Argélia, os investimentos em projetos cairão mais de 50% entre agora e 2020, assumindo que os preços permaneçam baixos.

Dos projetos que Rystad disse terem sido adiados ou cancelados, um dos maiores envolve a usina Seta de gás natural liquefeito da Shell na Austrália, correspondente a quase um quarto do investimento total suspenso. A lista também envolve vários projetos de petróleo “pesado”, onde a extração assemelha-se mais a operações de mineração do que a perfuração convencional. Carlos Cabrera, CEO da Ivanhoe Energy, disse que o seu projecto Pungarayacu, no Equador, foi suspenso em parte porque “a queda abrupta do preço do petróleo” tinha tornado economicamente inviável a

produção de, possivelmente, 2 a 3 bilhões de barris.

Outros dados ilustram a rapidez com que as companhias petrolíferas reagiram ao colapso do preço do petróleo. De acordo com o Morgan Stanley, que analisou os indicativos de gastos de capital de 17

mais de 120 empresas em 2015, esses investimentos deverão cair 25% neste ano, de US$ 520 bilhões para US$ 389 bilhões.

A severidade dos cortes nos investimentos de capital poderão resultar numa recuperação substancial no preço do petróleo tipo Brent. O banco acredita que em 2017 o preço do petróleo subirá de US$ 66 por barril para US$ 85.

Fonte: Valor Econômico