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DECLÍNIO NA PRODUÇÃO MUNDIAL DE PETRÓLEO.

 

Produção mundial de petróleo começa a fraquejar

 

Os Estados Unidos e os membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo inundaram o mercado mundial com petróleo, derrubando os preços. Mas essa abundância está mascarando o declínio da produção em áreas — desde a Colômbia até a Noruega e o norte da China — que os especialistas consideram vitais para o crescimento da oferta no longo prazo.

Em meio à forte queda nos preços do petróleo, empresas estão adiando ou cancelando projetos nessas regiões. No mundo todo, apenas seis grandes projetos petrolíferos foram aprovados em 2014, em comparação com uma média de mais de 20 por ano entre 2002 e 2013, de acordo com o Deutsche Bank.

A Agência Internacional de Energia, sediada em Paris, previu na sexta-feira que a oferta dos países que não são membros da Opep vai parar de crescer em 2016, com expectativa de queda na produção da Rússia, México, Europa e outros lugares.

As petrolíferas precisam repor entre 5% e 8% da produção de petróleo a cada ano simplesmente para compensar a queda na extração de poços antigos, estimam os analistas. Atualmente, isso significa pelo menos cinco milhões de barris diários. Depois que o mercado absorver o excesso disponível hoje, a queda na produção em áreas que não estiveram no centro das atenções nos últimos meses poderia empurrar os preços para cima nos próximos anos, prejudicando os consumidores e afetando o crescimento econômico, dizem investidores e executivos da indústria.

“Quando as empresas começam a cortar os orçamentos de exploração e deixam de desenvolver a próxima fronteira […] estão plantadas as sementes para o próximo mercado altista”, diz Virendra Chauhan, analista da consultoria britânica Energy Aspects.

A produção mundial de petróleo cresceu 5,5%, ou 4,9 milhões de barris diários, entre 2011 e 2014, de acordo com a AIE. A maior parte desse crescimento veio das formações de xisto dos EUA. Na maior parte do resto do mundo, a produção ficou estável ou caiu, ainda que o preço médio do barril girasse em torno de US$ 100 no período. As estatísticas de oferta incluem petróleo bruto, líquidos de gás natural e biocombustíveis, como o etanol. 28

Agora, com os preços internacionais do petróleo abaixo de US$ 60 o barril, as chances de lançamento de grandes projetos e a exploração de novos campos são mínimas, especialmente fora dos EUA e do Oriente Médio. Empresas ao redor do mundo cortaram US$ 130 bilhões em gastos com exploração e perfuração só para 2015, segundo a consultoria Wood Mackenzie.

Grandes petrolíferas, incluindo a Royal Dutch Shell PLC e a Chevron Corp., adiaram ou suspenderam projetos na Nigéria, Noruega e Ártico canadense. Em junho, a Petrobras reduziu sua meta de produção doméstica para 2020 em 33%, para 2,8 milhões de barris diários. A colombiana Ecopetrol SA também cortou sua projeção de longo prazo em cerca de 400 mil barris diários. Para 2020, ela espera agora produzir perto de 870 mil barris diários, em vez de 1,3 milhão.

Mas empresas locais informam que já começaram a sentir o impacto dos preços baixos do petróleo, e o número de trabalhadores da indústria começou a cair. Aqueles que ainda permaneceram na região estão gastando menos. “Nossas vendas caíram de 10% a 15% ” desde a segunda metade do ano passado, quando os preços do petróleo começaram a despencar, diz Laura Cote, gerente do único supermercado de Anzac.

No começo de junho, a Associação dos Produtores de Petróleo do Canadá cortou em 17% sua previsão para a produção do país em 2030, para 1,1 milhão de barris diários.

A AIE previu, em seu relatório de sexta-feira, que a produção dos não membros da Opep, com exceção dos EUA, vai recuar em cerca de 300 mil barris diários em 2016. O mercado global deve continuar com excesso de produção neste ano devido à produção robusta da Opep, estimou a agência. Ontem, porém, no seu relatório mensal, a organização reduziu sua estimativa de produção em 2015 em cerca de 100 mil barris diários, para 29,2 milhões de barris por dia, ou quase 2,2 milhões de barris por dia a menos que o grupo de 12 países-membros produziu em junho.

Os investidores não estão dispostos a serem pegos de surpresa outra vez, depois que muitos deles falharam em prever a queda de quase 50% nos preços do petróleo no ano passado. Os contratos futuros do petróleo nos EUA já se recuperaram um pouco desde março, quando atingiram as menores cotações em seis anos. Mas a recuperação perdeu força na semana passada devido a temores de uma contínua oferta excessiva por parte dos EUA e da Opep.

A direção do mercado nos próximos cinco anos poderia depender dos 47% de oferta que vem de fora dos EUA e da Opep. Dados precisos sobre a produção são difíceis de obter em alguns desses lugares, o que aumenta as incertezas. Até nos EUA, que publicam números precisos e atualizados, segundo especialistas, as estimativas de produção já foram revisadas para o alto em meses recentes, surpreendendo operadores do mercado.

Fonte: The Wall Street Journal


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Opep vê mercado de petróleo mais equilibrado em 2016

Opep vê mercado de petróleo mais equilibrado em 2016

 

O mercado global de petróleo deve ser mais equilibrado no próximo ano à medida que a China e os países emergentes aumentam seu consumo e enquanto a oferta de petróleo não-convencional da América do Norte e outras regiões cresce mais vagarosamente, disse a Opep nesta segunda-feira.

Em seu relatório mensal, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) disse que a demanda mundial por petróleo deve aumentar em 1,34 milhão de barris por dia (bpd) em 2016, acima do acréscimo de 1,28 milhão de bpd neste ano.

O crescimento da demanda mundial por petróleo deve superar qualquer aumento da oferta de países não-membros da Opep e de petróleo ultra-leve como o condensado, aumentando o consumo de petróleo bruto da Opep, disse a organização.

“Isso implicaria em uma melhora para um mercado mais equilibrado,” disseram no relatório economistas da entidade.

A Opep disse que espera que a demanda pelo seu próprio petróleo cresça em 860 mil bpd em 2016 para 30,07 milhões de bpd. No entanto, a entidade cortou a estimativa da demanda por seu petróleo neste ano em 100 mil bpd para 29,21 milhões de bpd.

Os preços do petróleo estão atualmente na metade dos vistos um ano atrás, com o Brent cotado a menos de 58 dólares o barril nesta segunda-feira, abaixo do pico de 115 dólares o barril registrado em junho de 2014

Fonte: Reuters

 


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PETRÓLEO – Preço é insustentável.

Preço do petróleo é insustentável, diz chefe da equipe energética da Shell

 

Para Wim Thomas, chefe da equipe de análise energética da Shell e membro do Conselho Mundial de Petróleo, o atual patamar dos preços de petróleo é insustentável e o cenário deve mudar em breve. ªCom certeza no final deste ano devemos ver a maré virar para os preços de petróleoº, diz. Em entrevista à Folha, ele afirma que nem a queda do Petróleo nem a crise da Petrobras mudam os planos da Shell para o país – a empresa está no pré-sal, por meio do consórcio que explora o campo de Libra. ªSão investimentos que vamos fazer de qualquer forma, para colher os resultados anos à frenteº, diz. Segundo Thomas, o Brasil voltará a crescer e está numa posição “única no mundo”, já que poderá escolher no futuro se desejará usar energia fóssil ou renovável.

Folha – O preço do barril de petróleo subiu um pouco nos últimos meses, mas ainda está longe do patamar verificado antes. É algo transitório ou as empresas terão de aprender a lidar com um novo cenário?

Wim Thomas – O problema começou com um excesso de oferta, acima do previsto. Tivemos baixa demanda no ano passado. Agora, o mercado em certo sentido está virando e veremos se ele estará mais equilibrado no final do ano. Até lá, provavelmente saberemos melhor como a produção de xisto nos Estados Unidos está respondendo, se a Opep [Organização dos Países Produtoresªde Petróleo] está m’dando de tática ou não. Mas com certeza no final deste ano devemos ver a maré virar para os preços de petróleo porque os níveis atuais serão insustentáveis para trazer uma nova oferta significativa para o mercado. Não estou falando da oferta da Opep, porque tem custo relativamente baixo. Mas há claro a oferta fora da Opep e do mercado de xisto, com custos mais altos, e que precisa de um preço maior para ser mantida.

O baixo preço do petróleo muda os planos da Shell para o Brasil? A empresa está no consórcio de Libra para explorar o pré-sal.

Nosso horizonte de investimento no Brasil é de longo prazo e, quando falamos em águas profundas e pré-sal, estamos falando na próxima década, quando os investimentos feitos hoje começarão a se pagar. Nosso cenário mostra que o mundo precisará de mais recursos de petróleo e gás nos próximos dez a vinte anos, com um grau de demanda significativamente presente, especialmente por parte das economias emergentes. E parte da solução será a produção do Brasil.

O uso em massa de energias alternativas ainda é uma questão de preço?

Altos preços ajudam mudar de alguma forma. De outro lado, no momento, em muitos países, a geração de energia renovável está sendo movida puramente por regras e apoio governamentais, subsídios do governo, etc. E essas políticas não mudam tão rapidamente e podem ser baseadas em razões de mudança climática, segurança nacional, ou motivos geopolíticos. Se não meu engano, hoje já se investe em renováveis cerca da metade do que se investe em petróleo e gás. Então podemos dizer que é uma indústria, com seu próprio tempo, seus próprios interesses. Nesse sentido, será interessante ver como flutuações no preço do petróleo também acabarão por forçar essa indústria a ser mais eficiente em termos de custo e geração. E, no final, isso vai beneficiar a todos.

O mercado de etanol no Brasil, que a Shell investe com a Cosan, teve altos e baixos nos últimos anos. O que se pode esperar de agora em diante?

Quando, o preço do petróleo se move, as pessoas pensam: bem, por que não devemos usar etanol? Isso é pensar numa lógica de forças competitivas normais. Mas muitos países têm exigências de mistura do etanol na gasolina, e esse volume é requerido independentemente do preço do petróleo. Isso já é um mercado para o etanol. O mundo precisará de mais energia nas próximas décadas, isso inclui biocombustíveis, sem esquecer do etanol de segunda geração. Apesar das flutuações de hoje, vemos que precisaremos de mais etanol e ele encontrará seu mercado no mundo. No Brasil, 11

especificamente, existe uma dinâmica de mercado toda especial em torno do etanol e do açúcar. Por outro lado, aqui a maior parte da água consumida na produção de cana vem da chuva, e não de lençóis freáticos. É, portanto, um cultivo mais sustentável. Esse é um dos motivos pelos quais a Shell investe no etanol brasileiro.

O senhor apresentará no Rio de Janeiro [em evento da Shell no dia 30 de junho] um estudo sobre as “Cidades do Futuro”. Por que essa visão é importante?

O estudo de cenários da Shell aponta que mais pessoas estarão vivendo em cidades no futuro. Há sete bilhões de pessoas no mundo e cerca de 50% já vivem em cidades. Até 2050 serão 9 bilhões e 3/4 vivendo em grandes concentrações urbanas. Isso significa construir uma nova cidade de 1,3 milhão ou 1,4 milhão de habitantes a cada semana pelos próximos 40 anos. É incrível pensar nisso e, claro, esse fluxo será gradual. No desenvolvimento de cidades, é muito útil entender que tipo e quanta energia as pessoas usarão, quão eficiente será a distribuição de água, comida e outros recursos essenciais. Para dar um exemplo, nas cidades mais compactas e mais eficientes, a necessidade de uma complexa malha de transporte é menor do que em metrópoles gigantescas como Houston, Los Angeles ou São Paulo. Há uma espécie de círculo virtuoso que se pode observar quando uma cidade começa a crescer. Se você cria a cidade atrativa para as pessoas, com bons parques, conveniências, serviços, isso atrai pessoas de outras áreas. Você atrai talentos, e as empresas começam a vir, criando uma engrenagem econômica. Se isso não ocorre, se o planejamento for mal feito, as pessoas começam a sair, as indústrias vão embora, e você tem o efeito reverso. Detroit viveu isso depois da crise. E está superando apenas agora. O que mostramos no suplemento Cidades do Futuro, do nosso estudo de Cenários, são algumas das melhores práticas de cidades como Cingapura e Hong Kong, por exemplo. E a mensagem é sempre de que boa governança, bons líderes, atuando de maneira inovadora e transparente e colaborativa com todas as partes interessadas. Isso inclui moradia acessível, transporte eficiente para manter carros particulares nas garagens, grades energéticas inteligentes. Num país tropical, por exemplo, a energia solar pode ser uma boa solução. Todas essas ideias estão aí, mas elas precisam ser planejadas de uma forma integrada, porque uma vez que você construa essa estrutura, talvez seja preciso décadas tentar uma mudança de rumo. O desafio é que, até 2050, 80% do consumo de energia estará nas cidades. Por isso, olhamos as melhores práticas.

O impacto da atividade humana na mudança climática, apontada por cientistas, vem sendo questionada por céticos. Há algo a ser debatido?

Os Cenários da Shell lidam muito com as questões da mudança climática. Quais são os caminhos que podemos ver para lidar com as emissões, e o que isso significa para para o aquecimento global. Nossos estudos indicam certa esperança, porque achamos que é técnica e economicamente possível descarbonizar o sistema global em grande parte até o final do século. Uma meta que chamamos de ªemissão líquida zeroº. Não significa que não vamos emitir mais, mas que haverá ações de compensação para equilibrar o sistema. Nossa empresa leva essas iniciativas muito a sério. Nosso CEO e os de outras companhias de petróleo e gás assinaram uma carta, que foi publicada no Financial Times, com o apelo de se adotar um sistema de preço e taxação de carbono como uma prévia da próxima reunião da COP 21 em Paris.

O Brasil está lidando com uma crise econômica e política. É possível pensar numa agenda de sustentabilidade nesse momento?

Sustentabilidade pode sempre ser incentivada. Ela tem uma definição bem ampla. Algumas pessoas consideram que se trata de desenvolvimento econômico contínuo, e até o carvão pode ter um papel a desempenhar nessa cadeia. Outros enxergam a sustentabilidade através das energias renováveis. Outros ainda veem muito mais como um busca de equilíbrio com a natureza, um foco mais ecológico e biológico, como redução no uso de pesticidas. No final, acho que sustentabilidade a ver com iniciativas que contemplem um equilíbrio com o ambiente, que não deixe poluição para trás, que deixe um sistema funcional para a próxima geração. E nós podemos fazer tudo isso. As tecnologias estão aí, muitas delas acessíveis. Mas às vezes as pessoas não pensam ou não se sentem 12

devidamente incentivadas a usá-las. Mas uma vez que nós como sociedade, a academia, todos juntos, decidirmos fazer, acho que será possível.

O momento econômico vivido pelo Brasil mudou a estratégia da Shell para o país?

Recessão é parte dos ciclos econômicos. Nossa visão é que o Brasil tem as pessoas, os recursos, e o crescimento econômico virá novamente. No nosso planejamento, vemos que nos próximos 15 anos a demanda por energia do Brasil dobrará. Nesse sentido, o Brasil está numa posição única. Como Brasil tem uma fonte de recursos enorme de energia renovável e agora também de combustível fóssil, a grande interrogação é qual será a decisão de política energética do Brasil para o futuro. Vai exportar petróleo e gás e ficar com uma composição de oferta doméstica que seja metade fóssil e metade renovável? Ficar com ¾ de combustível fóssil até 2050? Brasil está numa posição única, porque pode escolher o que deseja fazer. É uma pergunta agora é como esse quadro vai evoluir com o tempo, e que decisões o governo irá tomar nesse âmbito. Se você olhar o nosso portfolio de investimentos no país, a Shell está bem posicionada para contribuir, seja qual for a decisão.

A Shell está planejando investir em novas áreas de exploração na 13ª rodada?

Olhamos para todas as oportunidades em diversos países e as ranqueamos de acordo com atratividade econômica e aspectos técnicos, buscando maior competitividade. Então, se as áreas da próxima rodada forem atrativas, tenho certeza que olharemos para essa oportunidade com muita seriedade.

A Petrobras está vivendo um crise aguda e cortará investimentos. Como isso afeta o negócio da Shell no Brasil?

Nosso investimento tem horizonte longo. A maioria das empresas teve de recuar em planos de investimento esse ano, por causa do preço do petróleo. Mas como eu disse estou bastante confiante de que o preço do petróleo vai se recuperar em algum momento, e nosso principal projeto com a Petrobras ainda está em fase de exploração, são investimentos que vamos fazer de qualquer forma, para colher os resultados anos à frente. O que vemos mundialmente é que, quando uma companhia entra em crise, mas possui um corpo técnico de qualidade [como no caso da Petrobras], ela emerge ainda mais forte.

Fonte: Folha de S. Paulo

 


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MUDANÇAS NO MERCADO ENERGÉTICO MUNDIAL.

 

O que mudou no mercado energético mundial

 

O último BP Statistical Review of World Energy, lançado em Junho, mostra como alterações significativas nos níveis de produção e consumo de energia globais se refletem fortemente nos preços, no ‘mix’ de combustíveis e nas emissões de dióxido de carbono, também a nível global.

O documento dá conta de um significativo abrandamento no crescimento do consumo de energia primária global em 2014, apesar de o crescimento econômico mundial se ter mantido nos níveis de 2013. A subida foi de apenas 0,9%, a mais baixa desde a década de 90 (com exceção para o rescaldo da crise financeira de 2009) e aquém do crescimento de 2% registado em 2013. Ainda assim, o consumo atingiu níveis recorde em todos os tipos de combustível, com exceção para a energia nuclear.

As economias emergentes continuam a ser as que mais contribuem para o crescimento do consumo global de energia, mas com uma subida de apenas 2,4%, longe da média de 4,2% dos últimos dez anos. De notar que o consumo de energia chinês cresceu apenas 2,6%, o nível mais baixo desde 1998, apesar de a China continuar a ser, pelo décimo quarto ano consecutivo, o país com o maior crescimento do consumo de energia primária a nível mundial. Já na Europa, o consumo de energia apresentou um declínio de 3,9%.

Destaque para o facto de o petróleo continuar a ser o combustível líder a nível mundial, representando 32,6% do consumo global de energia, mas a perder quota de mercado pelo décimo quinto ano consecutivo.

Quanto ao consumo global de carvão, cresceu 0,4% em 2014, muito abaixo da média de 2,9% da última década, resultado sobretudo da estagnação do seu consumo na China, levando a que a quota de mercado deste combustível caísse para 30% do consumo de energia primária total. Também o consumo de gás natural se revelou fraco, a refletir um inverno europeu pouco rigoroso, representando este combustível 23,7% do consumo total de energia primária.

Quanto às fontes de energia renováveis – eólica, solar e de biocombustíveis – continuaram em alta em 2014, atingindo um recorde de 3% da energia primária total. Em níveis recorde esteve também a hidroelétrica, que passou a representar 6,8% do consumo global de energia primária total.

Produção em alta, preços e emissões em queda

Quanto à produção, aumentou para todos os combustíveis, exceto para o carvão, com o maior recuo a pertencer à China.

A 64.ª edição anual do BP Statistical Review destaca o impacto da revolução de xisto (petróleo não convencional) que continua em curso nos Estados Unidos, com este país a ultrapassar a Arábia Saudita enquanto maior produtor de petróleo do mundo, e a Rússia enquanto maior produtor mundial de petróleo e de gás. A produção total de petróleo aumentou 2,3%, mais do dobro do consumo, enquanto a produção de energia nuclear cresceu pelo segundo ano consecutivo, sendo a primeira vez que conquista quota de mercado desde 2009.

As alterações na produção e no consumo tiveram um forte impacto sobre os preços da energia. Os preços do petróleo caíram de forma acentuada, devido sobretudo à força da oferta, que fora da OPEP cresceu para níveis recorde, enquanto na OPEP estabilizou para manter quota de mercado. Também os preços do carvão caíram a nível global, enquanto os do gás deslizaram na Europa, mantiveram-se estáveis na Ásia e subiram na América do Norte.

Quanto às emissões de dióxido de carbono resultantes da utilização de energia, cresceram apenas 0,5%, o resultado mais baixo desde 1998 (com exceção para o rescaldo da crise financeira da última 18

década), a refletir a alteração do padrão de crescimento económico chinês para setores menos intensivos em energia.

Fonte: Diário Económico


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PETROBRAS -Recordes de produção no pré-sal em junho.

 

 

Informamos que a produção de petróleo e gás natural, no Brasil e no exterior, em junho de 2015, foi de 2 milhões e 746 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), 0,7% abaixo do volume produzido em maio (2 milhões e 766 mil boed) e 4,3% superior à produção de junho de 2014 (2 milhões e 633 mil boed).

Produção de óleo e gás no Brasil

A produção total de petróleo e gás natural no Brasil foi de 2 milhões e 553 mil boed, 0,1% abaixo do volume do mês anterior (2 milhões e 574 mil boed).

A produção exclusiva de petróleo no país foi de 2 milhões e 88 mil bpd, 1,1% abaixo da registrada no mês de maio (2 milhões e 111 mil bpd). Essa redução deveu-se, principalmente, à maior quantidade de paradas programadas para manutenção de plataformas no mês de junho.

A produção própria de gás natural no Brasil, excluindo o volume liquefeito, foi de 73 milhões e 886 mil m3/dia, 0,4% acima do total produzido em maio (73 milhões e 593 mil bpd).

Produção no pré-sal

Em junho, a Petrobras alcançou novos recordes de produção no pré-sal. No dia 26, a produção diária operada no pré-sal atingiu 811 mil barris de petróleo por dia (bpd), aumento de 1,1% em relação ao recorde anterior, obtido no dia 11 abril (802 mil bpd). A produção mensal operada também atingiu seu maior nível, alcançando 747 mil bpd, 2,9% maior que o volume obtido em maio (726 mil bpd).

Produção de óleo e gás no exterior

No exterior, foram produzidos 193 mil boed, valor equivalente aos 192 mil boed produzidos em maio, mantendo-se a boa performance das plataformas de Lucius e Saint Malo, localizadas no Golfo do México norte-americano.

A produção de óleo foi de 102 mil bpd, mesmo patamar dos 101 mil bpd no mês anterior, em razão do desempenho das plataformas mencionadas.

A produção de gás natural no exterior foi de 15,4 milhões m³/d, estável em comparação ao produzido no mês de maio, 15,3 milhões m³/d.

Fonte: Blog Fatos e Dados

 


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GN VERDE

Gás ao alcance de todos

 

A Sulgás acaba de obter no Instituto Nacional da Propriedade Industrial (INPJ) o registro da marca GN Verde, a ser utilizada no biometano que a empresa começará a comercializar no final do ano. Gerado na decomposição de resíduos e dejetos orgânicos, o combustível renovável será usado como alternativa ao gás natural de origem fóssil.

A intenção da Sulgás é levar o biometano a regiões do Estado que têm demanda por gás, mas ficam distantes da malha de distribuição da companhia. Para garantir a oferta, a empresa lançou, no inicio de junho, uma chamada pública que se encerra no dia 17 de julho para a aquisição de 200 mil metros cúbicos diários de biometano durante 20 anos.

Fonte: Zero Hora (RS)

 


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EUA – “Refratura” renova entusiasmo com o xisto nos EUA.

 

‘Refratura’ renova entusiasmo com o xisto nos EUA

 

A técnica, em si mesma, não é nada nova. Os trabalhadores do setor petrolífero do mundo inteiro são, há várias gerações, versados em seus princípios simples: identificar poços em processo de envelhecimento, de baixa produção, e alvejá-los com uma explosão de areia e água para aumentar o fluxo de petróleo. A ideia teve origem em algum ponto das planícies do Meio-Oeste americano, nos idos da década de 1950.

Mas, num momento em que os engenheiros de hoje começam a aplicar o procedimento aos poços horizontais abertos durante o surto de crescimento da fratura hidráulica, que tomou conta dos campos de xisto betuminoso americanos nos últimos dez anos, uma coisa mais poderosa, mais financeiramente gratificante, está acontecendo.

O curto período de vida útil desses poços, por muito tempo considerado talvez como o maior defeito isolado do setor de xisto, está sendo dilatado. As primeiras evidências dos efeitos da reestimulação sugerem que os campos podem, na verdade, conter reservas suficientes para durar cerca de 50 anos, segundo cálculos baseados em dados da consultoria Wood Mackenzie e da empresa de pesquisa financeira ITG Investment Research.

Se a expressão “fratura hidráulica” (“fracking”, em inglês) encontrou lugar no vocabulário dos americanos, na medida em que o país avança rumo à independência energética, a “refratura” (“refracking”), como alguns funcionários de plataformas marítimas começaram a chamá-la, pode estar próxima desse destino. E, para um setor que foi severamente criticado pela queda de 50% dos preços do petróleo bruto nos últimos doze meses, a descoberta do potencial da técnica – que custa uma pequena fração do montante investido no poço inicial – traz de volta um sentimento de esperança.

Os riscos são muitos, e vão desde canalizar inadvertidamente o petróleo de um poço adjacente até comprometer definitivamente um depósito inteiro. E o tamanho da amostra, até agora, não é suficientemente grande para ser conclusivo, mas as gigantes do setor petrolífero, como a Marathon Oil e a ConocoPhillips, não estão esperando para incorporar a refratura a suas operações de xisto.

Um estudo da Bloomberg Intelligence sobre cerca de 80 poços originalmente explorados na formação de Bakken, no Estado de Dakota do Norte, em 2008 ou 2009, e depois refraturados novamente, anos mais tarde, revela um nítido aumento da produção. Os poços produziram em média mais de 30% mais petróleo no mês que se seguiu à refratura do que depois de sua finalização original, segundo os analistas William Foiles e Peter Pulikkan.

Embora esses tipos de aumentos sejam importantes para as prospectoras convencionais, eles são decisivos no setor de xisto, onde a produção pode começar a cair dias depois do início da exploração de um poço. Empresas como a EOG Resources, a maior produtora de petróleo de xisto, reconheceram há muito que recuperam, de modo geral, apenas uma pequena fração do petróleo e do gás existente nos depósitos maiores e mais produtivos.

“Estamos assistindo a grandes mudanças na tecnologia de finalização, e tudo indica que elas só vão continuar”, disse R.T. Dukes, analista das áreas de exploração e produção de petróleo da Wood Mackenzie em Houston. Ele estima que existem cerca de 100 mil poços horizontais passíveis de serem reestimulados. “Por esses critérios, torna-se significativo.”

Até agora, foram feitas umas poucas centenas de refraturas de poços de xisto nos Estados Unidos, um número que, segundo previsão de Vincent, crescerá para pelo menos 3.000 nos próximos dois anos. E a IHS estima que elas virão a perfazer nada menos que 11% de toda a atividade de fratura hidráulica do país até 2020. 21

O processo de refraturar um poço não é tão diferente da fratura original. Água, areia e produtos químicos são empurrados poço adentro, para além das áreas anteriormente exploradas, a fim de criar novas fissuras ou de reabrir fendas da rocha já fechadas. É fácil as coisas darem errado. Se não for bem executada, a manobra pode tirar petróleo das zonas produtoras de outros poços, ou, pior ainda, acabar com um depósito. Há ainda a preocupação de alguns analistas de que a refratura se limite a acelerar o fluxo, sem aumentar o total real da produção ao longo da vida útil do poço. A EOG está entre as empresas relutantes em começar a usar o procedimento.

A refratura ainda está em seus “primórdios”, disse Robin Mann, dirigente mundial do grupo de avaliação de recursos naturais e assessoria do escritório de Houston da Deloitte. “Há sempre o risco de que se possa danificar o depósito ou criar interferência entre poços.”

Mas, num setor que tenta desesperadamente reduzir gastos depois que o petróleo caiu para menos de US$ 60 o barril, comparativamente aos mais de US$ 100 de um ano atrás, o baixo custo da técnica é muito atraente. Pelo fato de o primeiro passo do processo de fratura já ter sido dado – a prospecção da cavidade do poço -,as despesas correspondem a apenas uma pequena parcela do custo de cerca de US$ 8 bilhões necessário para explorar um novo poço.

A Sanchez Energy, uma produtora de petróleo sediada em Houston, prevê gastar entre US$ 1 milhão a US$ 1,5 milhão por poço quando começar a realizar suas primeiras refraturas de poço horizontal, daqui a alguns meses. O volume adicional de petróleo e gás que a técnica conseguirá extrair de cada um, por seu lado, pode valer, pela cotação do dólar do dia 5, até US$ 2,5 milhões, segundo Chis Heinson, vice-presidente-sênior e diretor operacional da empresa.

“É um preço tentador”, disse Heinson em entrevista no mês passado. “Havia um grande número de poços que, pelo que sabemos, foram finalizados originalmente com algo que poderíamos fazer melhor hoje. Isso é muito empolgante.”

Fonte: Valor Econômico


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PETRÓLEO – 13ª Rodada de Concessões.

 

 

Segundo agência reguladora, 17 empresas manifestaram interesse na próxima rodada de concessões de área de exploração e produção de petróleo; diretora avalia que leilão terá resultado ‘satisfatório’

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP) já recebeu manifestação de 17 empresas interessadas em participar da 13ª Rodada de concessões de área de exploração e produção. Segundo a diretora da agência, Magda Chambriard, as empresas são de oito países e já pagaram as taxas de participação para a rodada, marcada para outubro. O prazo para as inscrições se encerram no dia 11 de agosto. A avaliação da diretora é que o leilão terá resultado “satisfatório”, já que o cenário de preços internacionais de petróleo leva as empresas a atuar de forma “moderada”.

“Historicamente, as empresas deixam isso para o final. No entanto, já temos 17 empresas com manifestação de interesse feitas, de oito países. Com a depressão do preço do petróleo, todas as empresas nos disseram que serão extremamente moderadas, cautelosas nos seus portfólios e que priorizarão ações de maior retorno”, afirmou Magda após a audiência pública em que foram coletadas propostas e sugestões para aprimorar o edital e minuta de contrato para as futuras concessões.

A diretora indicou que preferia não criar expectativa quanto ao resultado do leilão, em função do cenário atual do setor. “Vamos vender algumas áreas, mas não sei se vamos vender todas. Até hoje não teve nenhum leilão em que vendemos todas as áreas. Acredito que teremos um leilão satisfatório”, afirmou Magda.

Ela comentou não ter ficado preocupada com o corte de investimentos de 40% anunciado pela Petrobras. “Não fiquei preocupada, acho importante andar para frente todos os dias”.

Outros leilões.

A diretora ainda comentou a expectativa de concorrência em relação ao leilão do México, que acontecerá na próxima semana. “Eles têm ativos muito diferentes dos nossos. Possuímos áreas já com esforço exploratório e produção real acontecendo, com portfólio grande de ativos em torno delas. Acho que há espaço para os dois”.

Sobre um novo leilão de áreas do pré-sal, antes sugerido para 2016, Magda ressaltou que ainda não há definição. “Se for 2017, você briga comigo? Se o petróleo cair de preço, acontece o que? Nesse momento, temos elementos e externalidades que não dependem de nós e que vão ser considerados”.

Conteúdo local.

Na audiência pública, as principais sugestões da indústria, representada pelo Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), se voltaram à revisões dos critérios de conteúdo local para a 13ª rodada. Uma das propostas era a retirada do critério de conteúdo local como elemento de classificação das propostas do leilão. Magda Chambriard descartou alterações nesse item, mas indicou que outros pontos da regra de conteúdo local poderão ser analisados e alterados. “No que for possível e no que julgar aderente à política e importante para o fomento da atividade, as posições serão acatadas”, afirmou.

Uma das questões em estudo é amenizar o impacto das variações de cotação de petróleo no mercado internacional sobre o custo total dos projetos, sobretudo em relação ao conteúdo local. “No passado, licitamos áreas com valor de petróleo que ensejava valor diário de afretamento de sonda ou plataforma. Se o preço dobra, a diária se altera muito e o peso desse elemento no conjunto total do projeto muda muito em relação à data do leilão. Essa é uma questão que vamos englobar no edital. Levar em conta uma diferença de pesos num projeto fruto de uma variação muito brusca do preço do petróleo brent”, afirmou Magda. 10

A diretora ressaltou que o modelo ainda será definido, mas que havia “recebido a indicação de que poderia adotar” o modelo de neutralidade. A cautela em relação a mudanças na política de conteúdo local, que chegou a ser defendida por integrantes da ANP e do Ministério de Minas e Energia (MME), foi reforçada após a presidente Dilma Rousseff dizer que não pretende rever os critérios estabelecidos. “A ANP não é um órgão formulador de políticas, mas implementador de política”, completou Magda Chambriard.

Fonte: O Estado de S. Paulo


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PETROBRAS NA ARGENTINA

Quatro grupos avaliam negócios na Argentina

 

Treze anos depois de instalar-se na Argentina, a Petrobras prepara-se para uma saída rápida do país vizinho. A companhia brasileira contratou um escritório em Buenos Aires especializado em aquisições e comunicou a quatro empresas locais a venda da totalidade de seus ativos, avaliados em mais de US$ 1 bilhão.

A principal candidata à compra dos ativos é a estatal YPF. Mas também receberam cartas que informam sobre a decisão da venda a Pan American Energy (PAE), a Pluspetrol e a Tecpetrol.

A PAE tem participação acionária dividida entre a British Petroleum (BP), que é majoritária, a chinesa Cnooc e uma família argentina. A Pluspetrol pertence a um grupo familiar argentino, mas o forte da sua atividade se concentra no Peru. A Tecpetrol é do*grupo Techint.

Segundo uma fonte ligada ao setor, as empresas estão agora em busca de financiamento ou organização do caixa para elaborar as suas ofertas, já que há grande interesse pelos ativos da estatal brasileira.

O mais interessante, sob o ponto de vista das empresas, segundo a fonte, é que o portfólio argentino da Petrobras funciona “de maneira integrada”. Além de numerosos, os ativos da companhia brasileira no país vizinho são variados. Há quase trinta reservatórios petrolíferos em Neuquén, em área próxima à região onde está Vaca Muerta, uma das maiores reservas de xisto do mundo.

Além disso, a Petrobras tem uma refinaria e petroquímicas em Bahia Blanca e Santa Fé, e uma rede de mais de 100 postos de serviço. A companhia brasileira tem, ainda, uma participação majoritária numa transportadora, a Gas dei Sur, e uma central térmica.

Nos últimos dias surgiu, na imprensa argentina, a possibilidade de outra empresa do país, a Companhia Geral de Combustíveis (CGC) também aparecer como candidata. A CGC pertence à Corporación America, do bilionário Eduardo Eurnekian. Esse grupo já fez negócios com a Petrobras.

Em abril a CGC comprou a participação acionária que a Petrobras tinha em 26 campos de petróleo e gás, na província de Santa Cruz, ao sul do país. Por meio dessa transação, que envolveu US$ 101 milhões, a empresa de Eurnekian, que já era sócia da Petrobras em várias dessas áreas petrolíferas, passou a controlar uma superfície de 11,5 quilômetros quadrados.

Na ocasião, o presidente da CGC, Hugo Eurnekian, anunciou que a empresa argentina tinha a intenção de investir mais de US$ 100 milhões nas áreas compradas porque havia “um grande potencial que não era totalmente aproveitado”. A Corporación America também investe em aeroportos brasileiros e recentemente comprou participação do empresário Eike Batista numa empresa de semicondutores, que passou a se chamar Unitec.

O negócio fechado com a CGC representou também a primeira venda de ativos da Petrobras desde que o escândalo que deflagrou a operação Lava-Jato veio à tona.

Em entrevista ao Valor, no fim de 2014, o presidente da YPF, Miguel Galuccio, mostrou grande interesse em fazer negócios com a Petrobras, sobretudo na área de gas. Não é de hoje que a YPF tenta se aproximar da Petrobras. A venda de ativos da companhia brasileira na Argentina já foi tema de conversas que aconteceram antes de a companhia brasileira envolver-se no escândalo de corrupção.

A proximidade da eleição presidencial na Argentina, em outubro, poderia ser outro motivo para a YPF acelerar a negociação para compra de ativos da empresa brasileira. Mas o fim do mandato de Cristina Kirchner não chega a representar um impedimento. A julgar pelas declarações de analistas 8

próximos aos candidatos à sucessão presidencial, é bem provável que a YPF, frequentemente apontada como exemplo de boa gestão entre as estatais do país, mantenha a atual estrutura no próximo governo.

Fonte: Valor Econômico

 

 


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PETROBRAS – Concorrência na venda de ativos.

PETROBRAS

Petrobras tem concorrência na venda de ativo

 

Em momento de excesso de ofertas de ativos no mercado global, a Petrobras se prepara para executar um programa de venda de ativos que pode atingir os USS 57,7 bilhões até 2018. Vai concorrer com gigantes do setor que estão reavaliando seus portfólios e colocando ativos à venda para fazer caixa. Juntas, Shell, Chevron, Total e Eni, por exemplo, esperam ter receitas de US$ 63,5 bilhões com vendas, o que pode dividir com a Petrobras a atenção dos investidores.

Contudo, a estatal brasileira pode se sair bem se oferecer ativos que o mercado cobiça há muito tempo. É um jogo que o mercado vai acompanhar atentamente. E a estatal tem chances de se sair bem mesmo nesse cenário adverso.

Apesar da aparente competição na venda de ativos, o presidente da Shell, Ben Van Beurden, explicou ao Valor que não é possível fazer esse tipo de raciocínio. Ele explicou que a própria Shell pode comprar ativos onde achar necessária uma complementação depois da fusão com a BG.

Outro ponto que reforça a possibilidade de a Petrobras não competir com os ativos da Shell é que enquanto a brasileira está disposta a vender ativos em fase de exploração e produção tanto no mar como em terra, no Brasil e no exterior, a anglo-holandesa pode se desfazer de ativos não-convencionais, consideradas não tão atraentes com os atuais preços do petróleo.

De qualquer modo, apesar dos planos de venda de ativos, Van Beurden afirmou que a Shell continuará investindo mais de US$ 30 bilhões anuais e não descartou a possibilidade de analisar ativos da Petrobras. Outro ponto a favor da brasileira é o perfil diferente de ativos que serão oferecidos ao mercado pelas duas companhias. Os compradores podem não “competir” entre si, já que a empresa interessada em campos de “shale gas” ou “tight oil” nos Estados Unidos tem perfil e robustez econômica diferente da interessada em ativos “offshore” na Bacia de Campos. 5

Levantamento do Valor mostra que o programa da brasileira é superior aos planos de venda de ativos de gigantes do setor. Supera projeções de empresas como Chevron (US$ 15 bilhões entre 2015 e 2017), Total (US$ 10 bilhões entre 2015-2017), Eni (US$ US$ 8,5 bilhões entre 2015 e 2018) e Shell, uma das maiores vendedoras do mercado, que prevê US$ 30 bilhões de 2016 a 2018.

Com venda de ativos abaixo dos patamares das grandes petroleiras nos últimos anos, a Petrobras deve sair de uma posição de coadjuvante para se tornar uma vendedora com posição de destaque no mercado global. Só para o biênio 2015-2016, são esperados US$ 15,1 bilhões, praticamente o dobro das receitas de US$ 7,56 bilhões que a estatal obteve com a venda de ativos de 2013 a 2014.

Para Paulo Coimbra, sócio da área de Óleo e Gás da KPMG, a Petrobras possui ativos interessantes e que já têm despertado a atenção de investidores. Segundo ele, a depressão do preço do barril tende a desvalorizar os ativos e, com isso, exigir esforços maiores para que a Petrobras alcance suas metas. Por outro lado, destaca, a queda do petróleo pode ajudar a estatal a encontrar compradores, sobretudo investidores financeiros.

“Há hoje uma queda no preço do barril e uma queda adicional pela desvalorização do real. Do ponto de vista do investidor, cria-se ambiente interessante”, avalia.

Já para Paulo Pinho, ex-diretor de Desenvolvimento de Negócios da BP e hoje ^proprietário da Mel Consultoria, a Petrobras precisará calibrar bem a oferta de seus ativos. Na avaliação do consultor, a brasileira não poderá se limitar a ofertar campos maduros, como Bijupirá e Salema, e terá de recorrer a projetos mais atrativos se quiser alcançar as receitas prometidas.

Pinho cita uma eventual venda de uma fatia de 10% em Libra como exemplo de negócio atrativo e destaca que campos maduros com reservas inferiores a 200 milhões de barris não devem gerar receitas expressivas. “Não é uma tarefa fácil vender esse volume todo diante dos preços deprimidos do barril e do histórico de intervenção governamental no mercado nos últimos anos. O esforço terá de ser imenso”, disse Pinho.

O consultor David Zylbersztajn, ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), destaca a atratividade de alguns ativos da Petrobras, como a Brç Distribuidora, mas defende que ia estatal precisa resolver com o governo a questão do controle dos preços dos combustíveis para tornar o negócio atraente. “A venda da BR, de refinarias e de termelétricas a gás são exemplos de áreas de alto risco-governo. Não adianta só colocar ativos a venda. O governo precisa dar garantias de que não haverá interferências.”

O programa de venda de ativos da Petrobras é considerado “agressivo”. Para se ter uma dimensão do tamanho das projeções desse programa, a companhia espera obter receitas com vendas de ativos maiores que os cerca de US$ 45 bilhões que a BP obteve desde 2010, num dos esforços de venda mais robustos dos últimos anos, para fazer frente às multas pelo acidente de Macondo, no Golfo do México.

A meta da Petrobras está acima também do histórico recente do mercado. Dentre as cinco maiores petroleiras de capital aberto do mundo, segundo a Petroleum Intelligence Weekly (Exxon, Shell, BP, Gazprom e Chevron), apenas a Shell vendeu ativos em 2014 mais que o planejado pela Petrobras.

Comprometida no primeiro semestre com a divulgação do balanço auditado de 2014 e com a revisão do plano de negócios, a Petrobras, no entanto, avançou pouco. Este ano, a estatal fechou duas operações, num total de US$ 126 milhões: a venda dos 20% dos campos de Bijupirá e Salema, para a Petro-Rio (US$ 25 milhões), e a venda de seus ativos de exploração e produção na Bacia Austral, Argentina, para a Companhia Geral de Combustíveis (US$ 101 milhões).

O montante ainda é tímido se comparado com as vendas anunciadas pelas petroleiras globais. Apenas com a negociação de sua fatia de 50% na refinaria australiana Caltex, a Chevron, por 6

exemplo, pretende arrecadar US$ 3,6 bilhões. Já a Shell anunciou receitas de US$ 2,2 bilhões com a venda de ativos só no primeiro trimestre.

Fonte: Valor Econômico