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GÁS NATURAL – Total acusada de manipular os preços.

A Comissão Regulatória de Energia dos EUA acusou a petroleira francesa Total de manipular o preço do gás natural no sul do país entre junho de 2009 e junho de 2012.
De acordo com um comunicado publicado hoje pela comissão, operadores da subsidiária da empresa em Houston, no Texas, conduziram durante os três anos um esquema em que operações no mercado físico foram feitas para mexer com os preços de forma que beneficiasse as posições relacionadas da Total em pelo menos 38 ocasiões.
As acusações são as mais recentes feitas pela comissão contra manipulação nos mercados de gás e energia dos EUA. Nos últimos anos, o órgão regulador abriu casos contra o JPMorgan Chase, o Barclays e o Deutsche Bank.
No mês passado, a BP foi considerada culpada por um esquema similar conduzido em 2008. Advogados da comissão pediram multas de quase US$ 50 milhões pelo abuso de mercado, embora análises tenham mostrado que a atividade rendeu para a companhia menos de US$ 250 mil. A BP nega qualquer ato irregular e apelou contra a decisão.
A comissão não deu detalhes sobre o valor que a Total pode ter obtido com o suposto esquema nem sobre a potencial penalidade que ela pode sofrer. A companhia não respondeu imediatamente a pedidos de comentários.
Fonte: Estadão Conteúdo


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GNL – Mercado de GNL: Risco ou oportunidade para o Brasil?

Mercado de GNL do futuro: risco ou oportunidade para o Brasil?

Por Yanna Clara *
O mercado de gás natural brasileiro depende fortemente de importações. Em 2014, o gás importado totalizou 52% da oferta nacional, resultado bastante influenciado pelo despacho contínuo das térmicas que vem ocorrendo desde 2012. As importações são provenientes principalmente da Bolívia, mas o Gás Natural Liquefeito (GNL) vem assumindo papel importante no suprimento do energético.
A perspectiva é que a importação de GNL no Brasil se intensifique, devido a incertezas quanto ao futuro do fornecimento de gás boliviano com o término do contrato em 2019, assim como a incertezas do gás proveniente do Pré-Sal. Com o GNL se firmando no mercado energético brasileiro, torna-se crucial uma avaliação da posição do Brasil dentro do contexto internacional.
A atual configuração do mercado internacional de GNL e tendências para o futuro
O gás natural corresponde a aproximadamente 25% da demanda energética mundial, dos quais 10% são supridas via GNL. O GNL cresceu mais do que qualquer outra fonte de gás natural do mundo – uma média de 7% ao ano desde 2000, o que resultou em uma perspectiva de maior integração e flexibilidade para importantes mercados mundiais (IGU, 2015).
Atualmente, existem 38 plantas de liquefação de gás natural em 21 países. O Oriente Médio possui a maior parcela da capacidade de liquefação mundial, com 34% do total, sendo 25% proveniente somente do Qatar, o maior exportador do energético no mundo.
Com esta posição dominante, o Qatar atua como “swing supplier” entre o mercado Asiático e Europeu. Com sua localização geográfica privilegiada e equidistante aos mercados europeus e asiáticos, o Qatar consegue arbitrar e vender para a região que oferecer maior preço no mercado spot. Dessa forma, o país consegue exercer seu poder de mercado: ao vender GNL para Europa, o Qatar consegue manter os preços na Ásia mais elevados (Fattouh et al, 2015).
Fonte: Elaboração Própria com dados do IGU.
Pelo lado da demanda, a região do Pacífico Asiático é a maior consumidora do energético atualmente. O maior país importador de GNL é o Japão, que teve sua estrutura energética fortemente afetada após o acidente nuclear de Fukushima, em 2011, que resultou no desligamento de todas as
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plantas nucleares. Dessa forma, o país se tornou altamente dependente de importações de GNL para suprir sua demanda elétrica.
A Europa é a segunda maior região consumidora de GNL, em países como Reino Unido, Espanha e França. Certos países da Europa são altamente dependentes de importações de gás natural provenientes principalmente da Rússia, Argélia e Noruega.
Nos países da Ásia e Ásia Pacífico, a maior parte da demanda é suprida por contratos indexados ao petróleo e de longo prazo com alguma importação complementar do mercado spot (Ver Colomer, 2015). Desde 2011, com o desastre de Fukushima, o comércio spot se intensificou, elevando consideravelmente seus preços (como podemos observar no gráfico abaixo, que apresenta os preços de GNL no Japão e no Brasil).
Desde o início do ano de 2015, os preços de GNL vêm caindo progressivamente. São algumas razões conjunturais que levaram a este resultado: (i) a queda abrupta do preço do petróleo, reduzindo o valor do GNL indexado a este; (ii) a demanda estagnada dos países europeus; e (iii) a demanda chinesa menos promissora do que o esperado. O resultado foi uma aproximação dos diversos preços de GNL ao preço do hub europeu, o NBP.
Comparação entre preços internacionais de gás natural – 2001-2015 (US$/MMBtu)
Fonte: Elaboração Própria com dados do MME, Indexmundi e EIA.
Existem incertezas para o futuro do mercado de GNL tanto pelo lado da oferta como da demanda, que deverão impactar os preços futuros. Primeiramente, existem diversos projetos de plantas de liquefação em vários países, que irão incrementar fortemente a oferta mundial do energético. Atualmente, são aproximadamente 74 projetos identificados nos EUA, Canadá e Austrália, alguns já próximos de alcançarem o FID (Final Investment Decision). Destes, 15 projetos estão em construção e irão adicionar 127 MTPA (aprox. 473 MMm³/d) de capacidade entre 2015 e 2019 (IGU, 2015). Esses projetos representam 42% da capacidade atual de liquefação e aproximadamente metade do volume comercializado em 2014, o qual alcançou o patamar de 241 MTPA (aprox. 898 MMm³/d).
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São dois os desdobramentos importantes relativos ao cenário de incremento de oferta: (i) o Qatar perderá poder de mercado pela diversificação de players; e (ii) com a entrada do shale gas no mercado internacional, os preços tenderão a ser mais competitivos.
Pelo lado da demanda, dois fatores serão determinantes das condições futuras do mercado de GNL. A Europa vem diminuindo seu consumo de gás natural lentamente e pode vir a não substituir o gás russo pelas importações de GNL. Outro fator são as mudanças no mercado asiático, principalmente Japão e China.
A demanda de gás da Europa diminuiu de 2013 para 2014, devido a alguns fatores que podem ser mantidos e intensificados no curto e médio prazo: (i) mudança de algumas térmicas para o uso do carvão em substituição ao gás, devido o preço mais competitivo deste energético; (ii) o subsídio aos renováveis também deve retirar o mercado do gás natural na geração elétrica; (iii) a estagnação da economia europeia. Com a manutenção de tais fatores, a demanda de GNL pode vir a crescer menos do que o esperado nos próximos anos nos países europeus.
A Europa tem capacidade de regaseificação suficiente para substituir o gás russo, no entanto, os contratos com a Rússia são de longo prazo (até 2025) e seus preços são relativamente mais baixos se comparados ao GNL (Bordoff & Houser, 2014). Ou seja, é provável que o GNL não vá conseguir substituir o gás russo e se tornar um energético mais bem posicionado na matriz europeia. No entanto, é possível que um mercado de GNL mais competitivo, permita que a Europa pressione a Rússia por condições mais vantajosas em seus contratos.
No mercado asiático, o Japão iniciou o processo de religação das usinas nucleares do país, o que irá diminuir progressivamente sua necessidade de importar gás natural. Em contraponto, a China, apesar de estar crescendo aquém do esperado, deve continuar em trajetória de ascensão, necessitando cada vez mais do energético. O contrato assinado com a Rússia para o suprimento de gás natural a ser iniciado em 2019, porém, gera incerteza sobre a demanda de GNL naquele país.
A configuração do cenário descrito acima acarretaria em uma sobreoferta de GNL no médio prazo, tanto pela abundância de oferta proveniente dos novos projetos de liquefação em construção, como por uma demanda mais enxuta. Isso significa, no médio prazo, os preços do mercado spot vão continuar baixos, mantendo a tendência atual.
Nesse mesmo sentido, os preços de contratos de longo prazo também devem seguir em patamares baixos. Esses contratos vão continuar dependendo do preço do petróleo, o que significa que continuarão pressionados pelo Brent, não por condições de oferta e demanda de GNL. Como as projeções do Brent são bastantes conservadoras [1] para o futuro, espera-se que os preços do GNL mantenham-se igualmente em patamares mais baixos.
Nesse novo cenário de abundância do energético, novos contratos tendem a ser mais diversificados, como o caso dos contratos de GNL provenientes do shale gas americano que deverão ser indexados ao Henry Hub. Não só quanto ao indexador devem ser as mudanças, algumas cláusulas, como a de take-or-pay, devem se tornar mais flexíveis e vantajosas para os clientes. Com a diversificação dos contratos, espera-se que o mercado torne-se mais dinâmico, acarretando em uma maior convergência entre os preços do gás natural (Bordoff & Houser, 2014).
O cenário de médio prazo é de sobreoferta com pressão sobre os preços, porém no longo prazo, alguns projetos podem ser cancelados devido aos baixos preços do GNL, que não mais cobririam o valor do investimento em projetos greenfield, como é o caso de alguns dos projetos da Austrália e Canadá. Dessa forma, o mercado poderia se equilibrar em termos de oferta e demanda.
Consequências para o mercado brasileiro
O Brasil importa GNL com o objetivo principal de suprir a demanda de gás para geração elétrica. Devido à particularidade do despacho termelétrico brasileiro, é essencial que a oferta de gás natural
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para esse segmento seja flexível. Essa flexibilidade só é possível nos campos de gás não associados ao petróleo, uma vez que campos associados vão produzir gás como uma consequência da produção de petróleo. Como 72% da produção nacional de gás natural é de campos associados, houve a necessidade de se buscar maior flexibilidade na oferta de gás natural através da importação de GNL.
O GNL importado pelo Brasil é negociado no mercado spot, ficando exposto à alta volatilidade do mercado. Analisando o gráfico abaixo, no qual observamos o preço por cargo do GNL importado pelo Brasil no último ano, fica visível a diferença de preços entre estes. Mesmo com a queda do preço nos últimos meses, um dos cargos chegou ao dobro do preço médio atual, alcançado o valor de US$ 14 / MMBtu.
Preço FOB de importação de GNL no Brasil (Preço por cargo) – 2014-2015 (US$ FOB/MMBtu)
Fonte: Elaboração Própria com dados do MME.
Diante de um cenário de maior competitividade e, por consequência, preços internacionais reduzidos, o Brasil acaba se beneficiando com as mudanças previstas para o mercado de GNL no médio prazo. O novo panorama internacional pode viabilizar contratos de longo prazo com maior flexibilidade e cláusulas mais vantajosas para o caso específico brasileiro. Mesmo se a escolha for a manutenção das importações pelo mercado spot de GNL, os preços serão mais vantajosos, competindo inclusive com o preço do gás importado da Bolívia.
A maior questão, no entanto, é a competitividade com o próprio gás nacional. Um preço internacional mais barato de GNL é um grande desincentivo aos investimentos para a oferta doméstica de gás, especialmente dos recursos não associados e em terra. Nesse sentido, as mudanças no mercado de GNL representariam um risco para o desenvolvimento da indústria de gás natural nacional, ao impedir a viabilidade econômica de determinados projetos.
A dependência externa por si só já é um risco para a segurança energética do país, principalmente em um mercado como o do GNL, com tantas incertezas para o futuro e um histórico de alta volatilidade. No médio prazo a intensificação das importações de GNL pode ser a melhor solução e a economicamente viável, porém no longo prazo a dependência externa de um energético com tamanha importância como o gás natural pode trazer mais riscos que benefícios.
Referências:
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IGU (2015). World LNG Report – 2015 edition.
Fattouh, B; Rogers H.; Stewart, P. (2015) The US shale gas revolution and its impact on Qatar’s position in gas markets. Center on Global Energy Policy, Columbia University, NY.
Bordoff, J & Houser, T. (2014) American Gas to Rescue? The impact of US LNG exports on European security and Russian foreign policy. Center on Global Energy Policy, Columbia University, NY.
[1] O EIA vem realizando atualizações de sua projeção do Brent para o curto prazo para níveis cada vez mais baixos. No começo de 2015, a projeção era que o preço voltaria a patamares de US$ 75 por barril. Já em sua última atualização, em agosto, o Departamento espera que o preço fique por volta de US$ 60 por barril para o mesmo período.
*Yanna Clara é Pesquisadora associada do Grupo de Economia da Energia
Fonte: Blog Infopetro


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BRASIL – Desafios das energias eólica e solar no Brasil.

O crescimento e os desafios das energias eólica e solar no Brasil

Energia eólica gerou 40 mil empregos diretos e indiretos em 2014. Já a energia solar não cresce tão vertiginosamente. Sol responde por apenas 0,01% de toda a energia do Brasil.
Onde há vento, não há crise. A energia eólica ostenta números que contrastam com o momento difícil da economia. Só no ano passado, o setor gerou 40 mil empregos diretos e indiretos. E deve gerar mais 200 mil para dar conta de todos os projetos. Nos próximos quatro anos, serão 66 bilhões em investimentos em todo o Brasil, já garantidos por contrato.
Em apenas cinco anos, foram construídos 285 parques eólicos no Brasil, a maioria no Nordeste. Só o Rio Grande do Norte responde por 34% de toda a capacidade instalada no país. E hoje não resta dúvida de que foi a força do vento que impediu o racionamento de energia no Nordeste.
O crescimento da energia eólica também ajuda na economia da região. Hoje, 2.400 famílias, na maioria dos casos de baixa renda, recebem em média quase R$ 2.300 por mês, graças aos movimentos dos aerogeradores.
Sol responde por apenas 0,01% de toda a energia do Brasil
Já a energia solar não cresce tão vertiginosamente, e o aproveitamento pleno dessa matriz energética permanece no escuro. O Sol responde hoje por apenas 0,01% de toda a energia do Brasil. Uma realidade que começou a mudar com os leilões de energia que abriram espaço para o Sol na matriz energética.
O primeiro foi realizado no final do ano passado. O segundo, no último mês de agosto. Somados os resultados, foram contratados até o momento mais de dois mil megawatts em capacidade instalada, o suficiente para abastecer um milhão de residências ou 4 milhões de pessoas. Os investimentos previstos são de R$ 8,4 bilhões e compreendem a instalação de 61 usinas solares até 2017.
A maioria dos equipamentos solares é importada. Para estimular a indústria nacional, os investidores interessados em obter financiamento do BNDES deverão utilizar módulos fotovoltaicos montados inteiramente no Brasil. As molduras de alumínio que envolvem as placas fotovoltaicas também deverão ser fabricadas por aqui, assim como o suporte dos módulos solares e os componentes elétricos que fazem parte do kit.
Clique aqui para assistir à matéria.
Fonte: G1 — Globo News


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PLANEJAMENTO ENERGÉTICO NACIONAL.

Por Ricardo Junqueira*
O planejamento energético nacional carece de uma estruturação mais assertiva no longo prazo. Precisamos seguir exemplos de mercados mais maduros, como o norte-americano e o alemão.
Nestes países, órgãos governamentais, iniciativa privada e agentes bancários trabalham em projetos de geração em um amplo horizonte – muitas vezes, por quase uma década – para equacionar e viabilizar leilões, licenciamentos, logística e crédito. Assim, permitem a concretização de empreendimentos com foco no balanço entre oferta e demanda e um parque sólido diversificado para suprir todo sistema, os possíveis despachos fora de ordem de mérito e questões relativas à segurança nacional.
Há forte incentivo para isso nestas localidades. Por exemplo, pelas regras vigentes nos Estados Unidos e aperfeiçoadas ao longo dos últimos 20 anos, empresas que vendem excedente energético de usinas próprias recebem o mesmo valor pago pela energia que consomem na rede. Além disso, têm 30% de desconto em impostos. Estes fatores têm impulsionado a fonte fotovoltaica.
Estima-se que até 2019 a energia solar atenderá 9,7% da demanda americana – 30 vezes mais do que a parcela atual. Esforço semelhante em outros países ajudou a quadruplicar a capacidade de geração global das placas fotovoltaicas desde 2010.
Embora ainda represente apenas 0,8% da matriz elétrica mundial, a energia solar hoje se tornou a fonte que mais cresce. No Brasil, essa proporção é ainda baixa – não passa de 0,01% da matriz nacional. Na Alemanha, maior produtor mundial de energia solar, a produção extra gera um crédito com a distribuidora que pode ser utilizado em até 36 meses. Todas estas medidas impulsionaram as economias locais em uma escala próxima de 1,5% ao ano na última década.
Para seguirmos estes passos, devemos priorizar o restabelecimento de uma meta de desenvolvimento de novas matrizes na geração base e emergencial de energia, reduzindo dependência de 70% da cadeia hídrica, que possa garantir o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) igual ou maior que a taxa média histórica.
É importante entender que não passamos por um fenômeno climático fora da curva. A frequência de uma seca simultânea no Norte e no Sul do país ocorre historicamente em espaços médios de duas décadas, com recuperação dos reservatórios entre 3 e 4 anos. Hoje, diante do déficit verificado no histórico hidrológico, será necessário de 15 a 20 GW para o PIB se estabelecer em um patamar acima dos 3% ao ano.
Portanto, no Brasil, faz-se relevante a implementação de uma agenda futura para realização de leilões A-5, A-7 e A-9 para diferentes fontes. Nesta estrutura seria possível avaliar mais criteriosamente as usinas inscritas, estabelecer prioridades por matriz, garantir financiamento e licenças, bem como gerenciar estudos da necessidade regional de usinas por submercados. Estas ações ocorreriam de forma simultânea e organizada.
A exigência de certificação de rating de projetos, conjuntamente com a análise de crédito de um banco repassador, também seria fundamental para que o acesso ao financiamento de longo prazo passe a ser automático.
Na ambiência operacional, ainda devemos fomentar a aplicação de fontes mais estáveis e naturalmente prontas para abastecimento em larga escala, caso das termelétricas a gás (GNL) que tenham capacidade instalada superior a 500 MW. Neste momento, estas térmicas só podem ser consideradas como complementares nos leilões e ter fornecimento firme de energia no máximo
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por um semestre. Nos outros 6 meses, somente sob despacho.
Tal colocação não é atrativa para um projeto de energia a base de GNL, que depende de fornecimento de gás programado e uma logística complexa de entrega do gás por meio de navios especializados. Quanto maior for o seu planejamento, mais em conta fica o fornecimento deste insumo.
A expectativa, caso tenhamos atividade industrial forte, é o crescimento da demanda por gás natural em 251% até 2050. Deverá chegar ao consumo de 218 milhões de m3 por dia, diante de potenciais perspectivas de ampliação da produção nacional. A participação do combustível na matriz energética brasileira passará dos atuais 7,6% para 11,2% neste período.
Toda esta conjuntura poderá permitir que um A-5 tenha entrega real de energia e desenvolvimento de usinas no período considerável de meia década. O prazo atual é bem mais curto: algo em torno de 3 anos e meio, que ocorre prioritariamente pela demora da assinatura de contrato da venda de energia e a inexistência de financiamento de qualquer espécie.
Também não devemos deixar de incentivar o desenvolvimento do mercado livre de energia e da geração distribuída, dois setores no mercado de energia que são destaques em todas as economias do mundo.
O primeiro, em economias europeias e nos EUA, responde por até 60% dos contratos de energia e garante a negociação qualificada para atender os consumidores industriais eletrointensivos. Por lá, entende-se que a melhor forma de reduzir o preço da energia elétrica para o consumidor final é fazer as companhias negociarem entre elas. Não basta apenas criar uma política de redução de custos.
A geração distribuída tem potencial para garantir uma oferta extra de 2GW até 2024 no Sistema Interligado Nacional, o que demandará investimentos aproximados de R$ 15 bilhões. A micro ou minigeração é um ato de empreendedorismo, que deve ser estimulado por suas inúmeras vantagens: diminuição das perdas associadas à transmissão e distribuição, minimização dos impactos e custos socioambientais, redução de custos dos projetos, entre outros aspectos.
Todos os agentes econômicos serão beneficiados por tais medidas, que ainda sinalizarão com uma exposição positiva para agências internacionais de rating e investidores estrangeiros interessados em aportar capital de longo prazo no Brasil. O segmento de energia não precisa somente resolver
entraves judiciais, mas identificar oportunidades, eliminar resultados imediatistas e ser direto em nossas prioridades.
*Ricardo Junqueira é sócio-diretor do Grupo Ático e membro do board da Bolt Energias.
Fonte: Valor Econômico


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PETROBRAS – Campanha exploratória de Libra.

Libra reflete efeitos da Lava-Jato, segundo a PPSA

O presidente da Pré-sal Petróleo SA, Oswaldo Pedrosa, disse ontem que os desdobramentos da Operação Lava-Jato estão sendo considerados dentro do planejamento da campanha exploratória de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, e que o consórcio, liderado pela Petrobras, trabalha para cumprir o conteúdo local do projeto. O executivo destacou, no entanto, que o pedido de “waiver” [uma isenção do cumprimento dos índices de nacionalização] é um direito das empresas responsáveis pelo desenvolvimento do campo e que não está descartado pelas sócias.
“Nos orientamos para não pagar multa, porque temos a obrigação legal de monitorar se os operadores estão cumprindo o conteúdo local, mas os contratos preveem ajustes, waiver. Isso tudo pode ser levado em consideração. O ajuste está no contrato. Se for comprovado que os preços são diferentes dos similares internacionais e o prazo [para entrega] é muito maior do que o dos competidores externos, pode ser feito o pedido à ANP [Agência Nacional de Petróleo] de desoneração do compromisso”, disse o executivo a jornalistas, após participar da cerimônia de abertura da Rio Pipeline.
Questionado sobre o cumprimento do conteúdo local em Libra, Pedrosa admitiu que os desdobramentos da Lava-Jato trazem impactos sobre a disponibilidade de bens e serviços no mercado nacional, mas que isso tem sido levado em conta no planejamento das atividades no projeto. “Procuramos orientar o planejamento para ter a indicação clara de que poderemos atingir o conteúdo local”, afirmou.
O executivo comentou, ainda, o impacto da desvalorização do real frente ao dólar sobre a política de conteúdo local e destacou que o câmbio pode favorecer a indústria nacional.
“Com o dólar aumentando, o produto local fica mais competitivo. Temos um mercado muito apertado, em face da crise que estamos vivendo. Com a Operação Lava-Jato, a maioria das empresas [estaleiros e empreiteiras] estão impedidas de contratar com a Petrobras, mas os fabricantes de equipamentos vão se beneficiar com o câmbio mais favorável para a exportação”, avaliou.
De acordo com o presidente da PPSA, dois novos poços devem ser perfurados este ano em Libra. Com isso, o consórcio responsável pela exploração da área deve cumprir o programa de perfurar quatro poços em 2015.
“Libra está mantendo o cronograma”, disse o executivo, destacando que um poço já foi perfurado e um segundo deve ser concluído este ano. Os outros dois previstos para serem iniciados nos próximos meses, segundo Pedrosa, só devem ser concluídos em 2016.
Ainda de acordo com ele, a licitação para contratação do FPSO (plataforma flutuante) do projeto piloto de Libra já está em andamento e deve ser concluída até o fim do ano. O convite foi entregue a empresas internacionais, algumas delas vinculadas a companhias brasileiras.
“O primeiro óleo do piloto de Livra está previsto para 2019 e para isso é preciso contratá-lo [o FPSO] agora. Se não escorrega [atrasa o cronograma]”, afirmou o executivo.
Leiloado pela ANP em 2013, o campo de Libra é operado pela Petrobras (40%), em sociedade com a francesa Total (20%), a anglo-holandesa Shell (20%) e as chinesas CNOOC (10%) e CNPC (10%). A estatal PPSA, por sua vez, atua como representante dos interesses da União na gestão do contrato de partilha do campo. O teste de longa duração (TLD) da área está previsto para entrar em produção no segundo semestre do ano que vem.
Fonte: Valor Econômico


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PÍLULAS ENERGÉTICAS

Pílulas Energéticas
– -Em 2014, a hidrelétrica de Itaipu, em Foz do Iguaçu, no oeste do Paraná, alcançou o maior índice de eficiência em 30 anos de operação. A marca de 99,3% indica que a Usina teve quase zero de perdas, aproveitando praticamente toda a água que chegou ao reservatório para a produção de energia elétrica durante o ano.
-A produção anual de Itaipu deve chegar a 87,8 milhões de megawatts-hora (MWh), quase 11 milhões de MWh menos que o produzido em 2013, quando foi estabelecido o novo recorde. A redução, explicam os especialistas, se deve principalmente a uma das piores secas enfrentadas pelo país. A previsão de baixa já havia sido feita no início de novembro em função da queda no nível do Rio Paraná e da defasagem que era de 10%.
-Além disso, a binacional conta com uma produção total de 2,2 bilhões de MWh. Caso a energia produzida pudesse ser armazenada, desde 1984, quando começou a operar, o volume seria suficiente para atender o consumo de energia elétrica de todo o planeta durante 37 dias, o Brasil por quatro anos e nove meses e 16 dias e o Paraguai por mais de 181 anos.
-No ranking das 12 maiores geradoras do mundo, Itaipu aparece em primeiro lugar em produção acumulada. Na última década, a Usina de Itaipu produziu, em média, 92 milhões MWh, volume superior à energia garantida prevista no Tratado que deu origem à binacional: 75 milhões de MWh.
-A Usina Termelétrica de Santa Cruz voltou a alcançar a segunda maior geração entre as Usinas de Furnas nos meses de Junho e Julho de 2015. A participação da Usina na geração vem aumentando progressivamente nos últimos anos, passando de 1,32% em 2012 para 14,42% nos primeiros sete meses deste ano, demonstrando a importância da complementação de geração Termelétrica no sistema elétrico. Atualmente estão em operação duas turbinas a gás, utilizando gás natural como combustível. As unidades geradoras entraram em operação comercial em dezembro de 2004 e abril de 2010, disponibilizando ao sistema elétrico 350 MW.
Fonte: Portal Infoenergia


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PETROBRAS – Venda de 49% em distribuidoras de gás.

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Petrobras negocia com Mitsui venda de 49% em distribuidoras de gás

Operação integra o programa de desinvestimentos da estatal. Negócio precisa ser aprovado pela diretoria e Conselho de Administração.
A Petrobras informou nesta terça-feira (22) que está em negociação final com a Mitsui Gás e Energia do Brasil para a venda de 49% da holding que consolidará as participações da estatal nas distribuidoras estaduais de gás natural.
A operação integra o programa de desinvestimentos previsto no plano de negócios da companhia, disse a Petrobras em fato relevante divulgado ao mercado, acrescentando que a conclusão do negócio ainda precisa ser aprovado pela diretoria e Conselho de Administração, além de órgãos reguladores.
Segundo o analista Caio Carvalhal, da corretora Brasil Plural, o negócio é positivo, ainda mais após a postergação de venda de participação na BR Distribuidora, à medida que a companhia busca entregar algum desinvestimento significativo até o final do ano.
A companhia divulgou anteriormente plano de realizar desinvestimentos de 15,1 bilhões de dólares para o biênio 2015-2016, ainda que o atual cenário econômico desfavorável possa levar ao adiamento de alguns negócios, como é o caso do IPO da BR Distribuidora.
Os valores negociados não foram divulgados, mas Carvalhal lembrou que a Brasil Plural recentemente publicou uma estimativa de que 100% da participação da Petrobras nas companhias de gás vale de US$ 2,5 bilhões a US$ 3 bilhões.
“No entanto, a venda de fatia minoritária poderia implicar em algum nível de desconto”, disse o analista. A Mitsui Gás e Energia do Brasil é uma holding controlada pela japonesa Mitsui, que já possui participação societária em oito companhias locais de distribuição de gás natural no Brasil, segundo o site da empresa.
As distribuidoras da Mitsui Gás e Energia, somadas, representam 8,5% do volume de gás distribuído no Brasil, de acordo com a companhia.
Na semana passada, a estatal havia enviado ofício à Comissão de Valores Mobiliários em que não confirmou informações da imprensa de que teria colocado à venda a Gaspetro, subsidiária que detém participação em distribuidoras de gás canalizado do país.
Fonte: G1


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TOTAL SAI DO PROJETO DE AREIAS BETUMINOSAS NO CANADÁ.

Total vende participação em projeto de areias betuminosas no Canadá

Companhia francesa está reavaliando portfólio global.
A Total vendeu sua participação no projeto de areais betuminosas (oil sands) de Fort Hills, no Canadá. A companhia detinha 29,2% do projeto, mas vendeu 10% para a Suncor Energy por US$ 230 milhões.
“Após uma análise comparativa do portfólio de ativos global no contexto da baixa do preço do barril, a Total decidiu reduzir a exposição aos projetos de oil sands no Canadá”, afirmou o presidente de Exploração e Produção da companhia, Arnaud Breuillac.
Atualmente o projeto de Fort Hills é operado pela Suncor Energy (50,8%), em parceria com a Total (29,2%) e a Teck Resources (20%). Localizado em Alberta, no Canadá, a previsão é de uma média de 180 mil barris/dia, com produção esperada para o final de 2017. As obras estão 40% completas.
Fonte: Portal Brasil Energia Petróleo & Gás


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PETROBRAS – Até que enfim um posicionamento, mesmo modesto.

Bendine articula contra urgência para projeto que muda partilha

O presidente da Petrobras, Aldemir Bendine, se reuniu ontem com líderes da base aliada na Câmara dos Deputados, para argumentar que o regime de partilha para a exploração do petróleo não deve
ser mudado por ora. Bendine disse que o atual cenário, com o preço do petróleo em baixa e o dólar em alta, é desfavorável para alterar a norma. Embora o governo. Dilma Rousseff tenha posição favorável ao regime de partilha para exploração do petróleo, defendido até em campanhas eleitorais, o executivo evitou defendê-lo diretamente.
A reunião ocorreu para convencer a base aliada a não aprovar requerimento de urgência para projeto do líder do DEM, deputado Mendonça Filho (PE), que revoga o regime de partilha e retorna ao modelo das concessões. O pedido para acelerar a proposta, que precisa ser aprovado em plenário, foi assinado por quatro líderes da base e três da oposição.
Um deles, do PSD, Rogério Rosso (DF), afirmou que o presidente da Petrobras mostrou que este não é o melhor momento para fazer a discussão. Já o líder do PMDB, Leonardo Picciani (RJ), que é um dos principais defensores do projeto, saiu antes do fim para participar de outra reunião dizendo que sua posição a favor já estava “muito consolidada”.
A urgência leva o projeto direto para votação em plenário, sem precisar passar pelas comissões. O presidente da Câmara, Eduardo Cunha (PMDB-RJ), pautou o requerimento após jantar com os governadores do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pezão (PMDB), e do Espírito Santo, Paulo Hartung (PMDB), que defendem o fim do regime de partilha para fomentar investimentos em seus Estados.
No regime de partilha a Petrobras é obrigada a entrar com pelo menos 30% do capital de todos os investimentos do pré-sal, algo difícil com os problemas de caixa da companhia, causados pela operação Lava-Jato, da Polícia Federal, pelo congelamento no preço da gasolina em anos anteriores e a queda do barril do petróleo.
De acordo com relatos, Bendine informou aos deputados que havia prós e contras de cada regime e que sua posição pessoal – que não representava toda a empresa – era que alterar rapidamente o regime seria impróprio neste cenário. “O mercado do petróleo não está muito favorável, não queremos abrir debate num momento como este”, afirmou.
O presidente da Petrobras afirmou que a empresa já opera em três regimes de exploração diferentes – partilha, concessão e cessão onerosa – e que, como empresa, seu papel não é opinar sobre as leis a que se submeterá. “A Petrobras sempre vai cumprir o que lhe for determinado”, disse.
A alteração no regime, dizem aliados do governo, poderia desvalorizar os ativos da estatal e trazer pouco retorno ao país por causa do baixo valor do barril de petróleo, que reduziria o interesse e consequente ganho com os leilões de novos campos. Os líderes da base decidiram trabalhar contra a urgência. Autor do projeto, Mendonça Filho afirmou que a urgência dependerá do apoio de parte da base, mas defendeu que a mudança é mais do que necessária. “O regime de partilha foi um retumbante fracasso. Basta ver o que foi licitado, o que se tem de investimento no setor de petróleo nos últimos anos, é uma tragédia”.
Fonte: Valor Econômico


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YPF PENSA EM SE ASSOCIAR À PETROBRAS.

Acordo teria como objetivo buscar petróleo no mar até 2030
O presidente da YPF, Miguel Galuccio, definiu ontem frente a empresários alguns alinhamentos do plano denominado 2030, que contempla as previsões da petroleira para os próximos anos. Uma das principais consignas dessa iniciativa consiste em apontar a um desenvolvimento massivo do gás natural, o produto energético mais deficitário na Argentina, diz um artigo do jornal argentino La Nación, publicado nesta sexta-feira (18/09).
O presidente da YPF indicou também a conveniência de industrializar os recursos petroleiros, em especial através da indústria petroquímica. Seu objetivo: que a Argentina se torne um líder regional nesse ramo nos próximos anos. “Poderíamos fornecer mais plástico aos países vizinhos”, enfatizou.
O executivo falou nesta quinta-feira (17/09) no LatinFinance, um encontro sobre temas financeiros que se desenvolveu no hotel Sheraton de Retiro.
Galuccio dedicou alguns minutos de sua apresentação ao preço do petróleo, que está nos níveis mais baixos dos últimos anos. “Nós que estamos no mercado vivemos várias vezes essa situação, que não acrescenta valor, mas o destrói. Cada vez que isso acontece perdemos gente de muito talento.
Enquanto a YPF espera uma resposta por sua oferta para ficar com a filial local da Petrobras, Galuccio afirmou que a empresa brasileira seria um bom sócio para desenvolver recursos petroleiros no mar argentino. “A YPF não tem conhecimento sobre a exploração offshore [no mar]. A Petrobras poderia ser um sócio”, antecipou. Em seguida, numa conversa com jornalistas, esclareceu que não há negociações ainda sobre esse ponto. De qualquer forma, essa é uma das áreas que, segundo seu critério, deverá atender a maior companhia da Argentina. “Colocamos o país no mapa dos recursos não convencionais. Tomara que possamos fazê-lo com o off shore”, explicou.
O presidente da YPF se referiu nesses termos à necessidade de avançar em sinergias na região. Também informou que a empresa está explorando a procura de hidrocarburetos na Bolívia.
Por outro lado, se mostrou alinhado com a política do governo na área. “A política de Estado é fundamental para as decisões de uma empresa como a YPF”, explicou.
Galuccio se referiu também ao futuro de Vaca Muerta e admitiu que “é preciso aumentar o investimento” para aproveitar os recursos presentes no campo de Neuquén. “Há muita coisa para se fazer para valorizar os recursos vinculados a essa jazida”, assinalou o diretor da petroleira estatal. E acrescentou: “Precisamos elevar o investimento, os serviços, a infra-estrutura, e tudo isso ocorre num novo contexto do preço do petróleo, pelo que devemos ser mais eficientes do que somos hoje”.
Além disso, sustentou que para desenvolver Vaca Muerta são necessários “previsibilidade legal, fiscal e transparência”, que, segundo seu critério, há no país. Também esclareceu que a Argentina tem recursos petroleiros abundantes, mas não está claro ainda que sejam reservas. “Que nós, argentinos, tenhamos recursos é bom, mas que pensemos que estamos monetizados é ruim. Temos que demonstrar que os recursos que lá estão sejam exploráveis”, disse.
Fonte: Jornal do Brasil