PETROBRAS – Reservas provadas de petróleo no final de 2015.

Divulgamos nossas reservas provadas de petróleo apuradas no final de 2015

Em 31 de dezembro de 2015, nossas reservas provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 13,279 bilhões de barris de óleo equivalente (boe)

Confira nossas reservas provadas de petróleo (óleo, condensado e gás natural), apuradas no final de 2015, segundo os critérios ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers) e SEC (US Securities and Exchange Commission).

Reservas Provadas segundo Critérios ANP/SPE

Segundo os critérios ANP/SPE, em 31 de dezembro de 2015, as nossas reservas provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 13,279 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme a Tabela 1. Em 2014, estes volumes eram de 16,612 bilhões de boe.

Tabela 1 – Volumes de Reservas Provadas em 2015 (critérios ANP/SPE)

A Tabela 2, a seguir, detalha a evolução das reservas provadas em 2015, segundo os critérios ANP/SPE.

Tabela 2 – Evolução das Reservas Provadas em 2015 (critérios ANP/SPE)

  ¹ Desinvestimentos, que representam a monetização antecipada das reservas.
² Revisões baseadas em critérios técnicos (ex: características de reservatórios) e econômicos.

Os principais fatores que impactaram as reservas foram:

• Incorporação de 16 milhões de boe de reservas provadas relativas a descobertas de novas acumulações próximas à infraestrutura existente nos campos de Albacora Leste na Bacia de Campos, de Golfinho na Bacia do Espírito Santo e de El Mangrullo, na Bacia Neuquina, na Argentina;
• Incremento de reservas provadas, nos campos em produção no Pré-Sal, nas Bacias de Santos e Campos, resultante de respostas positivas do comportamento dos reservatórios, dos mecanismos de recuperação (ex: injeção de água), da eficiência operacional dos sistemas em operação e da crescente atividade de perfuração e interligação de poços;
• Apropriações devido à perfuração de poços de desenvolvimento da produção em campos em terra na Argentina e nas Bacias do Amazonas e Potiguar, no Brasil, e em campos marítimos na Bacia de Campos;
• Declaração de comercialidade do campo de Jandaia Sul na Bahia;
• Desinvestimentos que proporcionaram a monetização antecipada de 0,022 bilhão de boe de reservas no Brasil (Bacia de Campos) e na Argentina (Bacia Austral);
• Produção de 932 milhões de boe em 2015, que representa um acréscimo de 4% em relação a 2014. Esse volume inclui a produção do xisto, porém não inclui o volume extraído em Testes de Longa Duração (TLD) nem a produção da Bolívia. Os TLDs ocorrem em áreas exploratórias, onde ainda não foi declarada a comercialidade do campo e, portanto, não há reserva associada e, no caso da Bolívia, a legislação do país não permite que as reservas sejam registradas pelo concessionário.

Tivemos uma redução de 2,401 bilhões de boe em nossas reservas provadas devido a outros fatores que não a extração do petróleo e do gás natural, como monetização de reservas e revisões, o que equivale a cerca de 2,58 vezes a produção anual. A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 14,2 anos, sendo de 14,6 anos no Brasil. O Índice de Desenvolvimento (ID), que é a relação entre as reservas provadas desenvolvidas e as reservas provadas, foi de 44,5% em 2015.

Reservas Provadas segundo Critério SEC

Segundo o critério SEC, em 31 de dezembro de 2015, nossas reservas provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 10,516 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme a Tabela 3. Em 2014, estes volumes eram de 13,141 bilhões de boe, incluindo as reservas de xisto.

Tabela 3 – Volumes de Reservas Provadas em 2015 (critério SEC)

A evolução das reservas provadas, segundo critérios SEC, consta da Tabela 4.

Tabela 4 – Evolução das Reservas Provadas em 2015 (critério SEC)

³ Desinvestimentos, que representam a monetização antecipada das reservas.
⁴ Revisões baseadas em critérios técnicos (ex: características de reservatórios) e econômicos.

Os mesmos destaques feitos anteriormente para as reservas provadas segundo os critérios ANP/SPE se aplicam às reservas provadas segundo o critério SEC.

A principal diferença entre os critérios ANP/SPE e SEC são os preços do petróleo considerados no cálculo da viabilidade econômica das reservas.

Pelo critério SEC, apresentamos uma redução de 1,692 bilhões de boe em nossas reservas provadas devido a outros fatores que não a extração do petróleo e do gás natural, como monetização de reservas e revisões, o que equivale a cerca de 1,82 vezes a produção anual. A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 11,3 anos, sendo de 11,5 anos no Brasil. O Índice de Desenvolvimento (ID), que é a relação entre as reservas provadas desenvolvidas e as reservas provadas, foi de 51,1% em 2015.

Vale registrar que, historicamente, certificamos cerca de 95% de nossas reservas provadas segundo os critérios SEC. Atualmente, a empresa certificadora é a D&M (DeGolyer and MacNaughton).

EUA – Produção de óleo cai 1,4% em dezembro passado.

 

No entanto, produção de LGN cresceu 6,5% em relação ao ano anterior

A produção de óleo nos Estados Unidos ficou em 9,3 milhões de barris/dia em dezembro, queda de 1,4% em relação ao mesmo mês do ano anterior, mas aumento de 0,7% na comparação com novembro. Os dados são do American Petroleum Institute (API), que ressaltou que esta foi a primeira queda anual na extração de óleo desde fevereiro de 2011.

No entanto, a produção de LGN do país foi de 34 milhões de barris/dia, alta de 6,5% em relação a 2014 e aumento de 1,4% sobre novembro. O volume é o maior já registrado no mês.

Já a demanda nos EUA ficou em 19,7 milhões de barris/dia em dezembro, crescimento de 1,1% na comparação anual e aumento de 0,3% sobre novembro. “Os preços baixos ajudaram a aumentar a demanda por óleo e gasolina em relação ao ano passado, afirmou Erica Bowman, Chief Economist do API.

Os estoques do país somaram 484 milhões de barris em dezembro, aumento de 23% na comparação com o último mês de 2014, numa adição de 90,6 milhões de barris no ano. Entretanto, em relação a novembro, o volume dos estoques caiu 0,9%.

Acumulado de 2015

A produção de óleo nos EUA cresceu 8,2% em 2015 em relação ao acumulado de 2014, mesmo percentual registrado no aumento da extração de LGN no ano. No entanto, a demanda do país cresceu apenas 1,8% no acumulado de 2015.

Fonte: Brasil Energia

 

GÁS NATURAL – Contratos negociados em bolsa subiram.

Os Futuros do Gás Natural subiram durante a sessão europeia

 

Os Futuros do Gás Natural subiram durante a sessão europeia na sexta-feira.

Na Bolsa Mercantil de Nova York, Os Futuros do Gás Natural em Março foram negociados na entrega a US$ 2,269 por milhões de unidades térmicas Britânicas no momento da escrita, subindo 3,96%.

Anteriormente negociadas na alta da sessão a US$ 2,273 por milhões de unidades térmicas Britânicas. O Gás Natural estava propenso a encontrar apoio em US$ 2,081 e resistência em US$ 2,273.

O Índice Dólar, que acompanha o desempenho do dólar norte-americano em comparação com a cesta das seis principais moedas, registrou ganhos 0,49% para negociação a US$ 99,11.

Em outra parte da Nymex, O Petróleo para entrega em Março registrou perdas 1,37% para negociação a US$ 33,68 por barril enquanto O Óleo para entrega em Março registrou perdas 1,34% para negociação a US$ 1,0588 por galão.

Fonte: Investing.com

 

PETROBRAS -Regaseificação de GNL aumenta em mais de 20%.

 

Para compensar a redução da oferta nacional de gás natural, a Petrobras aumentou a regaseificação de GNL em quase 22%, de acordo com boletim do MME referente a novembro de 2015. Os três terminais da empresa regaseificaram 20,98 milhões de m³/dia em novembro contra 17,23 milhões de m³/dia do mês anterior.

O terminal de regas da Bahia foi o responsável pelo aumento, produzindo 13,82 milhões de m³/dia de gás natural, volume 47% superior ao registrado em outubro de 2015. As outras duas unidades, da Baía de Guanabara (RJ) e Pecém (CE), regaseificaram 4,27 milhões de m³/dia e 2,89 milhões de m³/dia de gás, respectivamente.

Como o volume de importação de gás da Bolívia é fixado por um contrato de longo prazo, a Petrobras precisou compensar a baixa disponibilidade de gás comprando mais GNL no mercado exterior. O combustível custou, em média, US$ 7,06 por milhão de BTU em novembro, considerando o valor Free on Board (FOB) pago pela petroleira.

No mercado interno, a Petrobras vendeu gás natural a US$ 6,0547/milhão de BTU no mês, de acordo com o ministério. O valor já está totalmente sem os descontos antes aplicados pela Nova Política de Preços (NPP), que foi encerrada no ano passado.

A Petrobras ofertou, em média, 44,93 milhões de m³/dia de gás natural em 2015, produzido em território nacional. Já o volume total ofertado ao mercado, que inclui a importação de GNL e do gás boliviano, totalizou 95,03 milhões de m³/dia.

Fonte: Brasil Energia

 

PETRÓLEO – Rússia aceita discutir corte de produção.

 

O ministro da Energia russo disse estar disposto a reunir-se com a Opep para discutir cortes na produção de petróleo, o que desencadeou violenta alta nos contratos futuros de petróleo, pois fundos de hedge apressaram-se a cobrir as apostas na queda dos preços.

Os contratos futuros de petróleo tipo Brent deram um salto de até 8%, para perto de US$ 36 por barril, depois que Alexander Novak disse que a Rússia vai se reunir com o cartel de produtores de petróleo no mês que vem.

A Opep até agora não fez nenhum pronunciamento sobre uma reunião em fevereiro, mas alguns membros com problemas de liquidez, como a Venezuela e a Nigéria, têm pressionado pela realização de uma reunião de emergência, depois que os preços do petróleo caíram na semana passada para US$ 27 o barril, o menor valor em 12 anos.

Qualquer acordo exigirá o apoio da Arábia Saudita, líder de fato do cartel, que manifestou dúvidas sobre a vontade e a capacidade russas de reduzir sua produção.

A declaração de Novak é um sinal de que a Rússia pode deixar de se opor a cortes na produção em virtude das crescentes consequências adversas para a sua economia. Em consultas anteriores, “a situação era um pouco diferente”, disse ele, segundo a agência Interfax. “Como vemos, os preços caíram”.

Novak afirmou que um corte de 5% na produção havia sido discutido anteriormente. Perguntado se a proposta estava de volta à mesa, ele disse: “Esse é precisamente o tema para debate”.

Um corte de 5% da produção da Rússia e Opep retiraria mais de 2 milhões de barris por dia.

Os sinais de uma mudança no campo russo cresceram nesta semana, e altos executivos de empresas petrolíferas privadas russas têm dito ver a necessidade de conversar com a Opep. Mas altos representantes da Opep estão cautelosos. “Não há nenhuma proposta saudita sobre a mesa”, afirmou um alto delegado da Opep da região do Golfo Pérsico.

Igor Sechin, que dirige a empresa petrolífera Rosneft, muito ligada ao Kremlin, tem repetidamente dito que a Rússia não pode cortar a sua produção devido a seu rigoroso inverno e ao elevado número de empresas privadas participantes em sua indústria petrolífera. Não está claro se houve alguma mudança em sua maneira de pensar.

“Não estou seguro sobre a credibilidade das declarações russas”, afirmou outro delegado da Opep. “Será que a Rússia é realmente capaz de cortar? Em ocasiões anteriores, eles disseram que iriam contribuir, e nunca funcionou.”

A indústria petrolífera mundial foi abalada com a profundidade da queda dos preços. Nas três primeiras semanas deste ano o preço do petróleo tipo Brent, uma das referências internacionais, caiu quase um terço.

Em meio a um persistente excesso de oferta, empresas americanas no setor de xisto e outros produtores revelaram-se surpreendentemente resistentes às tentativas sauditas de pressioná-los com preços mais baixos. 19

Nesta semana, um alto executivo da Lukoil, a segunda maior petrolífera russa, disse que daria seu apoio a cortes de produção coordenados com a Opep, se recebesse apoio de Moscou.

Altos executivos do setor energético reuniram-se com Novak ontem, e comenta-se ter sido discutida uma possível coordenação com a Opep. Uma pessoa informada sobre a reunião disse não ter havido consenso entre os grupos petrolíferos russos. Alguns reduziram os investimentos e estão esperando que a produção caia; outros investiram pesadamente para estimular o aumento da produção. Sechin foi o grande ausente.

Fonte: Valor Econômico

PETRÓLEO – A crise em 12 atos.

 

A crise do petróleo em 12 atos

 

A queda de 70% do preço do petróleo nos últimos meses reflete uma nova dinâmica, que combina esvaziamento do poder da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), maior oferta da commodity por países que não eram tradicionalmente grandes produtores, demanda orientada pelo crescimento das economias emergentes e uma nova política, de maior alcance, acertada na Conferência do Clima (COP-21), realizada em Paris, em dezembro. Nesse contexto, as cotações deverão se recuperar em algum momento entre o fim deste ano e o início de 2017, mas os dias em

que o barril foi negociado acima de US$ 100 não deverão voltar, diante desse novo cenário, preveem especialistasouvidos pelo Valor.

A nova conjuntura deverá elevar, no curto e médio prazos, o risco de incertezas políticas e econômicas no Oriente Médio, da mesma forma que na Venezuela e na Rússia, também grandes exportadores, além de reduzir o ímpeto sobre a produção de fontes não convencionais no Canadá e nos EUA, o que pode reduzir investimentos industriais na maior economia do mundo e desacelerar a retomada americana. “Os benefícios de um petróleo mais barato deixam de ser evidentes, como em outros tempos. A China está em desaceleração. O petróleo em baixa não ajudará o planeta e

exacerbará riscos em diversos países, da Venezuela ao Brasil, passando pelo Oriente Médio”, diz o diretor para o Brasil do Eurasia Group, João Augusto de Castro. “No atual ambiente, as empresas produtoras vão rever as prioridades de seu portfólio de projetos e preservar o caixa, o que deverá resultar em adiamento de novos projetos e perfuração mais lenta nos já existentes”, analisa Robin Mann, sócio da Deloitte Canadá e líder da Deloitte Resources Evaluation and Advisory.

Para o Brasil, o desafio será maior. Preços baixos dificultam o desenvolvimento de novos projetos para explorar a camada pré-sal. Os Estados produtores – Rio de Janeiro e Espírito Santo, principalmente – deverão pressionar por alterações nas alíquotas dos royalties que recebem, o que pode encarecer a produção no país. Com o caixa apertado, a União não tem como fazer o Tesouro destinar recursos à capitalização da Petrobras, em grave situação financeira. Estados e Municípios, sob os efeitos da desaceleração da economia e da queda de arrecadação, já mobilizam suas bancadas no Congresso pela mudança da regulação, aprovada pelo Congresso em 2010, que impôs a obrigatoriedade de a Petrobras ser operadora única dos campos concedidos no pré-sal e ter participação mínima de 30% em cada campo. As particularidades da crise interna dificultam a concretização da expectativa de que o país exporte 1,5 milhão de barris/dia a partir da metade da próxima década, o triplo do volume embarcado hoje.

A perda de poder da Opep

Em 27 de novembro de 2014, em reunião da Opep, a Arábia Saudita, maior produtora de petróleo do mundo, decidiu manter estável sua produção, mais interessada em preservar sua participação de mercado do que em influenciar a formação de preços. A decisão marcou uma mudança histórica no país, sempre considerado fiel da balança na produção. 8

“Ao manter a produção, os árabes decidiram impor perdas a novas ofertas de produto, para inviabilizar esse aumento de produção dos países fora da Opep, principalmente dos EUA e do Canadá”, diz Rubens Ricupero, ex-ministro da Fazenda

e diretor da Faap.

“Há dez anos, quando o petróleo custava entre US$ 60 e US$ 70 o barril, a Arábia Saudita produzia 10,4 milhões de barris/dia e os EUA extraíam pouco mais de 700 mil barris/dia das jazidas de xisto.recursos não convencionais. Em 2014, a Arábia Saudita produzia 10,8 milhões de barris/dia, quase o mesmo volume de 2006, mas os EUA já produziam 7 milhões de barris/dia. Isso forçou a mudança de posição da Arábia Saudita”, afirma Kjetil Solbraekke, vice-presidente sênior para a América do Sul da Rystad Energy.

Em 2014, pela primeira vez desde 1975, a Arábia Saudita e a Rússia foram desbancadas da liderança mundial de produção de petróleo pelos EUA. A exploração das jazidas de xisto provocou forte impacto na economia americana e mudou a formação de preços no mercado mundial.

“Nos próximos cinco anos, dificilmente o petróleo será cotado acima de US$ 100 e poderá ser negociado na faixa dos US$ 30 até o fim do ano, por causa do efeito centrífugo na Opep, com o fim das sanções do Irã”, diz Alexandre Szklo, professor do Coppe, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).O Irã deixou de exportar 1,5 milhão de barris/dia nos últimos dois anos. Esse volume, que era principalmente comprado pela União Europeia, China e Índia, foi suprido por Iraque, Nigéria, Arábia Saudita e Rússia. “Todos precisam de receita e querem manter seu mercado diante do aumento de produção dos EUA.”

EUA, reguladores da oferta

Enquanto o Brasil discutia no Congresso o sistema de partilha para exploração do pré-sal, uma revolução silenciosa se espalhava pelos EUA. Em 2008, centenas de empresas começavam a explorar a alternativa de perfuração de rochas de xisto, por fraturamento hidráulico, para a obtenção de petróleo e gás.

O acesso aos hidrocarbonetos em formações rochosas fez a produção de petróleo americana saltar de 5 milhões de barris/dia em 2008 para mais de 12 milhões de barris/ dia seis anos depois. Com isso, os americanos passaram a ser reguladores da oferta.

Em 2007, antes do início da crise econômica mundial, os EUA registravam déficit em contas correntes de 5% do Produto Interno Bruto (PIB), sendo metade resultante de importações de petróleo. Sete anos depois, a história mudou: as importações representam apenas 1% do PIB dos EUA, cuja produção interna atende a 90% da demanda de energia.

A exploração de gás não convencional permitiu a recuperação da indústria petroquímica americana, beneficiada pelo custo de US$ 4 por milhão de BTUs (no Brasil, está em US$ 13). Em junho, o Conselho Americano de Química previa que 238 projetos, com US$ 145 bilhões em investimentos, poderão sair do papel nos próximos anos nos EUA. A dúvida agora é sobre o impacto do cenário atual.

André Olinto, diretor-executivo de “upstream” da Accenture Energy para o Brasil e o Cone Sul, diz que o uso de sondas de perfuração de jazidas de xisto caiu 66% nos últimos meses nos EUA, e a produção de recursos não convencionais recuou 5%. “Novos projetos estão em compasso de espera, e a produção pode cair mais, mas uma reativação de um projeto pode levar sete meses, bem mais rápida que um campo de petróleo.”

Cotação e economia global

Havia uma crença entre economistas de que, quando a cotação do barril de petróleo caía, abria-se um contexto favorável à economia mundial, uma vez que as pressões inflacionárias sobre os países 9

importadores seriam menores, os consumidores teriam mais dinheiro no bolso e as empresas ganhariam mais disposição para investir. Isso ocorria quando o preço do barril caía entre 10% e 20%, mas não em um cenário em que a redução é de 70%, escreveu o economista Paul Krugman, em seu blog no “New York Times”.

Para Krugman, a queda atual poderá ser negativa para a economia global, em um momento em que os EUA e o Canadá se tornaram grandes produtores. Com a indústria de recursos não convencionais, como o gás de xisto nos EUA, atrelada aos preços do petróleo, o declínio pode suspender investimentos privados na área de energia e na indústria. A cadeia têxtil começou a voltar para os EUA pelo custo de energia quatro vezes mais competitivo do que o da Índia.

“Um recuo de 70% tem efeitos drásticos sobre os produtores, que passam a sofrer mais com escassez de liquidez do que os consumidores. A Arábia Saudita é forçada a tomar medidas de austeridade, enquanto empresas de exploração de recursos não convencionais muito endividadas enfrentam problemas de balanço”, escreveu Krugman.

Relatório da CreditSights, companhia americana especializada em análise de dívida corporativa, indica que, entre 2015 e 2017, quase a metade das empresas americanas do setor de óleo e gás poderão falir. Cerca de US$ 155 bilhões em obrigações financeiras de empresas da cadeia do petróleo vencem em três anos, segundo a consultoria. “As empresas estarão pressionadas para ajustar suas operações, o que pode levar a falências e a redução de tamanho, seja nos EUA, Canadá, Oriente Médio ou Brasil”, prevê Edmar de Almeida, professor do Instituto de Energia da UFRJ.

A China, uma incógnita

A maior produção interna dos EUA combinou-se com o ingresso da China na Organização Mundial do Comércio, em 2001. De 2004 a 2013, o país asiático tornou-se o maior importador de petróleo do mundo, respondendo por 45% da demanda global, segundo cálculos de Daniel Yergin, diretor da Cambridge Energy Research Associates. Hoje, os chineses respondem por cerca de 15% do consumo mundial anual de petróleo. A matriz energética chinesa é baseada em carvão, transportado por ferrovias, que usam muito diesel, e o país ainda tem grande demanda de petroquímicos.

Mas o apetite chinês caiu nos últimos meses. Depois de mais de uma década com expansão superior a dois dígitos, a China deve crescer menos de 7% neste ano. “O foco da demanda estará na Ásia nos próximos anos, mas a sobredemanda da China se esgotou”, afirma Luiz Pinguelli Rosa, diretor de relações institucionais da Cordenação dos Programas de Pós-Graduação em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro.

Apesar da retração, o interesse chinês em ter acesso a grandes reservas de petróleo no médio e longo prazos tem feito as empresas estatais investirem em diversos países, como o Brasil. Em outubro de 2013, o governo brasileiro realizou a primeira rodada de licitação do pré-sal, com poços do megacampo de Libra, na Bacia de Santos. As estatais chinesas CNPC e CNOOC, a Shell e a francesa Total foram vencedoras da licitação com a Petrobras, que detém 40% do consórcio.

“A Agência Internacional de Energia projeta que a demanda total de energia da China será o dobro da americana em 2040, mas ainda é preciso avaliar as mudanças de política doméstica e como o país fará a transição da economia para um modelo menos intensivo em energia”, diz John England, sócio-líder de Óleo e Gás da Deloite US e líder do Deloitte Center for Energy Solutions.

Os olhares chineses se estendem ao setor de gás no Brasil também. No primeiro processo de desinvestimento aprovado pela Petrobras no fim do ano passado, a venda de 49% de participação na Gaspetro, cujas distribuidoras comercializaram 33,2 milhões de metros cúbicos por dia no ano passado, o equivalente a 53% do mercado de distribuição de gás natural do país, duas empresas apresentaram propostas para a oferta final: a chinesa Beijing Gas e a japonesa Mitsui. A Mitsui foi a vencedora, mas os chineses estão observando o mercado nacional. “Os chineses estão interessados 10

em participar do mercado de gás, que deve ter um forte crescimento com a exploração do pré-sal, onde eles integram o consórcio vencedor do campo de Libra, ofertado em 2013”, diz um executivo da área.

Consolidação deve avançar

Quando o preço do petróleo cai, o movimento de fusões e aquisições na cadeia de óleo e gás cresce. No fim dos anos 90, quando o barril custava cerca de US$ 10, uma série de operações foi anunciada: a Exxon se uniu à Mobil; Total, Elf e Petrofina juntaram forças e Chevron e Texaco se fundiram em 2000. É possível que o cenário se repita com vigor nos próximos meses. Um primeiro passo nessa direção foi divulgado no ano passado, quando Shell e BG anunciaram a fusão de suas operações, com destaque para as sinergias das duas empresas no Brasil, onde detêm operações na camada pré-sal.

“O cenário pode se repetir com esse preço baixo e a pressão será maior ainda na cadeia de fornecimento, por causa da redução dos planos de investimento das operadoras”, afirma José de Sá, sócio da Bain & Co.

No Brasil, o quadro para os fornecedores é ainda mais delicado. Primeiro, a Petrobras tem reduzido seu plano de investimentos. O mais recente, divulgado neste mês, aponta investimentos de US$ 98,4 bilhões entre 2015 e 2019, com redução de 24,5% em relação à meta anterior. Segundo, grandes construtoras são investigadas na Operação Lava-Jato.

Terceiro, estaleiros, fabricantes de sondas e de bens de capital, como Iesa, Lupatech, Sete Brasil, EAS, estão com caixa apertado ou em processo de recuperação judicial.

Novo patamar de preços?

Há uma pergunta de US$ 1 bilhão no mercado: até quando esse patamar de preços baixos se manterá? No momento, o setor opera com excesso de um milhão de barris diários no balanço entre oferta e demanda – e o Irã poderá elevar a produção em 300 mil barris diários no fim do primeiro trimestre. “Pode ser que haja uma recuperação para o patamar dos US$ 50 a US$ 60 no fim do ano ou início de 2017, mas o desafio de reduzir o excesso de oferta é grande, com a desaceleração da China e o impacto que os preços baixos poderão ter sobre empresas. Os bancos já se preocupam com os efeitos da situação, observa Lavinia Rocha de Hollanda, coordenadora de pesquisa da Fundação Getúlio Vargas (FGV) Energia. Menor geração de caixa das empresas pode elevar o endividamento, o que impediria que saldassem seus compromissos financeiros.

Para Kjetil Solbraekke, da Rystad Energy, o preço deve retomar força no fim do ano. No entanto, ele pondera, a recuperação das cotações poderá ser postergada por uma eventual nova desaceleração da economia chinesa, possibilidade que não se deve afastar em meio às muitas incertezas que subsistem.

Na visão de Carlos Assis, líder de energia da E&Y, em algum momento o mercado deverá restabelecer os preços em um patamar que torne viáveis os projetos de ampliação da capacidade. Entre os anos de 2000 e 2014, a participação de óleo e gás na matriz energética mundial caiu de 61% para 57%, com a ampliação da presença das fontes renováveis.

“No entanto, vai demorar muito para a matriz mundial deixar de ser abastecida por combustíveis fósseis. Antes da crise, projetava-se que a indústria receberia US$ 20 trilhões em investimentos até 2035. O preço terá que se reequilibrar.”

Oriente Médio mais instável

A queda do preço do petróleo deverá trazer mais instabilidade à região que reúne 30% da produção mundial da commodity. O governo saudita deve reduzir em 20% seu orçamento neste ano e já cogita a abertura de capital da estatal Aramco, detentora das maiores reservas de petróleo do mundo. “O 11

risco político e econômico cresce no Oriente Médio e no mundo, em países como Venezuela, Brasil e Rússia”, afirma o diretor para o Brasil do Eurasia Group, João Augusto de Castro Neves.

A queda do preço do petróleo cria dificuldades de investimentos públicos de grandes produtores, reduz o caixa das empresas de energia e pode elevar o desemprego na indústria. Essa combinação poderá trazer mais volatilidade ao mercado de petróleo e pressões de curto prazo sobre o preço da commodity.

“O Oriente Médio continuará sendo um barril de pólvora e novas instabilidades podem surgir, o que pode retirar do mercado, de um momento para outro, um ou dois milhões de barris/dia, o que elevaria o preço no curto prazo”, afirma o professor Edmar de Almeida, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Acordo sobre clima

A reunião sobre o clima, realizada em Paris em dezembro, reforça uma nova realidade para o setor: o petróleo perderá sua relevância, gradualmente, ao longo das próximas décadas, com investidores e governos analisando investimentos em fontes renováveis.

Os 195 países representados na Conferência do Clima chegaram a um acordo, que valerá a partir de 2020, pelo qual se obrigam a participar do controle dos efeitos das mudanças climáticas. O objetivo de longo prazo do acordo é manter o aquecimento global abaixo de 2º C. O acordo faz referência a esforços para limitar o aumento da temperatura a 1,5º C.

Em paralelo, crescerá a pressão sobre as empresas. Após o encontro, fundos de pensão dos EUA, como o New York State Common Retirement e o de aposentados da Universidade da Califórnia, começaram a exigir das petroleiras nas quais investem informações sobre o que fazem para se preparar para a economia de baixo carbono.

Neste mês, aqueles fundos requisitaram à Exxon Mobil, na qual têm mais de US$ 1 bilhão investidos, relatórios sobre o impacto que as políticas de contenção do aquecimento global terão sobre os ativos da petroleira. “Isso deve ter uma evolução lenta, mas o clima é uma variável essencial para se compreender o novo contexto do petróleo que vivemos”, diz Lavinia Rocha de Hollanda, da FGV Energia.

Renováveis ganharão espaço

Além de indicar um futuro em que os combustíveis fósseis perdem gradualmente importância, o acordo de Paris deve mudar uma regra usual no setor de petróleo: quando a cotação do barril disparava, investimentos em energias renováveis eram acelerados; quando o preço caía, os incentivos eram reduzidos. “O petróleo funcionou por décadas como preço diretor das fontes de energia, mas agora podemos assistir ao início do fim dessa era”, diz Helder Queiroz, ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Hoje, essas fontes respondem por 3% da matriz energética mundial, mas com tendência de expansão. Para Queiroz, a velocidade de penetração de novas tecnologias, como o carro elétrico e a energia solar, dependerá da criação de políticas públicas de incentivo para essas fontes.

No Brasil, o acordo deverá reforçar investimentos em energias alternativas, como eólica e solar. Em 2024, a energia hidrelétrica responderá por 58% da matriz energética do país, distribuindo-se o restante entre eólica (11%), solar (3%) e térmica (14%), segundo estimativas preliminares da Empresa de Pesquisas Energéticas.

O desafio do Brasil será destravar um novo ciclo de investimentos no setor sucroalcooleiro, atingido pelo alto endividamento e pela política de controle dos preços dos derivados de petróleo, vigente entre 2009 e 2013. Mais de 60 usinas de açúcar e álcool fecharam as portas nos últimos quatro anos, e o país teve que importar etanol de milho dos EUA, em alguns momentos. “O mercado mundial de 12

biocombustíveis também não decolou, o que reduziu o incentivo aos produtores nacionais”, diz Daniel Rocha, diretor-executivo da Accenture Strategy e líder da indústria de energia.

Fim do petróleo está longe?

Salvo alguma revolução tecnológica de grande impacto, o petróleo continuará liderando a matriz de energia mundial, pelo menos nos próximos 20 anos. As economias emergentes, principais motores da demanda, são altamente dependentes de combustíveis fósseis. No Brasil, que responde por 3% do consumo de derivados no mundo, metade da demanda energética se origina do setor de transportes, com as rodovias respondendo por 60% da circulação de mercadorias.

Mesmo nos países desenvolvidos, a fatia dos combustíveis fósseis ainda é elevada. Nos EUA, que elevaram sua produção com a exploração do xisto e reduziram as importações, o preço dos combustíveis vendidos no mercado interno caiu. “Resultado: a venda de carros utilitários que consomem diesel respondeu, em 2015, po 58% do mercado de veículos, acima dos 50% verificados entre 2009 e 2012. E o número de milhas percorridas pelos americanos cresceu 3,5% no ano passado”, observa Ricupero.

A Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que, em 2035, o petróleo, o gás natural e o carvão fornecerão 75% da energia consumida no mundo.

Mais desafios para o Brasil

Previa-se que, na metade da próxima década, o Brasil poderia exportar 1,5 milhão de barris/dia, o triplo do patamar atual, tornando-se um dos dez maiores produtores e exportadores do mundo e resolvendo dois problemas históricos da economia: energia e balanço de pagamentos. “O crescimento da curva de produção deve ser visto com cautela. Novos projetos terão dificuldade de implementação”, afirma Olinto, da Accenture Energy.-

Para Szklo, da Coppe/UFRJ, o país deve exportar entre 800 mil barris/dia e um milhão de barris/dia, e não 1,5 milhão, antes previstos, principalmente por efeito da alta produtividade de alguns campos do pré-sal, como o de Libra. Hoje, são exportados 500 mil barris/dia. Com os projetos de novas refinarias paralisados e as ampliações em atraso, a capacidade de refino deve ficar praticamente estagnada, aumentando apenas cerca de 10%, para 2,3 milhões de barris/dia processados. Enquanto isso, a produção de petróleo deverá chegar a 3 milhões de barris/dia, o que faz com que a fatia da exportação possa crescer.

Enquanto a taxa de declínio de produção dos poços da Bacia de Campos está em 15%, o pré-sal já responde por quase 900 mil barris diários, quase 40% da produção nacional.

Os preços baixos devem atrasar novos projetos. Nas simulações da Coppe/UFRJ, a viabilidade do campo de Libra está em US$ 30, enquanto o de Júpiter é inviável a US$ 40. “O pré-sal não é heterogêneo. Há campos que são bilhetes premiados, outros nem tanto e alguns são armadilhas. Quanto mais tempo o preço ficar baixo, mais os projetos podem

atrasar”, afirma Szklo.

O preço do petróleo em baixa reduz a geração de caixa da Petrobras, que enfrenta alto endividamento (no terceiro trimestre, a relação entre endividamento líquido e geração de caixa ajustada chegou a 5,2 vezes, bem acima do ideal, que seria três vezes). Em um dos cenários com que trabalha, Daniel Rocha, diretor-executivo da Accenture Strategy, prevê que a Petrobras pode chegar ao início de 2017 com um déficit de US$ 20 bilhões em caixa, em uma simulação com o preço do petróleo a US$ 50. Isso exigiria uma capitalização de R$ 100 bilhões, com exigência de participação da União, controladora, em um momento de dificuldades do Tesouro.

Abertura no mercado nacional 13

Para reduzir a dívida, a Petrobras pretende se desfazer de US$ 57 bilhões de ativos, entre campos de petróleo, participações em térmicas, em gasodutos e na petroquímica Braskem. “Isso pode representar uma nova abertura do setor de petróleo, depois da lei 9.478, de agosto de 1997, que quebrou o monopólio da Petrobras no setor, mas atrair investidores dependerá da mudança de regras. A concorrência é grande. O México tornou-se um importante polo de atração de investimentos depois que abriu a exploração e a produção de petróleo à iniciativa privada. Nos EUA, as possibilidades trazidas pelo xisto também estimularam o interesse por investimentos, diz Castro Neves, do Eurasia Group.

Sancionada pelo Congresso em 2010, quando o barril era negociado a US$ 100, a regulação vigente estipula que, nos campos a serem ofertados no pré-sal, a Petrobras seja operadora única e detenha participação mínima de 30% nos blocos. “A mudança será feita por necessidade e não por convicção”, observa Castro Neves. Em sua visão, governadores e prefeitos de cidades dependentes de royalties vão defender alterações na legislação, sob uma matemática simples: mais empresas investindo no pré-sal, mais produção, mais dinheiro na economia, mais royalties para o caixa.

O petróleo em baixa deve reduzir a pressão sobre as contas externas. Nos cálculos do economista Fabio Silveira, da GO Associados, o déficit do setor, que inclui as importações de gás, deve cair para US$ 7,5 bilhões em 2016, depois de ter chegado a US$ 11,2 bilhões. “A estagnação da produção nacional de óleo e derivados impedirá uma redução ainda maior”, observa. O impacto nas contas externas já foi muito maior: em 1981, as importações de petróleo respondiam por metade das compras externas brasileiras.

Fonte: Valor Econômico

PETRÓLEO – Governo vai prorrogar contratos para exploração de petróleo e gás

O pacote em fase final de elaboração no governo para impulsionar a indústria petrolífera incluirá duas medidas importantes: a possibilidade de prorrogação dos contratos de concessão para blocos licitados nas dez primeiras rodadas da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e um ultimato de 180 dias às empresas que mantêm poços improdutivos. Se elas não retomarem a produção em seis meses, no máximo, suas áreas serão relicitadas.

As informações foram dadas pelo ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, em entrevista ao Valor. De acordo com ele, o plano também deve envolver a extensão por 20 anos do Repetro, regime aduaneiro especial de exportação e importação de bens destinados à indústria de petróleo e gás. Esse prazo foi sugerido pelo ministério e ainda está em análise pela equipe econômica. O Repetro tem vigência até o fim de 2019.

Braga diz que o objetivo é destravar investimentos de US$ 120 bilhões a US$ 130 bilhões no setor – números citados na segunda-feira pelo Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP). Ele confirmou a ideia de promover a “unitização” dos campos quando reservas exploradas no pós-sal avançam para outras áreas mais profundas, no pré-sal, o que exige um ajuste contratual para viabilizar a abertura de novas frentes de exploração.

Nas palavras do ministro, as medidas tentam “fazer dos limões uma boa limonada”, dando mais previsibilidade e segurança ao setor como forma de impulsionar investimentos – mesmo em tempos de petróleo barato.

Entre as dezenas de relatórios de bancos e consultorias que chegam ao ministério, com diferentes cenários para as commodities, Braga aposta na perspectiva de recuperação do petróleo para um patamar de US$ 50 a US$ 70 por barril. Para ele, essa faixa de preço deve ser alcançada entre o último trimestre de 2016 e o primeiro trimestre de 2017. É o “ponto de equilíbrio” da indústria de petróleo e gás, avalia o ministro, pois permite uma acomodação do mercado: viabiliza a exploração não convencional, como o xisto nos Estados Unidos, sem estimular um crescimento rápido da oferta. E dá uma rentabilidade adequada à indústria tradicional.

A prorrogação dos contratos abrange áreas da Rodada Zero, realizada em 1998, que ratificou os direitos da Petrobras sobre os campos já em atividade antes da quebra do monopólio da estatal.

As concessões para extração de petróleo em campos como Marlim, Marlim Sul e Albacora começam a expirar em 2025. Os contratos poderão ser prorrogados por até 27 anos – o tempo exato depende do nível de produção de cada área e do montante de investimento com que a estatal se comprometerá. É preciso dar tempo adicional, porque muitos investimentos não podem ser amortizados com o atual horizonte dos contratos. Uma plataforma, por exemplo, demora cinco anos para ser construída e não haveria retorno suficiente no período de exploração que resta.

De acordo com Braga, a mesma lógica de prorrogação dos contratos valerá para as concessões feitas até a 10ª rodada da ANP, que ocorreu em 2008 e teve 130 blocos leiloados. “Para prorrogar, as empresas terão que fazer mais investimentos”, afirma o ministro.

Os campos que têm sido deixados de lado pelas empresas também entraram no alvo do governo. No âmbito das medidas em análise no Palácio do Planalto, a agência reguladora soltará uma resolução que prevê

 

 

 

EUA – Exploradoras de petróleo perderam US$ 14 bi em 2015.

Exploradoras de petróleo dos EUA perderam US$ 14 bi em 2015

 

Durante os próximos oito dias, empresas independentes de exploração de petróleo dos EUA devem informar um prejuízo total de quase US$ 14 bilhões em 2015, resultado da queda de preços mais acentuada desta geração.

A Hess dará início à temporada de relatórios de lucros das empresas nesta quarta-feira (27), informando uma perda líquida de US$ 1,82 bilhão para o trimestre e de US$ 3,06 bilhões para o ano, seu primeiro prejuízo anual desde 2002.

A empresa também reduziu sua estimativa de reservas provadas de petróleo e gás em 24%, devido à diminuição dos preços do petróleo e à redução dos planos de perfuração.

Depois, será a vez de empresas como Murphy Oil e Anadarko Petroleum, que também foram prejudicadas com a queda de mais de 70% do petróleo desde junho de 2014.

“Não vai ser nada bonito”, disse Carl Larry, diretor de petróleo e gás da Frost Sullivan em Houston.

Os investidores puniram as exploradoras de petróleo e gás, eliminando mais de US$ 300 bilhões em valor de mercado dessas empresas no Bloomberg Intelligence North America Independent E&Ps Valuation Peer Group nos últimos 12 meses.

As trocas de dívidas distressed e as recuperações judiciais estão aumentando. As empresas demitiram milhares de funcionários, abandonaram projetos de perfuração, cortaram os dividendos e reestruturaram dívidas a fim de conservar dinheiro e evitar a inadimplência.

Para a maioria das exploradoras independentes – as que não possuem também refinarias e postos de gasolina – o fluxo de caixa foi “dizimado” pela queda dos preços do petróleo, de acordo com uma equipe de analistas da Wells Fargo Securities, incluindo David Tameron e Gordon Douthat, em uma nota a clientes do dia 25 de janeiro.

Ativos da Hess

Depois do encolhimento dos últimos cinco anos, a Hess passou de proprietária de refinarias, postos de gasolina e poços de petróleo a somente exploradora de petróleo e talvez agora lhe restem poucos ativos para vender caso precise levantar dinheiro, disse a Fitch Ratings em um relatório neste mês.

A Hess fez um corte de 40% no orçamento de perfuração para 2016, para US$ 2,4 bilhões, na terça-feira.

O prejuízo por ação no quarto trimestre dessa produtora com sede em Nova York, excluindo-se itens pontuais, foi de US$ 1,40, ganhando da média de US$ 1,47 das estimativas de 22 analistas compiladas pela Bloomberg. É o maior prejuízo estimado entre as 61 empresas do grupo BI E&Ps.

Mais tarde na quarta-feira, estima-se que a Murphy Oil informará um prejuízo de US$ 1,85 bilhão no ano completo, que seria o pior resultado em 12 meses dessa exploradora desde 1987, pelo menos, de acordo com dados compilados pela Bloomberg.

Prejuízos da Anadarko

Depois será a vez da Anadarko, que publicará resultados no dia 1º de fevereiro. Estima-se que produtora informará um prejuízo de US$ 6 bilhões para o ano passado, que também seria seu pior resultado desde 1987, pelo menos. 23

A Anadarko foi seriamente prejudicada tanto pela queda do petróleo quanto pelo desmoronamento dos preços do gás natural, que equivale a mais de 60% da produção da empresa.

Estima-se que a Occidental Petroleum e a ConocoPhillips informem prejuízos para o ano completo de US$ 2,74 bilhões e US$ 1,58 bilhão, respectivamente, no dia 4 de fevereiro. No caso da Occidental, esse seria o declínio anual mais agudo desde, pelo menos, 1987.

A ConocoPhillips não informa prejuízos anuais dessa magnitude desde 2008. Ambas as companhias têm sede em Houston.

O prejuízo estimado dessas cinco empresas juntas é de US$ 13,8 bilhões.

“Vai ser interessante ver o que as empresas vão fazer com os orçamentos de 2016”, disse Michael Scialla, analista da Stifel Nicolaus em Denver, nos EUA. “A maioria disse que pretende se manter dentro do fluxo de caixa, mas com o petróleo agora na casa dos US$ 30 e caindo, acho que elas serão obrigadas a fazer alguns cortes draconianos”.

Fonte: UOL Economia

GÁS NATURAL – Comitê Técnico Binacional se reúne na Bolívia.

Comitê Técnico Binacional discute na Bolívia contratos de fornecimento de gás natural

 

Campo Grande (MS) – Estratégica para Mato Grosso do Sul, a importação do gás natural da Bolívia para o Brasil será rediscutida em uma nova reunião do Comitê Técnico Binacional, que acontecerá nos dias 28 e 29 de janeiro, em Santa Cruz de La Sierra.

No encontro estão previstas apresentações de oferta e projeções de prospecção de gás natural por representantes do Ministerio de Hidrocarburos y Energia de Bolivia e de demanda e importação por parte do Ministério das Minas e Energia.

Também serão avaliados os contratos de compra da Petrobrás, a diversificação da importação direta de Gás Natural Liquefeito e a demanda da Usina Termelétrica Mário Covas (UTE Cuiabá), no Mato Grosso, alimentada por um ramal de 642 quilômetros de extensão.

“O gás natural é fundamental para o desenvolvimento de Mato Grosso do Sul por suas qualidades: é uma energia mais limpa, com custo baixo comparada às demais e que rende tributos importantes para o Estado, que recolhe o ICMS e pode investir em todos os segmentos”, avalia o secretário de Meio Ambiente e Desenvolvimento Econômico, Jaime Verruck.

O Comitê Técnico Binacional Brasil Bolívia foi criado para examinar possibilidades conjuntas nas áreas de interconexão elétrica, infraestrutura energética e aproveitamento de recursos hídricos. Conta com representantes titulares de ambos os países, além da Eletrobrás e da ENDE e dos ministérios de Relações Exteriores.

As ações de cooperação previstas são a promoção de intercâmbio tecnológico e de experiências no setor elétrico e o desenvolvimento sustentável de projetos hidroelétricos, o manejo integral e sustentável de bacias de grande porte e interconexões internacionais. Estudos para avaliar a continuidade no fornecimento de gás natural boliviano para o Brasil também são contempladas

Fonte: Portal de Notícias do Governo do Mato Grosso do Sul

 

GÁS NATURAL -Irã pretende retomar rapidamente sua exportação de gás natural.

Teerã – O Irã tem trabalhado para impulsionar sua capacidade de extração e exportação de gás natural, afirmou hoje Alireza Kameli, diretor gerente da National Iranian Gas Export.
Segundo o dirigente, isso inclui planos para a construção de complexos destinados a processar a commodity e exportá-la para a Europa num prazo de dois anos.
O país é dono da maior reserva de gás natural do planeta, mas há muito tem se ressentido da falta de infraestrutura necessária para exportá-la, ao contrário de concorrentes como a Rússia e o Catar.
Segundo Kameli, o país está explorando diversas opções para “se juntar ao clube do gás natural liquefeito”.
Um deles é a retomada do Iran LNG, o complexo mais avançado de liquefação do combustível no Irã.
O projeto, que estava 40% completo na época em que as sanções econômicas foram impostas, foi paralisado em 2012. Segundo o Kameli, as obras podem durar outros três ou quatro anos.
Outra possibilidade é construir um gasoduto sob o Golfo Pérsico até o Omã, que possui estrutura para processamento do gás. O dirigente afirmou que autoridades daquele país concordaram em construir o gasoduto no espaço de dois anos.
A construção de unidades embarcadas de liquefação de gás natural também foram mencionadas por Kameli, que disse ter contatado a empresa norueguesa Golar sobre o assunto. Nem a Golar nem autoridades do Omã comentaram o assunto.
Uma vez que Teerã tenha adquirido capacidade para beneficiar seu gás natural, as exportações para a Europa “podem definitivamente ser consideradas”.
Na semana passada, a Hellenic Petroleum concordou em comprar petróleo iraniano da National Iranian Oil, se tornando a primeira empresa europeia a adquirir a commodity do país desde a retirada das sanções.
Autoridades do bloco tem dito que o Irã pode se tornar um fornecedor chave de gás natural do continente, que poderia assim reduzir sua dependência da Rússia.
O horizonte de dois anos, no entanto, “não soa muito realista”, disse uma autoridade europeia.
Atualmente, as exportações iranianas chegam a cerca de 9 bilhões de metros cúbicos por ano, e são destinadas a países como Azerbaijão, Armênia e Turquia.
Uma autoridade iraniana, no entanto, afirmou que o país tem capacidade de exportar 30 bilhões de metros cúbicos para a Europa no longo prazo.
Fonte: Dow Jones Newswires.