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PETROBRAS – Prioridade à térmicas afeta resultado da Petrobras.

Prioridade a térmicas dá prejuízo à Petrobrás.

 

Uso de gás para produção de energia elétrica prejudicou campos de petróleo

A Petrobrás suspendeu sete áreas da Bacia de Campos por falta de gás natural, utilizado para estimular a produção de petróleo. O gás foi redirecionado para usinas térmicas e usado como combustível na geração de energia. Amarrada por contratos de fornecimento ao setor elétrico, a petroleira se viu obrigada a adotar a manobra. O sal-do foi um rombo de cerca de R$ 6 bilhões no resultado financeiro, em forma de baixa contábil.

O ajuste está entre os fatores que fizeram a estatal registrar um prejuízo de R$ 34,8 bilhões no ano passado. Foram suspensos da carteira de projetos da Petrobrás os campos de Espadarte, Linguado, Badejo, Pampo, Trilha, Tartaruga Verde e Tartaruga Mestiça. Os cinco primeiros são campos maduros, em fase de declínio, por isso precisam da injeção para que voltem a produzir em escala economicamente viável. Já Tartaruga Verde e Tartaruga Mestiça estão em área do pré-sal e devem começar a produzir apenas no próximo ano. Pelas novas determinações do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), aprovadas há duas semanas, se permanecerem sem produção por mais de seis meses, devem ser devolvidos à União e licitados a novos investidores.

No relatório financeiro de 2015 divulgado na última segunda-feira, a Petrobrás informa que as sete áreas passaram por testes de avaliação contábil depois que o “plano de escoamento de gás” da Bacia de Campos foi revisto. Segundo a empresa, a revisão ocorreu “desconsiderando a necessidade de injeção de gás para garantir a produção de óleo, devido à elevada demanda do produto pelo mercado para geração termoelétrica, com a consequente exclusão dos campos”.

“Não faz sentido parar a produção de petróleo para usar em térmicas. Mesmo no caso de um petróleo pesado, como o produzido na Bacia de Campos. Mas, para a Petrobrás, que tem compromissos com o setor elétrico, é possível que a opção tenha sido perder menos, ao optar pelo gás da Bacia de Campos, em vez de importar o combustível mais caro”, disse o especialista pela USP, Edmilson Moutinho.

Critérios. A geração de energia e o fornecimento de gás para a produção de eletricidade pela Petrobrás nem sempre seguem critérios financeiros. A empresa gera energia subsidiada para cumprir contratos firmados ainda no governo do ex-presidente Fernando Henrique Cardoso, do período do apagão, quando foi obrigada a construir usinas para garantir o abastecimento de eletricidade ao País.

Em 2006, novamente foi convocada pelo governo a suprir o setor elétrico, dessa vez pela ministra de Minas e Energia Dilma Rousseff, com o fornecimento de gás natural para a geração térmica, ainda que, do ponto de vista econômico, o negócio não fosse rentável.

Do ponto de vista financeiro, mais lógico seria vender o produto para a indústria ou direcioná-lo às suas distribuidoras estaduais. Na época, porém, a Petrobrás firmou acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no qual se comprometeu a fornecer o combustível, sob pena de multa.

O acordo valeu até 31 de dezembro de 2015. Desde então, a Petrobrás tem a opção de tirar suas térmicas do Sistema Interligado Nacional (SIN) e optar por direcionar o gás para o mercado que considerar mais conveniente. Mas, segundo fonte do Planalto, não há nenhuma movimentação da petroleira nesse sentido. A empresa continuará tendo papel chave na segurança do fornecimento de energia no País, até que consiga se desfazer dela dentro do seu plano de desinvestimento.

Procurada, a estatal não se manifestou sobre a decisão de priorizar o fornecimento de gás para geração de eletricidade em detrimento da produção de petróleo.

Fonte: O Estado de S. Paulo

 


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PETROBRAS – Mudanças no marco regulatório.

Fim da operação única pode ser votado em maio

 

Comissão Especial do Pré-Sal pretende levar projeto ao plenário até 1º de junho

O projeto que prevê o fim da operação única da Petrobras no pré-sal poderá ser votado no plenário da Câmara dos Deputados no dia 31 de maio ou 1º junho, de acordo com o cronograma de atividades da Comissão Especial.

A apresentação do PL 4567/16, que tem como convidado o autor da proposta, senador José Serra (PSDB/SP), está prevista para a próxima terça-feira (29/3). Em seguida, no início de abril, a comissão ouvirá as avaliações da diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, e do ex-diretor-geral da agência, Haroldo Lima.

Para as audiências seguintes, a comissão contará com representantes da indústria petrolífera e de acadêmicos. Até a votação, os parlamentares discutirão as experiências internacionais da contratação de áreas exploratórias no regime de concessão e de partilha de produção, além do impacto financeiro nos estados e municípios com a redução do ritmo de exploração do pré-sal.

Fonte: Brasil Energia

 


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PETRÓLEO – Relatório da IEA.

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Relatório da IEA mantém dúvidas sobre o petróleo

 

As cotações no mercado de petróleo subiram no início deste mês para os maiores níveis em três meses, próximos a US$ 39,8 o barril para o tipo Brent e US$ 37,3 o barril para o West Texas Intermediate (WTI), comparados a patamares ao redor de US$ 30 o barril em meados de janeiro, segundo o Relatório do Mercado de Petróleo da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês, um órgão da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico – OCDE). Em editorial com o título Luz no Fim do Túnel, o texto procura explicar os motivos das enormes oscilações dos preços do óleo bruto nos últimos meses. Mas as dúvidas não foram afastadas.

De um lado há os fatores de baixa, como a desaceleração do crescimento da demanda, em especial nos Estados Unidos e na China. A IEA manteve as projeções para 2016, prevendo um aumento da demanda de apenas 1,2 milhão de barris/dia (b/d) em relação a 2015, bem inferior ao crescimento de 1,8 milhão de b/d registrado em 2015.

Do outro lado estão os fatores de alta, que predominaram nos últimos dias. Iraque, Nigéria e Emirados Árabes Unidos reduziram a produção. O aumento da oferta pelo Irã (após o fim das sanções) foi menor que o esperado. Para 2016, a IEA prevê queda da oferta de 750 mil b/d por parte dos produtores fora da Opep, notadamente Estados Unidos, pois a produção de shale gas tornou-se gravosa. A fraqueza do dólar também contribuiu para a alta das cotações do óleo. E não é descartado o efeito de uma ação conjunta dos produtores para reduzir a oferta.

Citado várias vezes no relatório, o Brasil enfrenta problemas de oferta e demanda. Está entre os países que mais rapidamente reduziram a demanda, devido à queda da atividade industrial. E a produção doméstica de petróleo caiu muito (180 mil b/d, entre dezembro e janeiro), em especial na Bacia de Campos. O escândalo na Petrobrás é parte dos problemas brasileiros: “Entre o desenvolvimento do escândalo de corrupção, que paralisou a indústria brasileira, e os preços baixos do óleo, a Petrobrás tem novamente de pegar o machado para cortar seus gastos e planos de produção”. O escândalo envolve fornecedores de que a Petrobrás necessita para desenvolver as áreas do pré-sal, segundo o texto.

O que parece claro é o impacto das oscilações de preços do óleo sobre os produtores, que acusam o golpe. Para eles, o pior é que não há certezas quanto ao comportamento futuro do mercado do petróleo.

Fonte: O Estado de S. Paulo

 


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PETRÓLEO – Preço do Brent.

Consultoria prevê manutenção do Brent na casa dos US$ 40

 

A curva de alta dos preços do petróleo observada recentemente, quando o barril do Brent saiu do patamar de US$ 30 para US$ 40, reflete a mudança das perspectivas de sobreoferta mundial do produto, na avaliação de Rodrigo Más, sócio especializado no setor petróleo da consultoria Bain & Company. Segundo ele, as quedas registradas há alguns dias estão relacionadas com a realização de lucros de curto prazo por parte dos investidores.

“Este ano deve ser ainda um ano difícil, com preços nesse patamar que estamos vendo. E [o preço] vai subir e descer de acordo muito menos com fundamentos e muito mais com especulação do mercado. O mercado vai viver em cima um pouco dessa fase especulativa de curto prazo”, afirmou o especialista.

Segundo ele, analisando os fundamentos, o cenário ainda é de sobreoferta. De acordo com dados do último trimestre de 2015, a demanda global estava em 94 milhões de barris diários, contra uma produção em torno de 96 milhões de barris diários.

“Para diminuir a sobreoferta, é preciso haver uma composição de aumento da demanda mais acelerada e da redução efetiva da produção global, para que esse excedente de 2 milhões de barris/dia comece a se aproximar do zero, e até ficar abaixo de zero. Na nossa visão, este ano os estoques vão estar altos e, muito provavelmente, esse rebalanceamento vai necessitar de mais tempo, com o preço permanecendo nesse patamar relativamente baixo”, disse Más.

Com relação à produção americana, principal alvo da estratégia dos membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) de “manter a torneira aberta”, Más avalia que o número está em cerca de 9 milhões de barris diários. A previsão da Bain & Company é que a produção dos Estados Unidos recue cerca de 500 mil barris diários este ano, o que seria uma contribuição para reduzir o excesso de estoque global atual da ordem de 2 milhões de barris diários.

Para Más, a situação de sobreoferta só deve terminar em dois a três anos, dependendo do sinal da demanda. Do ponto de vistas estrutural, a expectativa da Bain & Company, é que o preço do petróleo fique na faixa entre US$ 40 a US$ 85 o barril daqui a cinco anos.

 


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PETROBRAS – Riscos dos desinvestimentos.

 

Riscos dos desinvestimentos da Petrobrás

 

Por Adriano Pires*

Em 2015, quando a atual diretoria da Petrobrás assumiu o comando da estatal, foram tomadas duas decisões que, na ocasião, agradaram muito ao mercado. A primeira foi o corte dos investimentos. Em fevereiro de 2015, o plano apresentado durante o primeiro mandato da presidente Dilma foi cortado em 41% (de US$ 220,6 bilhões para US$ 130,3 bilhões). Em outubro de 2015, novo corte, agora de 20% na soma de investimentos do biênio 2015-2016. No início de 2016 foi anunciado o terceiro corte, com redução dos investimentos no Plano de Negócios 2015-2019 de US$ 130,3 bilhões para US$ 98,4 bilhões, mais de 24%.

A consequência principal desses cortes é de uma completa desmobilização de toda a cadeia de fornecedores, com implicações sérias para o desemprego e a renda nas regiões afetadas, além de uma drástica revisão das metas de produção de petróleo para 2020. No primeiro governo Dilma, a meta de produção era de 4,2 milhões de barris/dia, no início de 2015 foi de 2,8 milhões de barris/dia e, agora, em janeiro de 2016, passou a ser de 2,7 milhões de barris/dia.

A segunda decisão tomada e, anteriormente, sempre negada pela presidente Dilma é a venda de ativos. A diretoria da empresa anunciou um Plano de Desinvestimentos em que seriam vendidos ativos no valor de US$ 15,1 bilhões no biênio 2015-2016 e US$ 42,6 bilhões no de 2017-2018. O fato é que em 2015 a empresa só conseguiu US$ 700 milhões, com a venda de 49% da participação da Petrobrás nas concessionárias estaduais de distribuição de gás natural (Gaspetro).

Esse plano de desinvestimentos, apesar de bem-vindo, contém três grandes riscos. O primeiro é, mais uma vez, a perda de credibilidade da empresa pelo fato de que, em razão da atual situação do mercado de petróleo, é simplesmente impossível vender o valor anunciado num prazo de três anos.

O segundo risco é de que, mesmo arrecadando US$ 50 bilhões com a venda dos ativos, o problema da dívida da empresa, que hoje é de R$ 540 bilhões, não seria resolvido, só melhoraria a liquidez de curto prazo, mas, por outro lado, tiraria geração de caixa futura.

O terceiro risco, ainda pouco discutido, é o efeito que a venda desses ativos teria no mercado e para os consumidores, caso não seja revista a atual legislação e regulação. Não podemos esquecer de que, com tal venda, a Petrobrás se desfaz de monopólios, ou seja, a estatal pode estar transferindo monopólio estatal para monopólios privados.

Num país minimamente organizado e preocupado em estabelecer legislações e regulações que protejam o consumidor e o mercado da entrada de investidores abutres, os órgãos responsáveis deveriam, neste momento, estar promovendo uma revisão da regulação, adequando-a ao novo cenário que virá com a venda de ativos da Petrobrás. A própria empresa deveria, também, ter essa preocupação pelo fato de isso valorizar os ativos em questão.

Vamos a um exemplo concreto: a Petrobrás vem anunciando a venda da empresa responsável pelo transporte de gás natural na Região Sudeste. A empresa Nova Transportadora do Sudeste (NTS) surgiu de uma cisão da TAG em malha Sudeste e Nordeste. Segundo circula no mercado, a Petrobrás estaria disposta a vender 80% dessa empresa e passar sua operação ao novo acionista majoritário. Dependendo de quem for o novo operador, dos contratos assinados e das tarifas estabelecidas, isso pode gerar grandes estragos no mercado. O correto seria o governo aproveitar a venda desse ativo e estabelecer uma desverticalização no mercado de gás natural no País. Isso significaria estabelecer que a empresa compradora da NTS não pudesse estar envolvida nem na produção nem tão pouco na distribuição de gás. Esse é o modelo adotado por países que têm um mercado maduro de gás natural. Trata-se apenas de um exemplo, mas poderíamos falar dos problemas regulatórios envolvendo a venda da BR Distribuidora, das térmicas e de outros ativos. 10

É bom deixar claro que não sou contra a venda de ativos, só estou chamando a atenção para que isso deveria ser feito com a apresentação de um plano estratégico, pela Petrobrás, e com os devidos cuidados legais e regulatórios.

* Adriano Pires é diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie)

Fonte: O Estado de S. Paulo


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MPF proíbe explorar petróleo por fraturamento na Bacia Sergipe Alagoas

MPF proíbe explorar petróleo por fraturamento na Bacia Sergipe Alagoas

 

RIO – A Justiça Federal de Sergipe proibiu a exploração não convencional de petróleo e gás natural na Bacia Sergipe Alagoas. A decisão, em caráter liminar, veta o uso da técnica do fraturamento hidráulico em 24 blocos leiloados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) na 12ª Rodada, em 2013.

A medida afeta principalmente os planos de exploração da Petrobras, que arrematou 15 blocos na 12ª Rodada. Nova Petróleo SA (quatro blocos), Trayectoria (quatro blocos) e Geopark (um bloco) também foram impactadas pela decisão judicial.

A ação civil pública contrária à exploração não convencional na Bacia Sergipe Alagoas é de autoria do Ministério Público Federal de Alagoas e de Sergipe, que pede a suspensão dos efeitos da 12ª Rodada, em relação ao uso do fraturamento, “em razão dos potenciais riscos ao meio ambiente, à saúde humana e à atividade econômica regional, enquanto não houver a realização de estudos de impacto ambiental”, citou a ANP em nota.

Fonte: Valor Econômico

 


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PETROBRÁS – Desligamento de termelétricas.

 

Petrobras ameaça desligar térmicas por atraso de R$ 1,5 bilhão em repasse

 

A Petrobras enviou carta ao Ministério de Minas e Energia em que ameaça desligar suas termelétricas se não houver o pagamento de cerca de R$ 1,5 bilhão em créditos que a empresa tem a receber no mercado de energia, que não foram quitados devido à inadimplência nas operações.

“O volume de recursos devidos e não pagos… torna urgente uma providência deste Ministério para evitar que a Petrobras chegue a uma situação em que não haverá outra solução senão interromper a geração termelétrica”, afirma a estatal na carta, datada de 25 de fevereiro e disponibilizada no site da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) nesta terça-feira (22).

Na última liquidação financeira do mercado de energia, nas quais a Petrobras costuma ser uma das empresas com mais recursos a receber, houve uma inadimplência de 78% —foram arrecadados apenas R$ 1,1 bilhão, de um total de R$ 4,9 bilhões devidos aos agentes do mercado.

As liquidações, realizadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), têm apresentado alta inadimplência desde julho passado, quando diversas empresas passaram a obter liminares que as isentavam de quitar com as obrigações junto ao mercado.

A disputa judicial teve origem na menor geração de energia das hidrelétricas em 2015, que levou as empresas a buscar os tribunais para não sofrerem perdas bilionárias.

O governo federal negociou uma compensação parcial para essas perdas, mas o lento andamento do acordo com as geradoras fez com que a inadimplência se arrastasse e as liquidações atrasassem. Atualmente, não há previsão de quando deverão ser liquidadas as operações realizadas em janeiro deste ano.

Nesta terça-feira, a CCEE decidiu que as transações realizadas em janeiro deste ano serão liquidadas em 18 e 19 de abril. Originalmente prevista para 8 e 9 de março, a operação estava suspensa desde meados de fevereiro.

“Por força das disputas judiciais… a Petrobras está obrigada a arcar com grande parte deste prejuízo… prejudicando excessivamente suas reservas de caixa”, afirmou a petroleira na carta, assinada pelo diretor de Gás e Energia, Hugo Repsold.

No documento, com cópia também para a Aneel, a CCEE e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Petrobras afirma que “é importante que seja dado um tratamento excepcional e provisório para a questão, até que o problema seja solucionado”.

A sugestão da estatal é que recursos arrecadados com a cobrança das bandeiras tarifárias nas contas de energia possam ser destinados aos operadores de termelétricas, para custear despesas com combustíveis necessários à produção.

“Essa ação é essencial para que os agentes termelétricos cumpram seus compromissos e mantenham a disponibilidade de suas usinas”, apontou a Petrobras.

As termelétricas da estatal, que somam mais de 6 mil megawatts em capacidade, foram importantes para garantir a oferta de energia principalmente em 2014 e 2015, período em que a falta de chuvas reduziu a produção das hidrelétricas.

Nesta terça-feira, no entanto, o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Mauricio Tolmasquim, disse que o governo federal vai discutir o desligamento de mais termelétricas devido à 3

melhoria do cenário hidrológico neste ano, o que também pode ajudar a aliviar os custos da Petrobras.

Fonte: Folha de S. Paulo


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ETANOL – Preço alto reduz demanda.

 

Preço alto do etanol afasta consumidor

 

Depois de “resistirem” por meses à alta de preços do etanol hidratado iniciada no último trimestre do ano passado, motoristas brasileiros que antes abasteciam seus veículos com o biocombustível resolveram recuar. No primeiro bimestre, as vendas do produto caíram, em média, 6,7% no país em relação ao mesmo intervalo de 2015, e a percepção é que o tombo vai se acentuar em março.

Não é para menos. Desde outubro passado, os preços do hidratado ao consumidor final só sobem. Saíram do patamar médio de R$ 2,00 por litro nos postos do Estado de São Paulo para bater R$ 2,74 na semana passada, conforme dados da Agência Nacional de petróleo (ANP), uma valorização de 37%. Nessa mesma comparação, os preços médios da gasolina nos postos paulistas subiram 8,9%, de R$ 3,287 para R$ 3,572 por litro.

Com isso, a relação entre o preço do etanol e o da gasolina subiu de 66%, em outubro, para 76% neste mês. Conforme parâmetro mais aceito pelo mercado, para ser vantajoso economicamente ao motorista, o etanol tem que valer até 70% do preço da gasolina.

Mas não é essa relação que vem pesando no bolso do motorista brasileiro, segundo especialistas. O consumidor vem escolhendo o combustível mais “barato” em termos absolutos. Até janeiro, a diferença de preços entre etanol e gasolina estava se mantendo no patamar de R$ 1 por litro. “Com essa diferença, o consumidor conseguia colocar mais combustível no tanque ao escolher etanol”, disse um trader. Mas, em fevereiro e março, essa diferença de R$ 1 caiu, chegando a patamares mais próximos de R$ 0,80 por litro.

Assim, uma parte dos consumidores que antes abastecia seus veículos com etanol passou a migrar para a gasolina. Além disso, observa-se uma redução do consumo do chamado ciclo Otto, que engloba os dois biocombustíveis – considerando que o etanol tem um rendimento energético equivalente a 70% do rendimento da gasolina.

No primeiro bimestre deste ano, as vendas de combustíveis desse grupo recuaram 3,47%, para 8,431 bilhões de litros, conforme cálculos realizados com base em informações da ANP. Em igual intervalo de 2015, essas vendas atingiram 8,735 bilhões de litros.

A desaceleração do consumo de combustíveis no país começou no ano passado, com a queda da atividade econômica. Em 2015, a venda de combustíveis do ciclo Otto cresceu apenas 0,3%, depois de anos consecutivos de taxas de crescimento superiores a 6%.

O patamar de queda das vendas do ciclo Otto dos primeiros dois meses deste ano deve persistir ao longo de 2016, na visão da maior trading de etanol do mundo, a Copersucar. A companhia projeta uma retração de 3% neste ano.

Mais otimista, a SCA Trading projeta que, na média do ano, o consumo do ciclo Otto em 2016 vai cair 1,3% frente a 2015. “Vemos um recuo mais acentuado no primeiro semestre, na ordem de 3%, mas uma estabilização no segundo”, avalia o diretor da SCA, Martinho Seiiti Ono.

Independentemente do desempenho do ciclo Otto, a demanda por etanol tende a se recuperar um pouco com a entrada da nova safra de cana do Centro-Sul. Algumas usinas começaram a produzir etanol em março, o que já causa alguma pressão sobre os preços nas usinas. O indicador Cepea/Esalq para o hidratado na usina entre 14 e 18 de março caiu 1,01%, para R$ 1,9330 o litro.

“Esse novo preço deve demorar uns 15 dias para chegar na bomba”, diz Ono. Ele observa, no entanto, que para voltar a ficar mais competitivo nos postos, o etanol teria que cair na usina dos 12

atuais R$ 1,93 para R$ 1,65 o litro. “Com isso, o preço nos postos teria potencial para cair de R$ 2,74 para R$ 2,49 o litro [em São Paulo]”.

Fonte: Valor Econômico


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PETROBRAS – Divulgado prejuízo.

No quarto trimestre, perdas chegaram a R$ 36,938 bilhões. Baixas contábeis de ativos e investimentos afetaram a companhia

A Petrobras registrou prejuízo recorde de R$ 34,836 bilhões em 2015. Boa parte dessa perda foi obtida no quarto trimestre, quando a empresa teve prejuízo de R$ 36,938 bilhões. As perdas bilionárias foram causadas pelo impairment, baixa contábil, de ativos e de investimentos, principalmente em função do declínio dos preços do petróleo e incremento nas taxas de desconto, reflexo do aumento do risco Brasil pela perda do grau de investimento e despesas de juros e perda cambial.

A empresa teve prejuízo operacional de R$ 12,391 bilhões, impactado pelas perdas do último trimestre de R$ 41 bilhões. O resultado é menor que o visto em 2014 de R$ 21,322 bilhões. O ebtida ajustado da empresa alcançou R$ 73,859 bilhões no ano passado, 25% superior a 2014 pelos maiores preços de diesel e gasolina, além da redução dos gastos com participações governamentais e importações de petróleo e derivados. No quarto trimestre, o ebtida ficou em R$ 17 bilhões.

A área de Gás e Energia teve lucro de R$ 817 milhões em 2015, revertendo prejuízo de R$ 1,479 bilhão do ano anterior. No quarto trimestre, houve prejuízo de 1,995 bilhão. O lucro anual decorreu da redução nos custos de aquisição de gás importado; da maior margem de comercialização do gás natural, em função de acréscimo do preço médio de realização; e menores perdas com recebíveis do setor elétrico.

Esses feitos foram compensados pela menor margem de energia elétrica, devido ao recuo de 57% do PLD; impairment das unidades de fertilizantes nitrogenados III e V; e despesas tributárias referentes ao diferimento de ICMS sobre a aquisição de gás natural e estorno de crédito de ICMS sobre operações de transporte de gás. O prejuízo do quarto trimestre, por sua vez, foi causado pela baixa contábil da unidade de fertilizante III, perdas com recebíveis do setor elétrico, além de menor geração de energia elétrica.

As vendas de energia da empresa no ambiente de comercialização livre caiu 27% para 858 MW médios. Segundo a empresa, essa queda deveu-se a migração de parte do lastro disponível para o ambiente de comercialização regulada. No ACR, as vendas aumentaram 30% para 3.160 MW médios. A geração de energia ficou estável em 4.646 MW médios.

Segundo Aldemir Bendine, presidente da Petrobras, não haverá distribuição de dividendos para executivos e de participação nos resultados para funcionários e diretores. A empresa realizou investimentos de R$ 76,315 bilhões no ano passado, 12% menor que no ano anterior. Os aportes na área de Gás e Energia caiu 57% para R$ 2,581 bilhões. O executivo disse nesta segunda-feira, 21 de março, que os investimentos para este ano ainda não foram fechados.

As baixas contábeis de quase R$ 50 bilhões, foram impactadas principalmente pela área de Exploração e Produção, onde alcançaram R$ 38,292 bilhões, dos quais a maior parte foi de campos de produção de R$ 36,184 bilhões. Bendine disse, em relação as dívidas do setor elétrico, que ainda estão pendentes cerca de R$ 2 bilhões pelo fornecimento de combustível para geração de energia elétrica, principalmente na região Norte. Ele afirmou, porém, que a dívida está sendo negociada e a maior parte do passivo já foi equacionado com apresentação de garantias reais.

Fonte: CanalEnergia

 


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O GÁS E SEUS BENEFÍCIOS

 

Em 2010, o então bilionário Eike Batista propagou para todo o mundo que a OGX havia descoberto uma grande reserva de gás na Bacia do Parnaíba, no Maranhão, com potencial para produzir 15 milhões de metros cúbicos/dia. Eufórico, declarou que se estava diante de uma “meia Bolívia”, fazendo referência às reservas daquele país que entregava cerca de 30 milhões de metros cúbicos diariamente à Petrobras.

E assim, nesse entusiasmo, com as ações da OGX se valorizando cada vez mais, todas as atenções se voltaram para a Bacia do Parnaíba e logo se vislumbrou uma grande transformação econômico-social no Maranhão, especialmente nessa região, com a exploração do gás natural.

Os anos foram se passando, a exploração de gás se ampliou do município de Capinzal do Norte, onde houve a primeira descoberta, para outras cidades maranhenses. Até uma termelétrica foi construída, no município vizinho de Santo Antônio dos Lopes, em função do gás.

Mas não demorou muito para o império do então homem mais rico do Brasil e 8º mais rico do mundo ruir. Sua fortuna, avaliada em 2012 em mais de US$ 34 bilhões, reduziu-se a um patrimônio líquido negativo de cerca de US$ 1 bilhão. As perdas incluíram a venda de seus negócios, entre as quais a OGX, um baque entre tantos para Eike Batista.

Hoje, o controle ex-OGX tem à frente a Parnaíba Gás Natural (PGN), que atualmente opera oito campos, oito Planos de Avaliação de Descoberta (PADs) e 13 blocos exploratórios, somando 25 mil Km². Com uma produção média de gás de 4,9 milhões de m³/dia, a empresa é a maior operadora privada de gás natural do Brasil.

Ao contrário de Eike Batista, o presidente da PGN, Pedro Zinner, tem os pés no chão. Ele desmistificou a história de “meia Bolívia”, ao declarar que isso não existe. No entanto, disse que se tem gás suficiente para se honrar os contratos. E assim, com planejamento, cautela e estudos, a PGN vem desenvolvendo seu plano de exploração, obtendo bastante êxito. Tanto que a empresa, em pouco tempo, declarou a comercialidade de vários poços, colocando-os em operação.

Os mais recentes foram os campos de Gavião Vermelho (GVV) e Gavião Branco (GVB), localizados nos municípios de Capinzal do Norte e Lima Campos, respectivamente, onde foram investidos R$ 771 milhões.

A entrada em operação desses dois novos campos é fundamental para se atingir a meta traçada pela Companhia de elevar a capacidade de produção de 4,9 milhões de m³/dia para 8,4 milhões m³/dia até julho deste ano. Outro campo, o de Gavião Branco Sudeste, também deve entrar em operação brevemente.

Resta esperar que realmente essas descobertas tragam benefícios de fato para o estado do Maranhão e principalmente para a população desses municípios, pois há a expectativa de atrair novos investimentos se gerar mais emprego e renda.

Também é de se esperar que o gás tenha outra utilização que não somente atender a demanda das Usinas Termelétrica do Complexo Parnaíba, operadas pela Eneva.

A indústria, o comércio, o setor automotivo e até mesmo o consumo residencial maranhense quer ser beneficiado com o gás natural. Estudo de mercado comprova que demanda de consumo existe e é dever do Governo do Estado, como também das entidades de classe, cobrar da PGN essa reserva de gás para atender a esses segmentos.

Fonte: O Estado