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PETROBRAS – Ex-diretor critica à venda de ativos.

O geólogo Guilherme Estrella, ex-diretor da área de Exploração e Produção da Petrobras, fez ontem duras críticas à política de venda de ativos que está sendo implantada pela atual diretoria da estatal. Em audiência pública na Câmara dos Deputados, o ex-funcionário da estatal afirmou que o processo de “fragmentação” da cadeia de abastecimento da empresa no mercado brasileiro é “altamente prejudicial à sua sustentação no longo prazo”.
Já aposentado, Estrella é conhecido no setor por ter comandado as equipes que fizeram a descoberta das grandes reservas de petróleo na província do pré-sal. Ele também é apontado como um dos poucos integrantes da diretoria que não teve o nome envolvido no recente caso de corrupção na estatal, embora estive na companhia no momento em que os crimes foram cometidos.
O geólogo considera que a posição ocupada pela Petrobras, herdada em grande parte do antigo regime de monopólio, propicia uma vantagem competitiva no mercado nacional. Ele explicou que as “companhias integradas” do setor de petróleo, como é o caso da estatal, dispõem de estrutura de gestão que chega a ser “anticíclica”. Na prática, essas empresas conseguem se proteger das crises econômicas, disse.
Para Estrella, a Petrobras precisa continuar tendo uma presença marcante em outras áreas além da exploração e produção de petróleo. O ex-diretor defendeu a preservação dos ativos de refinarias, oleodutos, gasodutos, centros de distribuição e postos de combustíveis. “Durante a crise, enquanto um elo está mais fraco os outros estão mais fortes. Então, a fragmentação da companhia é nefasta para a sustentabilidade a longo prazo”, afirmou.
As atuais dificuldades da Petrobras com o alto endividamento devem ser contornadas, segundo o ex-diretor, com a busca pelo alongamento da dívida. No limite, ele defende uma ação direta do acionista controlador, a União, ao viabilizar a injeção de novos recursos na companhia.
Ontem, Estrella falou sobre a reação que teve diante da revelação do esquema de corrupção investigado pela Polícia Federal por meio da Operação Lava-Jato. Ele disse que, ao virem a público, as irregularidades na estatal provocaram um impacto “devastador” sobre os funcionários que trabalharam por anos de forma honesta pelo crescimento da companhia e pelo desenvolvimento do setor de petróleo no país.
A audiência foi convocada para debater o projeto de lei que propõe a retirada da obrigação de a Petrobras atuar como operadora única em campos pré-sal. O relator da matéria, deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), defende a mudança no marco regulatório que foi aprovado no governo do PT.
Fonte: Valor Econômico


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PETROBRAS – Plano de Desinvestimento pode ser prejudicado pela crise.

O plano da Petrobras de vender US$ 15,1 bilhões em ativos até o fim deste ano pode falhar por motivos que independem da empresa, como a crise econômica e política no Brasil. “A redução sustentada dos preços do petróleo, as flutuações da taxa de câmbio, a deterioração das condições econômicas no Brasil e no mundo e a crise política interna, entre outros fatores, podem reduzir ou impedir oportunidades de vendas dos ativos ou afetar o preço de venda”, informa a Petrobras no relatório 20-F, divulgado nesta quinta-feira (28) à Securities and Exchange Comission (SEC), órgão regulador do mercado financeiro dos Estados Unidos. A informação faz parte do capítulo “fatores de risco”, no qual descreve as incertezas às quais está sujeita e que podem afetar os seus resultados no futuro.
Um possível insucesso no programa de desinvestimento teria efeitos sobre o plano de negócios da Petrobras, acrescentou a empresa no documento. O plano de venda de ativos, somado a financiamentos, é considerado estratégico pela atual gestão da Petrobras, que vê na alternativa uma solução financeira para pagar dívidas, investir nas reservas de petróleo e gás natural e no abastecimento do mercado interno de combustíveis. Segundo o documento, sem desinvestir, a Petrobras estará exposta a “restrições de liquidez no curto e médio prazos”, e ficar sem dinheiro para investir.
Ao mesmo tempo, a Petrobras admite que a venda de ativos pode prejudicar “os resultados operacionais no médio e longo prazos”, porque vai implicar em uma retração do fluxo de caixa. O desafio está em encontrar a medida certa de desinvestimento a ponto de não afetar o cumprimento de metas operacionais e de geração de caixa. Em um cenário negativo, pode ser obrigada a vender mais ativos do que o previsto ou a investir menos.
“Nós não podemos garantir que seremos capazes de obter, no período de tempo esperado, os recursos e financiamentos necessários para explorar os reservatórios em águas profundas e ultraprofundas (inclusive no pré-sal) que foram licitados ou que possam ser concedidos no futuro”.
Nesse ponto, esbarra mais uma vez na crise brasileira, que pode influenciar a avaliação de risco das agências de classificação. Por ser controlada pela União, a Petrobras é diretamente influenciada pelo contexto nacional.
A empresa vai precisar de uma “ampla gama de fontes de financiamento” para seguir adiante, mas “qualquer outra redução das notas de crédito do governo federal brasileiro pode ter consequências adversas adicionais sobre a nossa capacidade de obter financiamentos ou sobre o nosso custo de financiamento e, consequentemente, sobre nossos resultados operacionais e financeiros”.
Como já havia feito no ano passado, no 20-F de 2015, a Petrobras admite que a política de preços dos combustíveis sofre interferência do governo federal. Segundo o texto, por decisão do governo, “poderá continuar a haver períodos em que os preços dos produtos não estarão em paridade com os preços internacionais”. Atualmente, a gasolina e o óleo diesel estão mais caros do que no mercado externo. Mas, por anos, os preços se mantiveram abaixo, contribuindo para conter a inflação.
Fonte: Jornal do Comércio – RS


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GNL – Portugal recebe 1º carregamento dos EUA.

O primeiro carregamento de gás natural liquefeito (GNL) norte-americano destinado à Europa chegou na terça-feira às instalações da Galp Energia no porto de Sines, noticiou hoje a agência France Presse.
Em virtude do crescimento da produção do gás de xisto, os Estados Unidos começaram a incrementar as exportações, o que, segundo a France Presse, pode fazer desequilibrar o mercado europeu e provocar uma guerra de preços com a Rússia, que é atualmente o principal exportador de gás natural para o continente europeu.
O navio Creole Spirit, que esteve a carregar o gás liquefeito desde o dia 15 de abril no terminal de Sabine Pass, estado norte-americano da Luisiana, foi fretado pelo grupo texano Cheniere Energy.
A embarcação transportou uma carga “correspondente a uma semana de consumo de gás em Portugal, ou dois por cento do total de um ano inteiro”, segundo a Galp Energia.
“Este carregamento de gás de xisto norte-americano — que representa cerca de um por cento das compras de gás natural da Galp Energia, é destinado aos clientes da Península Ibérica”, disse à France Presse um porta-voz da empresa portuguesa.
A Cheniere Energy é a primeira companhia norte-americana a exportar gás natural liquefeito das instalações de Sabine Pass.
A empresa já exportou GNL para o Brasil, no mês de março, estando previstos negócios com a Argentina e com a União Indiana.
A Europa procura reduzir a dependência energética em relação às exportações de Moscovo, após a crise do gás russo e ucraniano, que começou no ano 2000.
Além dos carregamentos efetuados pela Cheniere Energy, é possível que venham a ser efetuados novos transportes de GNL para a Europa assim que sejam concluídos os acordos comerciais com a companhia francesa EDF e a britânica BG.
Fontes: Notícias ao Minuto


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PETRÓLEO – Sauditas mudam estratégia de venda.

Sauditas mudam estratégia de venda e elevam pressão sobre os preços

A Arábia Saudita realizou sua primeira venda de petróleo a uma pequena refinaria independente chinesa. O mais significativo para os mercados é que a maior exportadora de petróleo do mundo rompeu com a prática usual de venda por meio de contratos de longo prazo, segundo o Citigroup.
A maior exportadora de petróleo do mundo vendeu uma carga à vista para a pequena refinaria Shandong Chambroad, disseram pessoas com conhecimento sobre o acordo. O carregamento de 730 mil barris deverá ser realizado em junho no tanque de armazenagem alugado pela Saudi Aramco no Japão.
“A notícia de que a Arábia Saudita está vendendo um carregamento no mercado à vista para a Ásia pode marcar a virada de um novo capítulo dramático do manual saudita”, disseram os analistas do banco em relatório. “O incomum é que haja uma venda à vista em vez do início de um novo contrato à prazo. As vendas à vista são basicamente a única forma de o reino ganhar mais participação de mercado em um mundo no qual os grandes compradores estão interessados em garantir aquisições incrementais por meio do mercado à vista, e não com acordos à prazo.”
O barril do petróleo Brent registra queda de quase 40% em relação a novembro de 2014, quando a Arábia Saudita liderou a decisão da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) de continuar bombeando para defender sua participação de mercado frente ao aumento dos estoques globais. A Aramco concluirá a expansão de seu campo de petróleo Shaybah no fim de maio para manter o nível de sua capacidade de produção total, disseram nesta semana duas pessoas informadas sobre o plano. Nos próximos meses, estima o Citigroup, o país pode adicionar 500 mil barris por dia nas suas vendas, ampliando a produção diária para 11 milhões de barris em um momento de pico da demanda por geração de energia.
A produção da Arábia Saudita atingiu recorde de 10,57 milhões de barris por dia em julho, ajudando a derrubar o Brent pelo terceiro ano seguido. Os preços subiram em relação à maior baixa em 12 anos, registrada em janeiro, em meio à possibilidade de um acordo entre os grandes produtores de petróleo para limitar a produção. Ontem, o barril para junho subiu 2,8%, fechando a US$ 45,74.
Mas em uma reunião entre 16 países produtores em Doha, no dia 17 deste mês, as autoridades sauditas anularam um acordo de congelamento da produção porque o Irã se recusou a participar de uma decisão que os analistas da BMI Research chamam de “politização progressiva” do petróleo. Em meio à maior tensão entre os dois países do Oriente Médio, a Arábia Saudita é prejudicada por seus restritivos contratos de petróleo de longo prazo em um momento em que concorrentes como o Irã estão distribuindo grandes quantidades de crédito aberto aos compradores por períodos mais longos, segundo o Citigroup.
Fonte: Valor Econômico


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ENERGIA EÓLICA – Setor vai investir R$ 12,5 bilhões até 2018.

O setor de geração de energia solar vai investir R$ 12,5 bilhões até 2018 na construção de 99 projetos contratados em leilões entre 2013 e 2015, de acordo com estimativas da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Segundo a entidade, somados, esses projetos têm 3,3 mil megawatts (MW) de capacidade instalada, quase o volume total da hidrelétrica de Santo Antônio, no rio Madeira, de 3,5 mil MW. A instituição calcula que a carteira atual de projetos em desenvolvimento possa gerar até 60 mil empregos.
“Investimentos na área de energia solar fotovoltaica podem ajudar sensivelmente o Brasil a gerar novos empregos de qualidade no momento em que o Brasil está de fato precisando de mais empregos”, diz Rodrigo Sauaia, presidente executivo da Absolar.
A entidade espera que sejam contratados outros 2 mil MW de projetos de energia solar fotovoltaica nos dois leilões de energia de reserva previstos para este ano, em julho e outubro. Segundo Sauaia, a contratação desse montante de energia resultará em um volume de demanda por equipamentos que motivará a instalação de fabricantes de componentes de geração de energia solar no Brasil.
Segundo o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) já existem 20 equipamentos de energia solar credenciados na linha Finame, produzidos por 17 fabricantes. Desse total, cinco empresas são indústrias nacionais que produzem localmente painéis fotovoltaicos para geração solar, sendo que apenas uma delas tem capacidade para fornecer sistemas de grande porte, voltados para atender à demanda dos leilões. Os demais fornecem para projetos de menor porte,
instalados em prédios e residências.
Segundo Sauaia, porém, há um gargalo para a fabricação de módulos fotovoltaicos no país, criado pela alta carga tributária. “Em alguns casos, o insumo produtivo no Brasil chega a custar 50% mais caro que no mercado internacional. E esse custo é unicamente causado por imposto”, disse, propondo a criação de uma política industrial.
Questionado sobre o preço ideal para a energia solar nos próximos leilões, Sauaia não quis falar em números, mas disse que o governo tem acertado na definição dos preços-teto para as licitações. “Entendo que o governo deve manter um nível de preços realista, factível”. Nos dois leilões do ano passado, os preços-teto foram de R$ 349 por megawatt-hora (MWh) e R$ 381/MWh. Nesses leilões, os preços médios negociados foram R$ 301,79/MWh e R$ 297,75/MWh, respectivamente.
Fonte: Valor Econômico


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PETROBRAS – Redução do déficit nas vendas de combustíveis.

Petrobras reduz déficit gerado nas vendas de combustíveis

As perdas da Petrobras com a venda de combustíveis abaixo dos preços internacionais voltam aos níveis de 2012, abaixo dos R$ 40 bilhões pela primeira vez desde dezembro daquele ano. No ritmo observado nos últimos meses, em que a empresa vem conseguindo recuperar cerca de R$ 3 bilhões ao mês, seria possível eliminar o déficit em 12 meses. A zeragem, no entanto, deve levar um pouco mais de tempo, já que a expectativa é de leve recuperação dos preços do petróleo no médio prazo, reduzindo a vantagem da Petrobras em relação aos preços externos.
“Como a expectativa é de alta do preço do petróleo no mercado externo, a recuperação das perdas deve continuar ocorrendo, embora em ritmo mais lento. Isso se a Petrobras não decidir baixar os preços dos combustíveis”, diz o diretor de pesquisa da GO Associados, Fabio Silveira. Para ele, os preços do petróleo no mercado externo devem chegar perto de US$ 50 o barril nos próximos meses. Quanto ao fortalecimento do real, que também ajuda nessa conta, no movimento de conversão dos preços externos, Silveira avalia que o impacto daqui para frente será neutro, já que a moeda deve se manter mais ou menos onde está.
Nas contas da GO Associados, após alcançar o pico de R$ 76,5 bilhões em outubro de 2014, as perdas acumuladas pela estatal com a política de preços mais baixos – processo iniciado em janeiro de 2011 – chegaram a R$ 39,2 bilhões no mês passado, R$ 25,4 bilhões a menos do que em março de 2015 (R$ 64,6 bilhões).
Já para a Tendências Consultoria, o “crédito” remanescente da Petrobras associado à venda de gasolina e diesel abaixo dos preços internacionais é ainda menor, de apenas R$ 10,7 bilhões. O diferencial se dá porque a Tendências considera o período desde maio de 2008 – data do último reajuste de combustíveis antes da mudança da política de preços no pós-crise de 2008.
Segundo Walter de Vitto, analista de energia da Tendências, é importante considerar maio de 2008 como início do período porque a empresa praticou preços bastante acima das cotações internacionais de 2009 a 2010. “Considerar apenas o período em que perdeu, de 2011 a 2014, inflaria as perdas associadas à mudança da política de preços”, diz Vitto, para quem o elevado diferencial de preços favorável à empresa desde dezembro de 2015 acelerou a recuperação das perdas. Para ele, se o atual patamar de defasagem permanecer, a empresa pode recuperar todas as perdas em, “no máximo”, seis meses.
Esse quadro de recuperação poderia ser interrompido pela queda dos preços dos combustíveis no mercado interno – algo que chegou a ser ventilado no início de abril -, mas os especialistas não acreditam que a estatal levaria o plano adiante. “Embora tecnicamente seja possível promover a queda de preços dos combustíveis para acelerar a queda da inflação, o desgaste com o mercado seria grande e poderia colocar em risco a recuperação da credibilidade da empresa”, diz Silveira.
Como a Petrobras encontra-se muito endividada, diz Vitto, esse não seria um bom momento para restringir sua geração de caixa. Zerado o crédito, diz ele, seria possível pensar no estabelecimento de regras de reajuste que tenham as variações do mercado internacional de referência como gatilho. Vitto não conta com reajuste de preços neste momento, embora não descarte a possibilidade, dado “o caráter discricionário da política de reajuste de combustíveis da Petrobras”. Em sua avaliação, isso seria mais razoável no segundo semestre, após a zeragem dos créditos que a empresa faz jus, afirma.
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Segundo Vitto, há duas semanas a gasolina estava 21,7% mais cara no mercado local e o diesel, cujo peso no faturamento da estatal é maior, 37,1% mais caro. Em março, diz Silveira, a gasolina foi vendida 28% mais cara no mercado interno, após uma diferença de 58% em favor da Petrobras um mês antes (a maior desde janeiro de 2015). Já o diesel foi vendido em março com uma vantagem de 62% (era de 71% em fevereiro).
Distante das outras avaliações, o economista Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), faz uma conta diferente ao calcular atualmente uma defasagem ainda bilionária, de R$ 223,7 bilhões. A divergência se dá porque Pires considera não só o quanto a empresa deixou de ganhar ao vender combustíveis com preço abaixo da paridade de importação, mas também o dinheiro que a Petrobras tirou do caixa para importar combustíveis vendidos abaixo do preço de aquisição. Fonte ouvida pelo Valor diz que a estatal precisou captar no mercado internacional cerca de US$ 40 bilhões para subsidiar os preços.
Para Pires, com o atual prêmio de U$ 19,9 por barril, considerando a média de preço da gasolina e do diesel, esses valores seriam recuperados em cinco anos. “Se assumirmos o prêmio médio de US$ 6 por barril desses combustíveis desde janeiro de 2015, o período de recuperação seria de 12 anos”, diz.
O preço dos combustíveis vendidos pela Petrobras sempre foi controverso e nada fácil de ser acompanhado. Controlados pelo Departamento Nacional de Combustíveis (DNC) na época do monopólio, só em 2002 a estatal conseguiu equalizar os preços de venda dos diversos derivados com os preços internacionais. A partir de 2003 a política de preços ficou dúbia. O gás de cozinha, por exemplo, ficou 13 anos sem ter aumento, de 2003 até setembro de 2015. A gasolina e o diesel não tiveram nenhum aumento em 2006 e 2007. Os preços foram reajustados em 2008, de 10% na gasolina e 15% no diesel, e em 2009 foram reduzidos em 4,5% e 15%, respectivamente.
Uma fonte qualificada com acesso à direção da estatal vê problemas com a atual política de preços da companhia, mesmo admitindo que é benéfica para o caixa da companhia. “Esse preço não é sustentável ao longo do tempo, e está sendo mantido politicamente. Amanhã um presidente pode mandar baixar para reduzir a inflação. Se o Cade funcionasse seria fácil provar que se trata de um exercício de poder de monopólio. Se a Petrobras tivesse competição, esses preços já teriam caído. Agora, o que está acontecendo é o exercício do poder de monopólio, só que ao contrário”, diz a fonte, se referindo ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica.
Para Silveira, seria preciso começar a formular uma “regra de saída”, com maior flexibilidade na formação de preços domésticos. Segundo ele, supondo que a estatal consiga zerar nos próximos 18 meses as perdas obtidas com a venda de gasolina barata, uma regra de transição mais adequada
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deveria ser estabelecida, que permitisse reajustes automáticos, independentes de decisão da direção da empresa. “Seria um mercado com oscilação maior de preços, como hoje é o petroquímico, por exemplo, em produtos como o nafta e o querosene.”
Fonte: Valor Econômico


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PETROBRAS – Para ANP, novos leilões correm risco.

Diretora da Agência Nacional do Petróleo diz que 14ª rodada está garantida, mas cortes no orçamento podem prejudicar novos processos
RIO – A crise econômica põe em risco a realização de leilões de petróleo e gás no pós-sal, segundo a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard. Com os dados exploratórios que possui, a agência garante a realização da 14.ª rodada. Mas é possível que cortes no orçamento deste ano destinado a pesquisas nas bacias sedimentares afetem os leilões que deveriam acontecer no período de “três a cinco anos”. A crise atinge também o pré-sal, que não deve ser ofertado até que as Petroleiras – Petrobrás e multinacionais – refaçam seus caixas.
A agência teve o orçamento reduzido em 51% neste ano por determinação do Ministério do Planejamento, em função da crise fiscal. Agora, negocia com o governo quais atividades serão afetadas pelo corte. Para Magda, é possível que o corte comprometa a continuidade da pesquisa das bacias sedimentares que serão levadas a leilão. Para evitar isso, propôs que os orçamentos de sísmica e de perfurações de poços, realizados para identificar novas oportunidades, sejam inseridos na terceira fase do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC 3).
“(A crise) inviabilizaria a realização de leilões mais adiante. Quando a companhia e o governo interrompem (a exploração), em um momento de crise econômica, essa falta de atividade se reflete anos depois”, afirmou Magda, em entrevista ao Broadcast, serviço de informação em tempo real da Agência Estado.
Já os leilões de pré-sal, avalia ela, despertam interesse natural por causa da alta produtividade e do retorno financeiro da região. Para a diretora, “há muita coisa boa no pré-sal”, mas as empresas vivem “um momento de restrição (de caixa)”. Em 2013, quando a área de Libra foi leiloada, a promessa era promover nova concorrência em até dois anos. Mas, diante da queda do preço do barril de petróleo, de US$ 100 para US$ 40, a visão é que é preciso discutir mais o ritmo de desenvolvimento dos 40 bilhões de barris de recursos já descobertos no pré-sal.
“Se colocar (em leilão) oportunidades grandes e múltiplas, não sei se existe necessidade e apetite. A ANP não está aqui só para colocar áreas no mercado, mas para sugerir o fomento da indústria e zelar pelo retorno dos investimentos para a sociedade. É uma agência de Estado”, afirmou. A única definição é que as próximas grandes licitações de pré-sal seguirão o mesmo molde adotado em Libra, de ofertas isoladas de áreas, como as de Pau Brasil, Peroba e Saturno, para que uma não dispute investimento com a outra.
Enquanto aguarda a valorização do petróleo, a ANP vai priorizar a oferta de áreas unitizáveis (descobertas menores de pré-sal contínuas a outras de pós-sal) licitadas em regime de concessão. “Se não licitamos, atrapalhamos o desenvolvimento de uma coisa que já está garantida, que tem o interesse das petroleiras. Se não resolvermos isso, atrapalhamos um investimento já em curso”, afirmou Magda.
A diretora indica que a 14.ª rodada também trará novidades para atrair investidores em tempos de crise. A proposta é ampliar o tamanho das áreas ofertadas, mantendo o mesmo volume de investimentos exploratórios mínimos. “Para um próximo leilão, precisamos que os programas exploratórios mínimos não estejam no mesmo nível de antes. É preciso reduzir a obrigação e o compromisso imediato da petroleira para que ela possa adquirir a área e não afetar o seu caixa de uma forma contundente demais.”
Fonte: O Estado de S. Paulo


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PETROBRAS -STS julga restrição imposta pelo Cade.

A Corte Especial do Superior Tribunal de Justiça (STJ) começou a julgar processo que discute medida preventiva imposta pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) na análise de uma operação. O caso envolve o consórcio Gemini, formado pela White Martins, Petrobras e GásLocal para a comercialização de gás natural em estado liquefeito (GNL). Por enquanto, apenas o relator votou, favoravelmente ao Cade.
O consórcio Gemini foi aprovado pelo Cade em abril de 2006, com a condição de que fosse dada publicidade aos contratos preços, prazos e condições para que o negócio pudesse ser monitorado por concorrentes.
A restrição foi imposta porque a Petrobras exerce monopólio no fornecimento de gás natural. Portanto, os concorrentes do consórcio também têm que adquirir o gás da estatal. O consórcio recorreu desta restrição na Justiça e, em 2007, as condições de transparência foram derrubadas pelo Tribunal Regional Federal (TRF) da 1ª Região.
Após receber reclamações de empresas do setor, o Cade resolveu em 2013 voltar a analisar a questão, por meio de um novo processo administrativo. Em um das reclamações, a Comgás alega que a Petrobras estaria concedendo subsídios cruzados ao consórcio Gemini por meio do fornecimento de gás natural em condições diferenciadas.
O Cade determinou então uma medida preventiva para ser adotada durante a tramitação do processo administrativo a mesma imposta para a aprovação do consórcio. Foi determinada pela superintendência geral do órgão antitruste por entender que o consórcio Gemini estaria prejudicando outras empresas do setor de gás, o que teria levado a aumentos nos preços pagos pelos consumidores no Estado de São Paulo.
A White Martins questionou a medida na Justiça e ela foi suspensa pelo TRF. Para tentar reformar a decisão, o Cade, o Ministério Público Federal e o Estado de São Paulo recorreram ao STJ. Em dezembro, o presidente do Tribunal, ministro Francisco Falcão, suspendeu as decisões judiciais que barraram a medida preventiva imposta pelo Conselho. Agora, caberá à Corte Especial decidir o assunto.
No julgamento, iniciado na semana passada, apenas o relator, ministro Francisco Falcão, votou, no mesmo sentido da sua decisão monocrática. Para o relator, a liminar que determinou a suspensão da medida imposta pelo Cade impede o Conselho de exercer função que lhe foi atribuída, revelando dano à ordem pública administrativa e também à ordem econômica.
“O sigilo deixa o Consórcio Gemini exercer uma política de preços subsidiados e práticas discriminatórias, sem que haja monitoramento pelos concorrentes”, afirmou o relator. Segundo a ementa do voto, lida pelo ministro na sessão, é necessário restabelecer integralmente a vigência da medida preventiva imposta pelo Cade, pelo menos até que o Conselho conclua o processo administrativo. Na sequência, o ministro Félix Fischer pediu vista.
Fonte: Valor Econômico


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PETRÓLEO: Tendência é perder espaços para o gás natural.

São Paulo – Depois de uma carreira de 25 anos no Bank of England, o banco central da Inglaterra — seis deles como economista-chefe da instituição —, o inglês Spencer Dale assumiu o comando do time econômico da petroleira britânica BP em outubro de 2014. Naquele ano, o preço do petróleo havia acumulado queda de quase 49%. De lá para cá, a desvalorização do barril atingiu 61%.
Dale, porém, está convicto de que viverá tempos melhores na BP. Para ele, o preço da commodity se reequilibrará em dois anos, e sua demanda global crescerá 20% até 2035.
Ainda assim, a premissa dele é que, em duas décadas, o protagonismo do setor de energia estará com o gás, combustível que mais crescerá na seara dos fósseis, e sobretudo com as fontes renováveis eólica e solar — que competirão em pé de igualdade com as energias poluentes sem nenhum subsídio (nessa seara, a BP conta apenas com três usinas de etanol no Brasil e 16 parques eólicos nos Estados Unidos).
Essas expectativas estão embasadas no BP Outlook Energy 2016, um dos mais abrangentes estudos sobre o futuro do mercado de energia. Realizado por um time de especialistas da empresa desde 2011, hoje sob o comando de Dale, o levantamento é um norte para investidores mundo afora. Da Suíça, o economista concedeu a EXAME a entrevista a seguir.
EXAME: Quais mudanças no mercado de energia mais surpreenderam a BP nos últimos anos?
Spencer Dale: Muita coisa mudou, sobretudo nos últimos quatro anos. O crescimento do gás e do óleo de xisto nos Estados Unidos foi bem maior do que esperávamos. O avanço das renováveis também surpreendeu, principalmente se considerarmos a produção de energia solar e eólica. Os custos dessas fontes caíram numa velocidade imprevista.
EXAME: Em que medida o portfólio da BP vem se adaptando a esse cenário?
Spencer Dale: BP tem reduzido o peso das operações em petróleo e aumentado sua participação em gás natural. Há dez anos, 60% de nossos negócios em fósseis estavam concentrados em petróleo. O gás respondia por 40%. Hoje, a proporção chega a 50% para cada um deles e, nos próximos cinco ou dez anos, o gás deverá responder por 60% dos negócios em fósseis.
Nossas projeções mostram que o gás natural registrará crescimento global acumulado de 44% até 2035. Trata-se do avanço mais rápido ao longo dos próximos 20 anos na categoria dos fósseis, e com um diferencial importante: é um combustível mais limpo, em termos de emissões de gases de efeito estufa, do que o petróleo.
EXAME: Como o atual patamar do preço do petróleo afetará a indústria no longo prazo?
Spencer Dale: O mercado de petróleo responde às quedas de preços como qualquer outro. A baixa está estimulando uma demanda mais forte e, ao mesmo tempo, freando a produção. No ano passado, o incremento da demanda foi de 1,9 milhão de barris por dia.
Nosso entendimento é que o cenário vai se reequilibrar nos próximos dois anos. Os mercados de commodities são cíclicos. Simples assim. Em 2004, quando a demanda saltou, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) aumentou a produção. Durante a crise de 2008 e 2009, diante de uma queda brusca no valor do barril, a Opep cortou a produção e, de novo, os preços se estabilizaram.
O problema é que meu telefone não para de tocar. São pessoas querendo saber quando o preço do barril vai começar a subir e a respostá é: eu não sei. Aprendi a não fazer estimativas de preço para o
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petróleo. Prevemos que, até 2035, a demanda global pela commodity terá crescido 20%. E esse aumento será atendido principalmente pelos Estados Unidos, com o óleo de xisto, pelo Canadá, com as areias betuminosas, e pelo Brasil, com o pré-sal.
EXAME: O pré-sal é viável na conjuntura atual de redução dos investimentos da Petrobras?
Spencer Dale: Nossa expectiva de que o Brasil se tornará um exportador líquido de energia a partir de 2020 se mantém. Considerando tanto a produção de petróleo e gás quanto as fontes hidrelétrica, nuclear e também as renováveis, a oferta energética no país superará a demanda. Em números, nós vislumbramos que, até 2035, o consumo de energia no Brasil crescerá 45%, enquanto a oferta subirá 90%.
EXAME: Há quem afirme que a exploração dos fósseis chegará ao fim em cerca de 30 anos para dar lugar às renováveis. Como o senhor vê esse tipo de previsão?
Spencer Dale: Não temos cenários que ultrapassem 2035 — 20 anos são suficientes para vislumbrar as mudanças importantes. O fato é que a agenda da energia não é mais apenas do mercado de energia, mas uma agenda que também pertence aos governos, às organizações não governamentais e à sociedade civil.
O consumo global de energia deverá crescer 34% até lá, como reflexo de uma população mundial que chegará a quase 8,8 bilhões de pessoas. Além disso, será necessário responder ao crescimento das economias asiáticas e ainda manter a temperatura do planeta em equilíbrio. Não há como privilegiar um lado em detrimento de outro.
Minha aposta é que o futuro da energia é misto: teremos uma matriz energética cada vez mais diversificada. Nós estimamos que o carvão poderá chegar a uma fatia de apenas 25% do consumo primário de energia em todo o mundo em 20 anos, a menor desde a Revolução Industrial.
Ao mesmo tempo, os custos de produção das fontes eólica e solar continuarão a cair com o aumento da capacidade instalada. Por volta de 2035, essas fontes terão crescido 285% em relação ao ano passado e estarão aptas para competir com o petróleo e o gás sem nenhum subsídio.
EXAME: A desaceleração dos investimentos em carvão é o maior sinal dessa diversificação atualmente?
Spencer Dale: Na última década, o carvão foi a fonte de energia fóssil que mais avançou, puxada pelo crescimento vertiginoso da China. No entanto, nos próximos 20 anos o cenário se inverterá. O carvão será a fonte fóssil que menos vai crescer e será substituído em importância pelo gás natural. Temos visto os chineses desistirem de explorar algumas minas neste momento de desaceleração econômica, mas o fator ambiental também é uma das razões para essa transformação em curso.
EXAME: A adoção de um mercado de carbono em nível global está sendo considerada nessa projeção de futuro?
Spencer Dale: Com certeza. Ainda que a uma taxa anual menor do que vimos nas últimas duas décadas, as emissões de gases de efeito estufa deverão crescer 20% até 2035. Um preço significativo sobre a tonelada de carbono emitida é crucial para que alcancemos as metas traçadas na conferência de Paris.
Esperamos que esse valor gire em torno de 100 dólares por tonelada (em valores de 2015) entre os países da OCDE e pelo menos entre 40 e 50 dólares por tonelada nos países restantes. Se esse senso de urgência em torno da questão climática se traduzir em políticas concretas, as implicações para a demanda dos combustíveis fósseis no longo prazo serão significativas.
Fonte: Exame


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GNL – EUA começam exportação para Europa.

Pela primeira vez, os EUA enviaram um carregamento de gás liquefeito para a Europa – o navio-tanque com gás natural liquefeito zarpou da Luisiana com destino ao porto de Sines, Portugal, aonde chegará no fim de abril, informa o Wall Street Journal.
De acordo com o Wall Street Journal, o gás americano pode “agitar” seriamente o mercado europeu, onde por algum tempo a Rússia tem dominado.
“É o início da guerra dos preços entre o GNL (gás natural liquefeito) e o gasoduto russo”, frisa o analista da Société Générale Thierry Bros.
Os Estados Unidos começaram a exportar o seu gás quando a companhia Cheniere Energy enviou a primeira remessa ao Brasil. Depois disso, a Cheniere celebrou contratos a longo prazo com vários clientes europeus.
Espera-se que a Europa seja um mercado significativo para o GNL. O gás de xisto mudou completamente o mercado energético dos EUA e, de acordo com as previsões, em 2017 o país se tornará um dos maiores exportadores de gás.
Os analistas entrevistados pelo jornal Wall Street Journal sublinham que na Europa o gás americano entrará em concorrência com o combustível da Rússia, que exporta quase a terça parte do gás consumido no continente.
Porém, de acordo com o jornal Vedomosti, os especialistas russos não dramatizam a situação:
“Com os preços atuais ($140-150 por 1.000 metros cúbicos) a exportação de GNL dos Estados Unidos para a Europa não é rentável. No Oriente Médio e na América Latina o GNL pode ter mais demanda por causa da falta de gasodutos”, declarou antes ao jornal Aleksei Grivach, vice-diretor da Fundação Nacional de Segurança Energética.
Segundo Aleksei Grivach, o início das exportações americanas para Portugal não terá influência sobre a Gazprom porque Portugal é um pequeno mercado isolado da Europa com poucas capacidades de distribuição de gás.
Seja de que maneira for, recentemente, Dusan Bajatovic, presidente da empresa estatal sérvia de gás Srbijagas disse, durante uma entrevista à Sputnik: “Quero eu dizer que não há alternativa ao gás russo no que tange à quantidade e à rentabilidade do fornecimento”.
Fonte: Sputnik Brasil