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PETRÓLEO – Aquisições no setor de energia.

Temor menor pode acelerar negócios no setor de petróleo e gás

 

As aquisições deverão ganhar força no setor de energia com a estabilização dos preços do petróleo e do gás e com o abrandamento do temor em relação aos negócios ruins, segundo a Ernst & Young.

As aquisições vão acelerar no quarto trimestre e a maioria dos negócios anunciados será finalizada no ano que vem, disse Andy Brogan, líder global de transações do setor de petróleo e gás da consultoria. Há cerca de 2.000 ativos de energia disponíveis globalmente e compradores e vendedores estão ganhando confiança em um momento em que as expectativas de preço do setor “se aglutinam”, disse ele.

O petróleo tem sido negociado em uma faixa entre US$ 42 e US$ 52 o barril desde o início de junho após quase dobrar em relação ao menor valor em 12 anos, registrado em fevereiro, em meio à especulação de redução do excedente global. Até esta altura do ano, os negócios do setor de petróleo e gás superaram as fusões e aquisições do mesmo período de 2015 apenas na América do Norte, segundo dados compilados pela Bloomberg. O ano passado como um todo marcou o nível mais baixo desde 2004.

“Todos agora meio que se recompuseram para a nova curva à frente”, disse Brogan, por telefone, de Londres, na sexta-feira. “A forma como o mercado estava se movimentando destruiu a confiança das pessoas que entendiam o funcionamento do mercado. Agora as pessoas podem conversar a respeito do valor de um ativo com ambos os lados sabendo que não serão feitos de bobo ao fazerem negócio”.

Custos marginais

Cerca de 80 por cento dos ativos anunciados para venda são projetos upstream, segundo Brogan. As expectativas de preço para um período de até 15 anos poderão ajudar os compradores a analisarem o valor de um ativo com vida útil de 20 a 30 anos, disse ele.

Os preços internacionais do petróleo atualmente são estabelecidos pelo custo da produção marginal do xisto dos EUA, disse Brogan. Devido ao investimento insuficiente em produção futura provocado pelos preços mais baixos, em dois ou três anos o mercado voltará ao ponto em que a Organização dos Países Exportadores de Petróleo produz o barril marginal, segundo Brogan.

“A esta altura a Opep está novamente em uma posição na qual, se agir com coerência, poderá reintroduzir a disciplina de preço”, disse Brogan.

Na semana passada, a Exxon Mobil fechou a aquisição da produtora de gás natural InterOil para adicionar descobertas em Papua-Nova Guiné ao seu portfólio. Como a faixa de potenciais pagamentos avalia o acordo em até US$ 3,6 bilhões, esta pode ser a maior aquisição da Exxon desde que comprou a produtora de xisto americana XTO Energy por US$ 35 bilhões, em 2010.

“Vimos uma série de processos serem iniciados no mês passado ou antes, o que indica, em primeiro lugar, uma confiança renovada entre os vendedores de que podem realmente iniciar um processo e concluí-lo”, disse Brogan. “Segundo, também estamos vendo um interesse renovado do lado dos compradores”.

Fonte: UOL / Bloomberg

 


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ENERGIA ELÉTRICA – Lanternas Vermelhas.

Lanternas vermelhas

 

A compra de 23% do capital da CPFL Energia, que pertenciam à construtora Camargo Corrêa, pela estatal chinesa State Grid foi apenas o último ato do que promete ser uma empreitada de lances audaciosos: a invasão do setor elétrico brasileiro pela China. Nos cálculos dos analistas do banco Goldman Sachs, algo entre R$ 65,6 bilhões e R$ 102,6 bilhões em ativos do setor elétrico (nas áreas de geração, transmissão e distribuição) devem se tornar disponíveis para venda, o que levou os analistas a considerarem 2016 como o ano de oportunidades acima da média para operações de fusão e aquisição nesse setor no Brasil.

Uma conjunção de fatores deve atrair os chineses e outros investidores estrangeiros para empreendimentos já prontos ou em construção no setor elétrico: o colapso fiscal que impede o desembolso do investimento público; escassez de crédito para financiar os grandes projetos no setor; os efeitos econômicos da Operação Lava Jato, forçando várias empreiteiras a se livrarem dos negócios na área de geração; a necessidade de venda de ativos da Eletrobrás; o dólar mais forte, entre outros.

Diante do apetite chinês, uma questão deve ser analisada com cuidado: quão saudável é ter um número elevado de ativos num setor tão estratégico como o elétrico nas mãos de um único país? Desde 2010, apenas a State Grid e a China Three Gorges (CTG), outra estatal chinesa, investiram pelo menos R$ 38 bilhões na compra de ativos de geração, transmissão e distribuição no Brasil, conforme levantamento da repórter Anne Warth, especialista no setor elétrico. A expectativa é de que não somente essas duas empresas arrematem mais empreendimentos nas próximas semanas e meses, como também outros investidores chineses desembarquem no Brasil e abram as carteiras.

O ponto crucial na questão da concentração de ativos no setor elétrico pela China recai sobre a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), considerada como a entidade reguladora e fiscalizadora que melhor cumpre seu papel entre seus pares. Se a Aneel seguir desempenhando com a capacidade já reconhecida em defesa dos consumidores brasileiros, é razoável esperar que a vinda dos chineses somente deva melhorar a eficiência do setor elétrico, resultando em maior competitividade para a economia brasileira, uma vez que a eletricidade é um custo importante em praticamente toda a cadeia produtiva do País.

Ao contrário de outros segmentos da economia, como o de montadoras de automóveis, as empresas chinesas têm uma reputação de excelência no setor elétrico. Vários analistas acreditam que a gestão dos chineses no longo prazo terá um desfecho diferente do que se considerou em relação a outros investidores estrangeiros, como a americana AES, cujo histórico de desempenho ficou muito aquém do esperado em termos de eficiência no atendimento ao mercado mais cobiçado do País, o da cidade de São Paulo.

Outra vantagem da invasão chinesa está no lado fiscal. O custo do capital na China é bem inferior ao do Brasil. E os grupos nacionais atuando no setor elétrico sempre tiveram um histórico de dependência dos financiamentos subsidiados do BNDES, o qual recorreu a aportes bilionários do Tesouro Nacional nos últimos anos. Ou seja, o contribuinte brasileiro invariavelmente financiou a expansão do setor elétrico. Os chineses vêm fazendo os investimentos sem recorrer aos recursos públicos do Brasil. Isso se torna mais relevante em um momento de necessidade de ajuste fiscal do setor público e também de redimensionamento da estratégia de atuação do BNDES.

A desconfiança em relação ao avanço da China sobre um setor tão importante para a economia do País é natural, porém infundada até o momento. A realidade é que as sociedades mistas nacionais do setor elétrico – federais ou estaduais – são reconhecidamente ineficientes, muitas delas inchadas de funcionários, vulneráveis a interesses políticos, guiadas pelo corporativismo e pouco ágeis nas suas decisões. No pior das hipóteses, se, num exemplo extremo, as empresas chinesas venham a 20

enfrentar problemas econômicos ou financeiros no país de origem, elas não poderão levar do Brasil as linhas de transmissão ou as usinas hidrelétricas. É só cassar a concessão.

Fonte: O Estado de S. Paulo


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GÁS NATURAL – Distribuidoras pretendem negociar com a Bolívia.

 

Distribuidoras de gás natural do Brasil devem concluir nas próximas duas ou três semanas estudos para traçar estratégias para a negociação do gás boliviano, enviado ao país via gasoduto Bolívia-Brasil, cujo contrato com a Petrobras caminha para vencer em 2019, afirmou nesta quarta-feira a diretora do departamento de gás natural do Ministério de Minas e Energia, Symone Araujo.

Hoje, a Petrobras compra o gás da Bolívia e entrega às distribuidoras, que passarão a ter participação nas negociações com os bolivianos.

Diante de suas dificuldades financeiras, a estatal busca reduzir progressivamente a sua participação na indústria de gás natural, principalmente em ativos ligados à infraestrutura.

Symone explicou que o ministério será responsável por coordenar as negociações entre as empresas, o que considera razoável já que se tratam de negociações entre dois países.

“O MME foi o primeiro a convidar as distribuidoras para um encontro em janeiro passado…as distribuidoras contrataram alguns estudos, eu acho que nas próximas duas ou três semanas as distribuidoras vão apresentar um desenho de como elas imaginam que pode ser essa nova participação”, afirmou durante evento no Rio de Janeiro.

A diretora do ministério evitou fazer previsões sobre quais serão os volumes importados pela Petrobras e distribuidoras.

Ela destacou que esses detalhes devem estar explicados no próximo Plano de Negócios e Gestão da petroleira.

Fonte: Extra

 


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PETROBRAS – Compartilhamento de terminais de GNL.

 

Objetivo da companhia é otimizar ativos e aproveitar a capacidade ociosa

A Petrobras está estudando a possibilidade de compartilhar terminais de regaseificação. De acordo com o gerente de comercialização de GNL da companhia, Victor Raposo, essa pode ser uma forma de utilizar a capacidade ociosa e otimizar os ativos ao mesmo tempo.

“A Petrobras vem avaliando bastante essa possibilidade (…. Existem algumas dificuldades, temos que superar entraves tributários que reduzem a eficiência de um arranjo com mais de um player operando dentro do mesmo terminal, mas isso é possível e tem muito valor”, explicou Raposo durante um evento no IBP nesta quarta-feira (27/7), no Rio de Janeiro.

Outra possibilidade de otimização das operações de gás apontada pelo executivo foi a criação de arranjos comerciais para casar o suprimento de GNL e a instalação de termelétricas.

“Se houver mais empresas trabalhando, cooperando no sentido de tentar encontrar arranjos comerciais que otimizem as operações, esse é um grande espaço para negócios” afirmou Raposo.

A companhia também considera fazer cooperações internacionais, como acordos de swap com companhias asiáticas. De acordo com Raposo, o mercado de GNL tem grande capacidade de crescimento na América Latina.

“Oportunidades num mercado como esse de associação de compradores, parcerias com as empresas que farão o suprimento destes mercados, são algo que devemos discutir e avaliar” defendeu o executivo.

Como parte de seu plano de desinvestimento, a Petrobras está vendendo seus terminais de GNL no Rio de Janeiro e no Ceará, com termelétricas associadas. A capacidade de regaseificação é de 20 milhões de m³ por dia no terminal do Rio de Janeiro e de 7 milhões de m3 por dia no terminal do Ceará.

A petroleira pretende levantar US$ 14,4 bilhões com a venda de ativos entre 2015 e 2016 e US$ 42,6 bilhões em 2017 e 2018.

O Brasil tem terminais com capacidade para regaseificar 41 milhões de m³/d de GNL. A Petrobras opera três deles, sendo um na Bahia, um no Rio de Janeiro e um em Pecém, no Ceará.

Fonte: Brasil Energia

 


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PETROBRAS – As multinacionais agradecem.

Presidente da Petrobras defende fim da obrigatoriedade no pré-sal

 

Proposta já passou pelo Senado e aguarda análise na Câmara

BRASÍLIA – O presidente da Petrobras, Pedro Parente, defendeu a votação do projeto que retira da empresa a obrigação de participar, com pelo menos 30%, de todos os consórcios de exploração do pré-sal. A proposta já passou pelo Senado Federal e aguarda análise do plenário da Câmara dos Deputados. Parente falou à imprensa após reunião com o ministro da Fazenda, Henrique Meirelles, nesta quarta-feira.

— Acho que é uma mudança fundamental para o país e para a empresa. A empresa já se manifestou a favor, achamos que o quanto antes isso for feito melhor será porque vai proporcionar melhores condições de competição nos próximos leilões.

Ele disse que a reunião com Meirelles foi uma visita de cortesia e garantiu que não tratou de reajustes da gasolina ou aumento da Cide combustíveis.

— Foi só uma visita, sem decisões.

Fonte: O Globo

 


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PETROBRAS – Venda de ativos.

Petrobras fecha operação de venda de ativos na Argentina

 

A Petrobras informou que finalizou na quarta-feira a operação de venda da totalidade de sua participação de 67,19% na Petrobras Argentina (PESA), para a Pampa Energía. De acordo com a estatal, a operação foi concluída com o pagamento de US$ 897 milhões pela argentina Pampa Energia, depois de cumpridas todas as condições precedentes previstas no contrato, assinado em 13 de maio.

A Petrobras explicou que a operação prevê pagamentos contingentes relacionados a eventos futuros, como renovações de concessões, e contempla um acordo para operações subsequentes visando a aquisição, por parte da Petrobras, de 33,6% da concessão de Rio Neuquen – áreas com potencial de produção de gás natural na Bacia Neuquina, na Argentina – e de 100% do ativo de Colpa Caranda – campos de produção de gás natural na Bolívia – por um valor total de US$ 52 milhões.

A aquisição está sujeita à aprovação pelo Conselho de Administração da PESA.

A operação de venda dos ativos na Argentina, assim como a venda dos ativos no Chile já realizada no valor de US$ 490 bilhões, faz parte do processo de venda de ativos da companhia necessários para conseguir executar seus investimentos.

A meta é vender US$ 14,4 bilhões até o fim do ano. Com a venda dos ativos na Argentina e no Chile, ficam faltando ainda cerca de US$ 13 bilhões de vendas de ativos para atingir a meta.

Fonte: O Globo

 


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GAS NATURAL – O contrato mais visado.

O contrato mais visado

 

Aproxima-se o momento de o Brasil negociar com a Bolívia novo acordo para importação de gás natural, que pode ser diferente em muitos aspectos: prazo, preço e até mesmo compradores.

Há muito tempo o mercado de gás natural brasileiro não esteve tão sujeito a mudanças como está hoje. Venda da Gaspetro, negociações pela alienação da Liquigás e as malhas da NTS e TAG, swap regulamentado – isso só para citar algumas. Além do desinvestimento da Petrobras no setor, outra questão tem ocupado a cabeça (e a agenda) de consumidores, distribuidores e produtores: o contrato de fornecimento de gás natural com a Bolívia. Menos de três anos separam o Brasil de uma decisão que vai definir se, para o mercado de gás, a expressão “sujeito a mudanças” é sinônima de “aberto” ou “exposto”.

O Brasil importa hoje da Bolívia cerca de 30% de sua demanda, volume transportado pelo Gasbol, o maior gasoduto da América do Sul, com 3.150 km de extensão. Esse volume foi negociado em 1996, quando a Petrobras assinou um acordo de longo prazo com a estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para compra de 30,1 milhões de m3/dia de gás natural até 31 de dezembro de 2019.

Recentemente, a Petrobras tem dado claros sinais de que vai focar as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, vendendo participação acionária em ativos complementares, como a Gaspetro – subsidiária do segmento de distribuição cuja venda de 49% para a Mitsui está suspensa por decisão judicial – e a Liquigás – que atua na comercialização de gás liquefeito de petróleo (GLP) e que já está sendo negociada. Por isso, havia dúvidas com relação ao interesse, e até mesmo à condição, da petroleira de fechar um novo contrato de 20 anos com a Bolívia, cuja capacidade de fornecimento também é questionada pelo mercado.

Parece, no entanto, que parte dessa incerteza foi sanada. Cósme Polêse, presidente da distribuidora catarinense de gás natural SCGás, afirmou que “a Petrobras já sinalizou [para as concessionárias atendidas pelo Gasbol] que não será a contratante do volume de gás natural do qual precisamos hoje, o que significa que teremos de buscar soluções próprias”. Resta saber quais.

Gasbol dispensável?

O empreendimento tem seu início em Santa Cruz de La Sierra, a maior cidade da Bolívia, e entra no território brasileiro pelo Mato Grosso do Sul, passando ainda por São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul, onde termina. Assim, é quase impossível imaginar uma opção para as distribuidoras que atendem esses estados, especialmente no Sul do Brasil, que não inclua o gás boliviano – levando em consideração a rede física e também contratual já constituída a partir do Gasbol.

Segundo Polêse, porém, todas as opções serão consideradas. “A SCGás recebe 2 milhões de m3/dia de gás natural pelo Gasbol. Esse volume hoje é suficiente para operar o mercado de Santa Catarina, mas no cenário futuro, depois de 2020, não será.” A distribuidora não descarta nenhuma alternativa para manter e até ampliar essa oferta, seja comprando gás nacional da Petrobras, importando gás natural liquefeito (GNL) ou fazendo um contrato próprio diretamente com a YPFB.

A ideia é fazer uma chamada pública para que os interessados façam suas ofertas e, assim, a concessionária possa formular uma solução de longo prazo, para um cenário de 20 a 30 anos de consumo de gás natural. “É possível que não façamos um contrato direto com a Petrobras, mas uma chamada pública por estado, ou por um consórcio de estados, ou até uma SPE [Sociedade de Propósito Específico] com a participação das diversas distribuidoras”, diz o executivo. 12

Outra concessionária envolvida na renovação do acordo de compra entre Brasil e Bolívia é a Sulgás, que atende o mercado do Rio Grande do Sul. A distribuidora afirmou que “considera importante a negociação para compra de gás natural produzido na Bolívia e, por isso, tem participado de fóruns de discussão com outras companhias, a fim de buscar a melhor alternativa para essa aquisição”.

A Comgás (SP), a maior distribuidora do país e que recebe 40% de seu gás via Gasbol, também citou a importância da oferta boliviana, mas não entrou em detalhes sobre a negociação. Já a Petrobras se limitou a dizer que “vai avaliar os termos e as condições de um possível novo contrato de importação de gás natural boliviano”.

Na visão de especialistas, pode ser mais interessante pensar em acordos de curto ou médio prazo, tanto para a Petrobras, quanto para as distribuidoras. “Agora que a infraestrutura já está pronta, não é preciso fazer um novo contrato de 20 anos, talvez períodos de quatro ou oito anos sejam mais interessantes neste momento”, de acordo com Sylvie D’Apote, sócia-diretora da consultoria Prysma.

Oferta duvidosa

Um dos motivos para reduzir o período de possíveis contratos futuros com a Bolívia é a dúvida com relação às reservas disponíveis no país. A produção de petróleo e gás é uma atividade que depende de constante investimento, caso contrário, os campos produtores entram em declínio e a oferta diminui. Além disso, é um recurso finito, o que significa que também é preciso investir no mapeamento de novas reservas para não ficar de mãos abanando quando reservas antigas se esgotarem.

Em meados do ano passado, a consultoria gaúcha Gas Energy divulgou resultados de um estudo que demonstravam que a Bolívia só seria capaz de ofertar 62 milhões de m3/dia de gás natural em 2019, volume 9% inferior à demanda prevista, de 68 milhões de m3/d. Apesar de a entrega para o Brasil continuar no mesmo volume – até pela capacidade limitada do Gasbol -, a previsão da consultoria é que a Argentina expanda sua rede de transporte e absorva os 27 milhões de m3/d que contratou da Bolívia (hoje o país recebe por volta de 19 milhões de m3/d).

Há ainda a perspectiva de que a demanda interna do país suba no período.

“A dinâmica das curvas de oferta e demanda da Bolívia não estão na mesma velocidade. O consumo interno tem crescido muito, o que deve aumentar com alguns projetos de industrialização. Há também a perspectiva de que a Argentina use todo o seu contrato com a Bolívia. Além disso, investimentos em upstream não têm resultado imediato, mesmo que as áreas produtoras sejam conhecidas”, explicou Rivaldo Moreira Neto, gerente técnico da Gas Energy.

Para Sylvie, a incerteza quanto às reservas deve influenciar o lado brasileiro da negociação a buscar prazos menores, em vez de um novo contrato de longo prazo. “[A Bolívia] não tem 20 anos de reserva, ponto.”

De acordo com a imprensa boliviana, o vice-presidente Álvaro García Linera afirmou em julho que o país vai aumentar suas reservas de 11 trilhões de pés cúbicos (TcF), de hoje, para 30 TcF, em 2020. Valor alto, que traz dúvidas ao mercado.

Um estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI) calculou que, em um cenário de demanda enfraquecida, a Bolívia precisaria investir US$ 5,4 bilhões para garantir a oferta adicional de gás necessária para atender às demandas interna e externa do país. No caso de maior consumo, o valor chegaria a US$ 7,1 bilhões.

De qualquer forma, a consultora acredita que não há tempo hábil para colocar tantas reservas em produção. “Mesmo que o governo da Bolívia flexibilize as regras para atrair novos investimentos, como tem tentado fazer, esse processo demora a dar frutos. Temos menos de três anos de agora até 13

o fim do contrato. Não há como atrair investimentos, conduzir atividades de exploração e ter resultados de produção nesse período. É pouco tempo.”

A exigência é simples do lado de cá da fronteira: “Quando se firma o contrato, é preciso ter a certeza de que o fornecimento está seguro. É o mínimo”, disse Polêse, da SCGás.

Preço em discussão

Em dezembro de 2015, a imprensa boliviana noticiou que o governo de Evo Morales tentaria elevar o preço do gás natural na renegociação do contrato de venda com o Brasil. Aideia seria aumentá-lo em 78%, passando dos atuais US$ 5,70/milhão de BTU para US$ 10,16/milhão de BTU. A possibilidade, contudo, foi desacreditada pelo mercado brasileiro.

“Partindo-se do princípio de que os preços para o mercado de gás devem ter como referência as cotações internacionais, é razoável supor que as negociações envolvendo o gás da Bolívia adotem como referência esses parâmetros”, comenta Marcio Balthazar da Silveira, ex-gerente da Petrobras e atual sócio da consultoria NatGas Economics.

Os preços competitivos do GNL no exterior também ajudam. O Brasil tem três terminais de regaseificação, todos da Petrobras, que totalizam 35 milhões de m3/dia de capacidade – que, por sinal, estão bem ociosos no momento. No ano passado, os terminais produziram 17,9 milhões de m3/dia, 10% a menos que em 2014. Segundo os dados mais recentes do Ministério de Minas e Energia (MME), a Petrobras regaseificou 660 mil m3/dia em maio de 2016, devido ao corte do despacho termelétrico e ao menor consumo interno.

Quando a demanda voltar a subir, pode ser mais interessante investir na instalação de novos terminais e contar com a oferta de gás nacional, que deve aumentar com o pré-sal, lembrou Ieda Gomes, da FGV Energia.

“Existe ainda a questão da tarifa de transporte. No último contrato, esse valor era também referente à construção do gasoduto. Agora, que o projeto está amortizado, é evidente que o mercado brasileiro espera que essa tarifa seja menor”, segundo Ieda.

Os especialistas do setor de gás natural e os players envolvidos acreditam que o Brasil tem em suas mãos todas as vantagens para renegociar o melhor acordo possível com a Bolívia após 2019, o que abrange menores tarifas, garantia de oferta, prazos mais curtos e abertura de mercado.

Fonte: Brasil Energia


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ETANOL – Grande aumento nas exportações.

 

Exportação de etanol dispara nesta safra

 

Ainda que o mercado externo represente uma parcela pequena das vendas de etanol das usinas brasileiras, as exportações do produto estão mais aquecidas nesta safra 2016/17. O dólar mais valorizado no período contribuiu para esse dinamismo no mercado internacional, além da retomada da política de incentivo ao consumo de biocombustíveis na Califórnia. Há incertezas, porém, se esse movimento vai se manter até o fim da safra.

Desde abril, quando começou a safra sucroalcooleira de 2016/17, até junho, o Brasil exportou 449 milhões de litros de etanol, 121% a mais que no primeiro trimestre da temporada anterior, conforme dados da Secretaria de Comércio Exterior (Secex) compilados pela União das Indústrias de Cana-de-Açúcar (Unica). A receita avançou 103% na base anual, para US$ 207 milhões. Na safra passada, o Brasil exportou 2,159 bilhões de litros, mas já chegou a embarcar 3,482 bilhões na temporada 2012/13.

Por ser misturado à gasolina, o etanol anidro é o principal tipo de etanol exportado pelo Brasil, que fornece o produto especialmente para atender políticas de redução de emissões de gases estufa, como a dos EUA. O país importa cerca da metade do etanol que o Brasil vende ao exterior.

Segundo dados da Secex compilados pelo Ministério da Agricultura, as exportações de etanol para os EUA cresceram quase 20% no primeiro trimestre da safra, para 215 milhões de litros, apesar de o etanol ainda chegar aos portos americanos menos competitivo que o etanol de milho produzido no país.

Na última semana, o etanol de cana brasileiro era negociado no porto de Houston, no Golfo do México, a US$ 2,22 por galão, 62 centavos de dólar a mais que o etanol de milho posto no mesmo local, segundo a consultoria FCStone.

Na Califórnia, o etanol brasileiro vem ganhando mais mercado, já que o Estado voltou a adotar neste ano o Programa Padrão de Combustível de Baixo Carbono (LCFS, na sigla em inglês) e atualizou o modelo de precificação da “pegada de carbono” dos biocombustíveis, que fornece às usinas um prêmio pelos combustíveis que emitem menos gases estufa em sua cadeia produtiva, o que varia conforme o fornecedor de etanol. 19

Esse prêmio garantido pelo governo da Califórnia, que se soma ao do governo federal americano, era na semana passada de 18,18 centavos de dólar por galão para o etanol brasileiro, segundo a FCStone. Apesar de o custo ser maior do que o do etanol de milho, o uso do biocombustível de cana faz as refinarias atingirem mais rapidamente as metas de emissão de gases estufa. “Esse prêmio tem ajudado as exportações brasileiras”, disse Vitor Andrioli, analista da consultoria.

Tal vantagem foi aproveitada recentemente pela Raízen Energia, que acertou dois embarques para a Califórnia, os primeiros feitos ao Estado americano neste ano. A empresa não comentou a transação, mas estima-se no mercado que os dois embarques tenham somado 50 milhões a 60 milhões de litros, a um prêmio próximo de 27,39 centavos de dólar por galão.

Apesar da retomada da política da Califórnia, que pode dar um fôlego adicional às vendas externas brasileiras, ainda é incerto se o ritmo de exportações de etanol continuará acelerado até o fim da safra. Para Martinho Ono, diretor da SCA Trading, a atratividade do mercado global de açúcar e a recente queda do dólar devem provocar até uma queda dos embarques nesta safra ante.

Já Arnaldo Corrêa, diretor da Archer Consulting, observa que o ritmo de exportações está acelerado desde o ano passado, já que, entre julho de 2015 e junho deste ano, os embarques mais do que dobraram, para 2,4 bilhões de litros. “A necessidade de cana está além da moagem deste ano e existe uma possibilidade crescente de termos a entressafra mais apertada dos últimos anos”, avaliou Corrêa, em recente relatório a clientes.

Fonte: Valor Econômico


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PETRÓLEO – Licitações da ANP.

 

 

O governo avalia ofertar blocos exploratórios em dez bacias sedimentares diferentes em 2017, na 14ª Rodada, disse o secretário adjunto de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, João Nora Souto.

A lista inclui áreas marítimas em águas rasas na Bacia de Santos, além de blocos offshore na Bacia Sergipe – Alagoas, Espírito Santo e Pelotas. Entre as áreas terrestres, estão concessões nas bacias de Parnaíba, Paraná, Recôncavo, Espirito Santo, Potiguar e Sergipe.

As áreas foram apresentadas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Caberá ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a partir de agora, selecionar os blocos que serão oferecidos.

Segundo o secretário executivo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Antônio Guimarães, a realização de uma nova licitação no ano que vem é uma boa notícia.

De acordo com Guimarães, o insucesso da 13ª Rodada de licitações de blocos exploratórios, no ano passado, não está vinculado somente ao cenário de baixa dos preços do barril do petróleo. Dados do IBP mostram que outros países que optaram por realizar leilões de blocos exploratórios, em 2015, conseguiram atrair mais investimentos que o Brasil.

Enquanto a 13ª Rodada assegurou compromissos da ordem de US$ 55 milhões, países como Moçambique (US$ 691 milhões), Canadá (US$ 1,2 bilhão) e México (US$ 623 milhões) tiveram mais sucesso.

“Esses dados nos mostram que não foi o preço do barril que fez diferença na 13ª Rodada. Trazem uma reflexão de que alguma coisa está afetando a competitividade de forma que a geologia [privilegiada do Brasil] não consegue compensar”, afirmou, durante evento do IBP, no Rio.

A extensão do prazo de validade do regime especial Repetro e ajustes na política de conteúdo local, tributação e maior agilidade no licenciamento ambiental fazem parte da agenda do IBP.

O secretário adjunto, Souto, disse que os próximos leilões ANP devem ter alguns ajustes de conteúdo local. “Na próxima rodada de licitações teremos que fazer alguns ajustes. Naturalmente vamos ter que considerar estudos que serão contratados para avaliar a capacidade da nossa indústria. O que o governo não quer é reserva de mercado. Esse é o pior dos mundos”, afirmou.

Para 2017, está prevista a realização de um leilão de áreas unitizáveis da União, no présal, além da 14ª Rodada de licitações de blocos exploratórios.

Fonte: Valor Econômico

 


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PETROBRAS -Áreas do pré-sal terão um só operador.

 

Brasília – O governo vai estabelecer uma nova regra para o leilão de áreas no pré-sal, vizinhas de campos já licitados. Segundo apurou o ‘Broadcast’, notícias em tempo real do Grupo Estado, os campos deverão ter apenas um operador, a ser escolhido livremente entre as partes. A norma deve integrar resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), prevista para ser publicada até o fim de agosto.

A intenção do governo é leiloar até o fim do primeiro semestre de 2017 quatro dessas áreas contíguas a campos já licitados sob o regime de concessão, chamadas de unitizáveis: Gato do Mato, Carcará, Tartaruga Mestiça e Sapinhoá. Nesses campos, o volume de reservas ultrapassa os limites geográficos das concessões e avança sobre locais que hoje pertencem à União. São essas áreas que serão licitadas e, por fazerem parte do polígono do pré-sal, devem ser exploradas sob outro regime, o de partilha.

Com exceção de Gato do Mato, que pertence à Shell, os demais são de consórcios operados pela Petrobrás. Com um operador único para cada campo, a mesma empresa será responsável por ditar o ritmo da exploração das áreas de concessão e partilha, estabelecer o volume de investimentos e decidir o tipo de equipamento e tecnologia que serão usados.

Opcional

– Para o setor privado, a melhor opção é que a operação dos campos esteja fora das mãos da Petrobrás. A resolução vai reforçar o entendimento do projeto de lei que muda as regras do pré-sal. A proposta estabelece que a estatal terá a opção, e não mais a obrigação, de ser operadora única e liderar os consórcios do pré-sal com pelo menos 30% de participação. A proposta ainda precisa ser votada pelo plenário da Câmara.

Para o secretário executivo de Exploração e Produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, Antonio Guimarães, a definição de um único operador é uma notícia positiva e segue o que já é praticado nos EUA, Inglaterra, Noruega e outros países.

“Com essa medida, o Brasil está buscando seguir melhores práticas mundiais no que diz respeito a áreas unitizáveis”, afirmou Guimarães. “O mais importante é que as próprias partes definam quem será o operador. Isso maximiza a produção para todos os envolvidos.”

Para o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura , Adriano Pires, a decisão sobre a operação dos campos não deveria passar pelo governo. “Pode ser que em determinados campos faça sentido ter um operador e em outras, que tenha dois, um em cada área. O ideal é que isso fique ainda mais livre.”

A Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis deve terminar em breve os estudos sobre o volume de reservas de cada campo. Uma vez definidos, toda a produção advinda das áreas seria dividida segundo a conclusão dos levantamentos. Uma resolução específica sobre os quatro campos deve ser publicada até dezembro.

Um exemplo: se a ANP concluir que 40% das reservas de um campo está dentro dos limites da concessão e 60% na região da partilha, toda a produção será dividida nessa proporção. Para os barris da concessão, vão incidir royalties de 10% e Participação Especial. Para aqueles da partilha, incidem royalties de 15% e a produção é repartida com a União. As informações são do jornal

Fonte: O Estado de S. Paulo.