Autor: redacao

A nova Lei do Gás pode gerar 4 milhões de empregos em cinco anos, reduzindo o preço do combustível à metade e acrescentando 0,5 ponto percentual de crescimento do PIB (Produto Interno Bruto) por ano nos próximos dez anos.

Nesse cenário, o país pode triplicar a produção industrial nacional a partir do gás, retomando a fabricação de produtos hoje importados e ganhando competitividade nas exportações. O ambiente de liquidez de capital abundante deve permitir investimentos privados e até mesmo a Petrobras tende a se beneficiar.

A avaliação é de Paulo Pedrosa, presidente da Abrace (Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres) e ex-secretário executivo do Ministério de Minas e Energia durante o governo Michel Temer.

Para Pedrosa, o Brasil se encontra nesse momento numa encruzilhada, e a decisão que será tomada possivelmente nesta semana deverá determinar se o país seguirá num caminho de diversificação da sua economia através da oferta de gás competitivo, aumento da arrecadação para os governos e consolidação de um ambiente de investimento privado ou se vai seguir pelo mesmo modelo do setor elétrico, fortalecendo interesses localizados, favorecendo monopólios e repetindo a história do passado.

Canzian lembrou que o gás natural representa hoje 12% da matriz energética do país. E que a estimativa é de que o novo marco regulatório gere investimentos entre R$ 50 bilhões e R$ 60 bilhões, com a produção de gás triplicando até 2030, nas estimativas da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), dos 50 milhões de metros cúbicos por dia atuais para quase 150 milhões.

Pedrosa destacou que a produção de gás do Brasil deve crescer muito com a exploração do pré-sal e o país pode ainda se beneficiar do gás barato no mundo, vindo da Bolívia por tubos ou por navios, através dos terminais de regaseificação.

“Temos uma grande oportunidade com o nascimento do mercado de gás, que não deve nascer com os vícios que estamos combatendo no setor elétrico”, disse Pedrosa, destacando que, em energia elétrica, o país tem fontes renováveis abundantes, mas uma tarifa cara, devido a penduricalhos, ineficiências e subsídios que foram incluídos na tarifa.

“Há essa onda do pré-sal e precisamos oferecer um mercado com regras claras num prazo rápido, porque, se não, os produtores do pré-sal vão reinjetar o gás ou liquefazer para exportar”, alertou. “Esse é um momento muito importante, em que o Brasil está fazendo escolhas, se vamos repetir os caminhos do passado ou criar um grande mercado de preços competitivos.”

Conforme o presidente da Abrace, o texto que está no Congresso é de convergência, resultado de anos de negociação, que conta com apoio do governo, da indústria e de produtores e transportadores de gás.

Já o segmento de distribuição e alguns investidores querem mudanças no texto que, na sua visão, podem deformar a proposta, favorecendo a formação de monopólios locais e encarecendo tarifas aos consumidores.

Questionado se há ambiente para atração de investimento privado, em meio aos desafios macroeconômicos e políticos atravessados, Pedrosa avaliou que o cenário é de muita liquidez de capital no mundo e até mesmo no Brasil, diante do novo ambiente de juros baixos.

Reforçou ainda que é preciso fugir do ímpeto de usar dinheiro público. “Todo esse movimento tem que ser privado, temos que fugir de usar dinheiro público”, afirmou. “A ideia, por exemplo, de usar recursos do Fundo Social para pagar a construção de gasodutos não cabe no Brasil de hoje, com 100 milhões de brasileiros sem saneamento básico.”

Pedrosa estima que, como a aprovação da nova lei, o preço do gás pode cair a uma faixa de US$ 4 a US$ 8 por milhão de BTU (unidade térmica britânica, que mede o volume de gás), ante faixa atual entre US$ 12 e US$ 14.

Com isso, produtos hoje importados como fertilizantes e metanol poderiam voltar a ser produzidos no Brasil. E indústrias como a siderúrgica, que atualmente chega a importar carvão da Austrália para alimentar seus alto-fornos, ganhariam competitividade.

Além desses setores, também as indústrias de vidros, cerâmica, química e de cimentos estariam entre os maiores beneficiados pelo gás mais barato.

“O que o brasileiro quer? Casa própria e carro próprio. Tudo isso consome aço, cimento, vidro, cerâmica, borracha. Esse novo mercado de gás vai baixar o custo de produção e dar competitividade aos produtos nacionais”, afirmou. “Se prevê a geração de 4 milhões de empregos em cinco anos, mas fundamentalmente, vamos triplicar a produção industrial nacional a partir de gás.”

Quanto ao papel da Petrobras nesse novo mercado onde ela deve perder o monopólio, o presidente da Abrace avaliou que ela pode ser protegida da ingerência de futuros governos.

Ele lembrou que, no passado, a empresa foi usada pelo governo, muitas vezes de forma contrária aos interesses dos acionistas minoritários, para fazer investimentos desnecessários ou segurar preços de produtos para controlar a inflação.

“Entendo que a Petrobras é uma grande ganhadora com a criação de um mercado competitivo de gás no Brasil, porque isso protege a empresa de todos os futuros governos que possam querer interferir no mercado”, disse, avaliando que tentativas de controle de preços, por exemplo, serão inibidas pela existência de competidores.

Além disso, segundo o executivo, a Petrobras poderá desinvestir de áreas que não são sua vocação, tendo a segurança de que aquela área não será apropriada por um monopólio privado. “Nesse novo sistema, talvez ela venda mais gás do que vende hoje, mas com uma fatia menor do mercado.”

Folha SP

Devido à pressão dos governos, empresas de exploração de petróleo estão se tornando grandes companhias também de fontes limpas

Grandes multinacionais petrolíferas europeias, como Shell, Total e BP, estão entrando em outros segmentos, muito por conta da pressão de governos e investidores que estão direcionando os investimentos para a produção de energia limpa – existe a perspectiva de crescimento exponencial dos negócios relacionados à energia elétrica renovável, tais como: solar, eólica e hidrogênio e acredita-se em crescimento de cerca de 25% ou mais ao longo da próxima década. Outra situação e também porque estão deixando de lado os projetos de perfurar novos poços.

 

A Shell anunciou investimentos em fazendas eólicas na Holanda e postergou novos campos no Golfo do México e no Mar do Norte, a Total fez vários investimentos em energia solar na Espanha e juntamente com Shell e BP estão expandindo o negócio de carga de veículos elétricos. A BP prometeu não desenvolver novos campos de exploração em novos países que a empresa não tenha operação. Já a BP aumentará 10x os investimentos em energia renovável na próxima década para US$ 5 bilhões por ano.

Já do outro lado do Atlântico, o cenário se mostra de forma diferente. As gigantes americanas Exxon Mobil e Chevron mostram-se mais tímidas em seus compromissos para adequação às mudanças climáticas, até porque as pressões governamentais e dos investidores são menores sobre as petrolíferas americanas. Essa diferenciação é algo bastante incomum entre as empresas de petróleo e gás, e pode representar posicionamentos competitivos bastante distintos no futuro. De um lado, as empresas americanas sustentam o modelo tradicional, por outro lado, as empresas europeias se transformando em grandes empresas elétricas.

De fato, as empresas de petróleo e gás dispõem de recursos preciosos em suas folhas de pagamento. Milhares de engenheiros capacitados podem tornar possível a visão de uma nova indústria de energia elétrica limpa em escala. A imensa rede de postos pode ser transformada em provedores de recarga de veículos elétricos. Além das mesas de comercialização que tipicamente compram e protegem os preços futuros de energia podem migrar para fornecer suprimento de energia de baixo carbono para cidades e grandes consumidores.

Não é de hoje que esse movimento vem acontecendo. Em 2016, a italiana ENI divulgou um investimento de 1 bilhão de euros ao longo de três anos em projetos de pesquisa e desenvolvimento, enquanto Shell, BP e Statoil estavam apostando em energia eólica. A americana ExxonMobil era a ovelha negra do grupo, enquanto seu compatriota Chevron se afastava agora da energia geotérmica e apostava pelos biocarbonetos.

Essas tendências começaram “antes da queda de preços no verão de 2014 e continuarão se os preços se recuperarem”. As grandes petroleiras querem subir no bonde desses desenvolvimentos energéticos para se preparar para o futuro, em vez de deixá-los passar. Os acionistas, entre eles grandes fundos de investimentos, vigiam observam de perto os movimentos no setor, diante dos riscos financeiros potenciais do Acordo de Paris.

No entanto, as petroleiras não renunciaram, contudo, à sua maior fonte de receitas: os hidrocarbonetos fósseis ainda têm muito futuro pela frente, em particular no setor de transportes. Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), o consumo de petróleo e de gás aumentará até 2040.

Portal Solar

A companhia, que manteve suas operações ininterruptas e seus colaboradores em segurança, entregou em quatro meses um total de 97 novos grupos geradores.

01/09/2020 – A Cummins Power Generation amplia sua narrativa de marcos memoráveis em atender a sociedade, energizando o País ao prover mais de 14 mil kVA entre os meses de abril e julho com novos grupos geradores destinados aos serviços essenciais, diante do cenário pandêmico causado pela Covid-19. A maioria dos equipamentos fornecidos entre 300 kVA e 625 kVA de potência, modelos Cummins C300, C400 e C500D6, todos fabricados no Brasil, foi entregue para o segmento da saúde.

Neste período, a empresa se reinventou, manteve seus colaboradores em segurança e suas operações ininterruptas. “Realizamos uma força tarefa em parceria com os nossos Distribuidores e priorizamos a fabricação dos grupos geradores em nossa linha de produção em Guarulhos (SP) para atender os serviços essenciais”, diz Ester Viera, engenheira de Aplicações e Vendas da Cummins Power Generation.

“Em três meses, 97 novos geradores foram entregues aos serviços essenciais, fornecendo um total de 14.059 kVA , energia suficiente para atender 2 mil residências ou uma população de 10 mil habitantes”, informa Ricardo Graciolli, supervisor de Engenharia de Aplicações da Cummins Power Generation.

Além do segmento da saúde, os grupos geradores Cummins foram entregues para os setores de logística e transporte, agricultura, saneamento, rede de distribuição de combustíveis e alimentos. Vale acrescentar que boa parte dos equipamentos em funcionamento e destinado aos serviços essenciais também opera com o PowerCommand Cloud™, sistema de monitoramento que possibilita o usuário acompanhar todos os geradores em operação com notificações em tempo real, incluindo testes de partidas e paradas remotas, além de programações de avisos de manutenção.

Redação

A saída definitiva da Petrobras do capital da BR Distribuidora, anunciada esta semana, é positiva para as duas companhias, segundo analistas do mercado financeiro. Mesmo com algumas ressalvas, especialmente pela pressão de curto prazo na ação da distribuidora de combustíveis, eles dizem ser um movimento importante porque confirma a intenção da estatal de diminuir sua alavancagem e se concentrar em exploração e produção de petróleo. Para a BR, tira de vez as amarras de uma participação do governo em suas decisões.

“A saída da Petrobras do segmento de distribuição auxilia na redução do endividamento, o que deve beneficiar indicadores de alavancagem no curto prazo”, afirma Daniel Cobucci, analista do Banco do Brasil Investimentos (BB-BI). No entanto, ele faz algumas ressalvas sobre a operação. “No longo prazo, a saída do segmento concentra ainda mais o portfólio da Petrobras nas dinâmicas de exploração e produção, sujeitas à volatilidade do petróleo”.

Para a BR, Cobucci projeta poucas mudanças, além de uma tendência de queda das ações no curto prazo, já que a Petrobras pretende vender sua participação por meio de uma oferta pública (follow on). “A alienação do controle feita pela Petrobrás em 2019 já permitiu a implementação de estratégias mais adequadas ao contexto de uma empresa que passou a ser privada”, afirma.

Para o analista do Daycoval Investimentos, Enrico Cozzolino, a Petrobras foi coerente ao fazer o movimento, que melhora a estrutura de alocação de capital. De acordo com ele, porém, a estatal foi em sentido contrário ao dos pares internacionais. “Muitas vezes, a empresa pode perder agilidade e eficiência em virtude do tamanho”, diz ele. “A direção no longo prazo foi acertada, ainda que ela abra mão de parte importante da receita do mercado de combustíveis, que tem maior valor agregado frente ao do petróleo cru. Mas assim ela consegue focar na exploração e isso pode gerar ganhos”, diz.

Alvaro Bandeira, sócio e economista-chefe do banco digital Modalmais, também afirma que a saída do segmento de distribuição é incomum entre as petrolíferas globais. Ele entende, no entanto, que a Petrobras precisa diminuir sua alavancagem e, para isso, é necessário vender ativos mais rentáveis. No caso da BR, a empresa “precisará se provar” na condição de empresa privada, inclusive recuperando mercados perdidos.

Em relação às carteiras recomendadas para a próxima semana, a Guide Investimentos fez três mudanças em sua lista, com as saídas de B3 ON, Cemig PN e Vale ON para as entradas de CSN ON, Itaú Unibanco PN e Petrobras PN.

A XP Investimentos também trocou três ativos em sua lista, retirando Cemig PN, MRV ON e Via Varejo ON para as entradas de CCR ON, Lojas Americanas PN e M. Dias Branco ON.

A MyCap fez duas mudanças, trocando B3 ON e Banco Inter PN por Cyrela ON e PetroRio ON. O Daycoval trocou Itaúsa PN por Banco do Brasil ON. A Mirae Asset fez uma alteração, com a saída de Randon PN para a entrada de Banco Inter Unit. Por fim, a Terra Investimentos retirou da sua carteira BR Distribuidora ON para a entrada de MRV ON.

Estadão

A adequação da matriz energética a uma economia de baixa emissão de carbono está na lista de prioridades das grandes petrolíferas do mundo todo. Mas empresas do setor adotam diferentes estratégias para fazer frente às mudanças climáticas. Algumas têm direcionado seus investimentos para a produção de fontes renováveis, enquanto outras para o desenvolvimento de tecnologias que minimizem os efeitos colaterais do petróleo e de seus derivados no meio ambiente.

Com a segunda matriz energética mais limpa do mundo, atrás apenas da Noruega, o Brasil é uma potência ambiental em fontes renováveis, já que extrai boa parte de sua energia dos rios, do vento e do sol, além da agricultura. No entanto, apesar de o País já ser referência, há espaço para melhora: as fontes fósseis ainda respondem por 55% do consumo interno.

Entre as petrolíferas globais, que há um século dominam o mercado global de energia, o prazo de adequação a uma agenda de redução de emissão de gás carbônico é longa, variando de 2030 a 2050. E o gasto na geração de energia por fontes de renováveis é baixo – menos de 5% do orçamento das empresas em 2019, segundo estudo do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás Natural (Ineep).

Caminhos

Há um grupo de petrolíferas que está ampliando o investimento em fontes renováveis, como a britânica BP. Em 2017, a multinacional comprou 43% do capital da Lightsource, líder em indústria solar na Europa. Por aqui, a empresa possui 2 gigawatts (GW) de painéis solares, além de ser sócia da BP Bunge Bioenergia, vice-líder do setor sucroenergético no País.

A norueguesa Equinor trilhou caminho semelhante ao assumir cerca de 10% do capital acionário da Scatec Solar ASA, em 2018. “Até 2035, aumentaremos nossa capacidade instalada de energia renovável em 30 vezes em relação a hoje”, disse a a assessoria de imprensa da empresa. No Brasil, por meio da Statec Solar ASA, a empresa desenvolve o complexo de energia solar Apodi, no Ceará.

A Petrobrás, porém, se alinhou a companhias norte-americanas e tem preferido focar em projetos de redução de emissão de carbono (leia mais ao lado). A estatal tem só uma usina solar, em Campos dos Goytacazes (RJ).

“Há diferentes padrões de estratégias nacionais e empresariais nessa agenda. Como os fundos de investimento verde e bancos têm aumentado o apetite por ativos de fontes renováveis, o que tem movido as companhias petrolíferas são, acima de tudo, as dimensões financeira e tecnológica do novo cenário, mais do que as preocupações estritamente ambientais”, avalia o coordenador técnico do Ineep, William Nozaki.

Clarissa Lins, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), vê no Brasil uma vocação especial para atrair projetos de compensação de emissões, com soluções baseadas em recursos naturais. Neste caso, o foco não é a substituição dos combustíveis fósseis, mas a adoção de contrapartidas limpas para cada tonelada de gases de efeito estufa emitida.

Uma forte defensora desse modelo é a anglo-holandesa Shell, que aposta em projetos de reflorestamento e recuperação de áreas degradadas. “A Shell tem um objetivo muito claro: é ter esse crédito de carbono em mãos nesse mundo que vai passar para uma fase pós-Acordo de Paris e se tornar operacional”, disse Monique Gonçalves, gerente de estratégia e planejamento da petrolífera.

Redação

O Goldman Sachs espera que os preços do Brent subam em 2021, impulsionados por um mercado de petróleo mais apertado, à medida que a recuperação econômica após queda induzida pelo coronavírus se intensifica, ajudada por uma possível vacina.

O Goldman previu que os preços do Brent poderão subir para 65 dólares por barril no terceiro trimestre de 2021, com uma média de 59,40 dólares para o ano.

A alta nos preços de longo prazo reflete a melhoria das perspectivas de crescimento para o próximo ano, acrescentou o Goldman.

Os preços do Brent se recuperaram fortemente desde que despencaram para uma mínima de mais de 20 anos em abril, ajudados pelos cortes de produção pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados (Opep+) e porque muitas economias começaram a aliviar as medidas de bloqueio.

“Há uma probabilidade crescente de que as vacinas se tornem amplamente disponíveis a partir da próxima primavera (no hemisfério norte), ajudando a apoiar o crescimento global e a demanda por petróleo, especialmente a partir de combustível de aviação”, disse o banco.

Reuters

A ANP iniciou consulta pública, pelo período de 60 dias, sobre a resolução que irá regulamentar procedimentos para apresentação de garantias e instrumentos que assegurem o descomissionamento de instalações de produção em campos de petróleo e gás natural. A audiência pública sobre o tema ocorrerá no dia 24/11, por videoconferência. Essa regulamentação, bastante aguardada pelo mercado, ganhou força no âmbito do plano de desinvestimento da Petrobras e do processo de cessão da ANP para maior segurança jurídica e transparência aos investidores.

Os campos de petróleo e gás, ao chegarem ao final de sua vida produtiva (ou seja, quando a produção já não é suficiente para sustentar os custos de operação), precisam ser descomissionados, conforme obrigação contratual. O descomissionamento é o conjunto de atividades associadas à interrupção definitiva da operação das instalações, ao abandono permanente e arrasamento de poços, à remoção de instalações, à destinação adequada de materiais, resíduos e rejeitos, à recuperação ambiental da área e à preservação das condições de segurança de navegação local.

Essas atividades, que requerem gastos, ocorrem exatamente no momento em que o campo já não apresenta retorno financeiro. Por isso, os contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural trazem cláusulas determinando tanto a obrigação de conduzir o abandono e a desativação das instalações de acordo com a legislação aplicável quanto de apresentar garantias financeiras para assegurar os recursos necessários para este fim.

A ANP estima que o montante necessário para o descomissionamento de todos os campos atualmente em desenvolvimento e produção, até o encerramento de todos os contratos, seria em torno de R$ 158,58 bilhões.

Apesar de os contratos já trazerem essas obrigações, a ANP, buscando proporcionar maior segurança jurídica e transparência, começou a debater o tema em 2015 e, a partir de 2018, no âmbito da Tomada Pública de Contribuições nº 8/2018, foram intensificadas as discussões por meio de grupos de trabalho, junto às partes interessadas, possibilitando consolidar as modalidades de garantias, a metodologia de cálculo do custo do descomissionamento e o modelo de aporte progressivo com o objetivo de assegurar o descomissionamento ao Estado.

Adicionalmente, a ANP reforçou as discussões com o mercado e colocou uma minuta de resolução em consulta prévia, em março de 2020. A partir da aplicação dos procedimentos previstos na minuta aos casos concretos, a ANP fez aprimoramentos na proposta, resultando na minuta que passará agora pelo processo de consulta e audiência públicas.

A minuta de resolução contém nove capítulos, que definem: objeto a ser regulamentado e as definições utilizadas; os procedimentos e comunicações; o valor total a ser garantido; o modelo de aporte progressivo (MAP); as modalidades de garantias; o instrumento no qual descomissionamento pode ser assegurado pela própria contratada; a relação entre garantia e descomissionamento e a cessão de contratos; a execução das garantias e, por fim, as disposições finais e transitórias.

Veja a minuta de resolução, documentos relacionados e procedimentos para participar da consulta e da audiência: http://www.anp.gov.br/consultas-audiencias-publicas/concluidas/5920-consulta-publica-n-10-2020

ANP

O 75º leilão de biodiesel negociou 1,19 bilhão de litros para atendimento à mistura de 10% em setembro e outubro, com o preço médio subindo 43,6% ante o certame para atender o bimestre anterior, informou a reguladora ANP nesta segunda-feira.

O preço médio de negociação foi de 5,043 real/litro, sem considerar a margem da adquirente, e o valor total negociado atingiu o patamar de 6 bilhões de reais, refletindo um ágio médio de 20,64% quando comparado com a média ponderada dos Preços Máximos de Referência.

A forte alta no preço ocorreu apesar de o governo ter reduzido provisoriamente o percentual da mistura de 12% para 10%, devido a altos preços da soja, a principal matéria-prima utilizada para a produção do biocombustível.

O leilão L75 foi realizado após muita polêmica e uma disputa jurídica entre governo, ANP e produtores de biodiesel.

O certame para atender o bimestre setembro/outubro originalmente deveria ter sido realizado para atender uma mistura obrigatória em vigor no país de 12% de biodiesel no diesel.

Mas devido a uma alegada falta de matéria-prima o governo determinou a redução provisória no “blend” para 10%, o que irritou as empresas produtoras do biocombustível.

Reuters

O Brasil não deverá renovar a cota sem tarifa para importação de etanol que vence nesta segunda-feira, e com isso compras de fora do Mercosul deverão passar a pagar taxa de 20%, disse à Reuters uma fonte do governo com conhecimento do assunto.

Com o fim da cota, que prejudicaria principalmente os Estados Unidos, os maiores fornecedores dos brasileiros, o Brasil deverá buscar uma abertura de negociação comercial com o governo Donald Trump, para evitar eventuais retaliações norte-americanas.

“A tendência é deixar cair (a cota) e sentar à mesa com os americanos para combinar um novo pacote, mais equilibrado”, disse a fonte, que falou na condição de anonimato.

“Deixa vencer (e volta a taxa de 20%)… e aí começa uma nova negociação do zero”, acrescentou.

Uma negociação, contudo, dependeria de vontade política de Trump, que vem sendo pressionado por produtores em seu país a impor uma tarifa de importação, caso o Brasil não elimine a sua.

Não foi possível confirmar imediatamente a informação com representantes do governo.

Reuters

Petrobras tem sinal positivo de sindicatos para renovar acordo de trabalho

A estatal Petrobras avançou em negociações com sindicatos de petroleiros sobre o acordo coletivo de trabalho da categoria 2020-2022, disse a Federação Única dos Petroleiros (FUP) em comunicado nesta sexta-feira.

A FUP, à qual diversos sindicatos são filiados, disse que decidiu recomendar aos trabalhadores a aprovação da mais recente proposta da companhia, que prevê manutenção por dois anos das atuais condições.

O acordo 2020-2022 prevê que a Petrobras se compromete a não realizar demissões sem justa causa no período e mantém previsão de reajuste zero em 2020, enquanto em 2021 o reajuste será 100% atrelado à variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor (INPC) do IBGE.

Também está prevista a criação de um grupo de trabalho para acompanhar a implantação de teletrabalho nas empresas do sistema Petrobras, acrescentou a FUP.

Assembleias de trabalhadores para deliberação sobre o acordo serão realizadas entre 31 de agosto e 13 de setembro, ainda segundo a federação sindical.

Money Times