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Os preços do petróleo nos Estados Unidos (WTI) fecharam em queda na terça-feira, recuando cerca de 3% diante de expectativas de que os estoques no país tenham se aproximado de máximas recordes em meio ao aperto na capacidade de armazenamento, apesar dos planos para cortes de produção durante a pandemia de Covid-19.

A queda do WTI ocorre em um dia em que os mercados receberam uma dose de apoio proveniente das esperanças de recuperação de demanda ao redor do mundo, com governos anunciando a flexibilização de restrições causadas pela pandemia —embora o Reino Unido diga que é muito perigoso relaxar o “lockdown”, temendo uma segunda onda de contágios.

Nos EUA, ao menos 16 Estados aparentam estar prontos para uma retomada econômica.

“A destruição de demanda se nivelou nos EUA, mas os cortes de produção de forma séria apenas começaram”, disse Phil Flynn, analista do Price Futures Group.

O petróleo dos EUA fechou em queda de 0,44 dólar, ou 3,4%, a 12,34 dólares por barril. O contrato já havia recuado 25% na segunda-feira.

Valor de referência internacional, o petróleo Brent teve alta de 0,47 dólar, ou 2,3%, para 20,46 dólares o barril, após uma baixa de 6,8% na véspera.

Segundo analistas ouvidos por pesquisa da Reuters, os estoques de petróleo nos EUA provavelmente registraram alta de quase 11 milhões de barris na semana passada, a 14ª consecutiva de avanço na contagem, enquanto as reservas de produtos refinados também devem ter aumentado.

Agência Reuters

A Caterpillar divulgou  queda de 46% no lucro do primeiro trimestre, com a receita caindo em todos os principais negócios da companhia que produz maquinário pesado para áreas como construção e mineração, sinalizando o estrago causado pelo isolamento social adotado como forma de tentar frear o novo coronavírus.

A Caterpillar teve lucro ajustado de 1,60 dólar por ação, ante 2,94 dólares um ano antes e abaixo da expectativa média do mercado de 1,69 dólar por papel, segundo dados da Refinitiv.

A companhia preferiu não informar perspectivas para 2020 por causa dos impactos da pandemia.

Até meados de abril, a Caterpillar afirmou que cerca de 75% de suas instalações produtivas principais estavam operantes. A empresa informou que algumas fábricas que tinham sido temporariamente fechadas voltaram a produzir.

Agência Reuters

A elétrica Eneva segue interessada em uma fusão com a rival AES Tietê, mesmo após ter tido rejeitada uma proposta inicial, e o conselho de administração da empresa deverá discutir nos próximos dias a possibilidade de uma nova oferta, disse à Reuters uma fonte próxima às discussões.

A Eneva propôs em 1° de maio pagar 6,6 bilhões de reais aos acionistas da AES Tietê pela combinação dos negócios das empresas, sendo 2,75 milhões de reais em dinheiro e o restante em ações.

Mas o conselho de administração da AES Tietê rejeitou a transação, ao alegar que a oferta subavaliou a empresa e que o negócio não se encaixaria em sua estratégia de focar em renováveis e em descarbonização.

Além disso, a norte-americana AES divulgou carta em que disse entender que a fusão não poderia ir adiante sem seu aval, como controladora da empresa, defendendo que acionistas sem direito a voto não poderiam decidir sobre o destino da companhia em eventual assembleia para deliberar sobre a proposta da Eneva.

A Eneva disse então que não seguiria com negociações devido ao “provável embate acerca dos direitos dos acionistas”, mas uma manifestação da bolsa paulista B3 sobre a polêmica deverá garantir base jurídica para levar as conversas adiantes, segundo a fonte.

A B3 disse em ofício na segunda-feira que todos acionistas de empresas listadas no Nível 2 de governança da bolsa, como a AES Tietê, podem votar “de maneira equitativa” em assembleias sobre propostas de incorporação, fusão ou cisão.

“Agora (com o posicionamento da B3) uma briga judicial se torna menos provável, então o interesse se acentua. Há interesse (da Eneva) em colocar uma oferta nova”, disse a fonte, sob a condição de anonimato devido à sensibilidade do tema.

Após o posicionamento da B3, a AES voltou a se manifestar, acusando a bolsa de “inteferir” nas negociações e pedindo prazo de 30 dias para apresentar seus argumentos em relação à oferta hostil da Eneva.

Uma resposta da B3 confirmando seu entendimento sobre os direitos a voto e uma eventual manifestação da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) sobre o tema devem garantir as bases necessárias para que a Eneva discuta com seu conselho uma nova proposta, ainda segundo a fonte.

“Se serão os mesmos termos, se paga mais, se envolve mais ações, mais caixa, para isso deve haver resposta nos próximos dias”, afirmou.

A AES controla a AES Tietê com 61,6% das ações ordinárias, mas possui apenas 24,35% do capital social da companhia, o que dá importância aos votos de acionistas minoritários.

O braço de participações do banco estatal BNDES, BNDESPar, deve ter papel-chave na definição do negócio, uma vez que detém 28,4% da empresa desde a renegociação de dívidas da AES nos anos 2000. O banco tem 37,5% das ações preferenciais e 14,4% das ordinárias.

Já a Eneva tem como principais sócios o banco BTG Pactual e a Cambuhy Investimentos, do banqueiro Pedro Moreira Salles, com 22,95% cada.

Nos termos da proposta da Eneva, caso aprovada a fusão com a AES Tietê, a empresa resultante da combinação de ativos teria como principais acionistas Cambuhy e BTG, com 17,8% cada, enquanto a AES teria 5,5%. O BNDESPar teria 6,4%.

Procurada, a Eneva não comentou o assunto.

Agência Reuters

Investidores que já se preparam para resultados fracos das maiores empresas de óleo e gás no primeiro trimestre deste ano passarão a focar em como os executivos dessas companhias planejam economizar dinheiro e na possibilidade de cortes de dividendos após o colapso nos preços do petróleo.

As cinco maiores empresas dos Estados Unidos e da Europa, conhecidas como “Oil Majors”, anunciaram cortes de gastos de em média 23%, em uma rápida resposta à queda livre na demanda por petróleo diante da pandemia de coronavírus e ao recuo de 65% nos preços da commodity.

Com a provável manutenção dessa trajetória por meses, a pressão sobre os balanços permanece extrema, uma vez que pouquíssimos negócios das petroleiras ganham dinheiro com os atuais preços do combustível fóssil, de 20 dólares por barril.

“Esse ambiente de negócios continua brutal”, disse o presidente-executivo da BP, Bernard Looney, na quinta-feira.

Da Exxon Mobil à Shell, empresas suspenderam projetos, cortaram produção em campos de “shale” (petróleo não convencional) nos EUA e reduziram operações em refinarias para lidar com o “golpe duplo” da queda de demanda e do excesso de oferta.

Mas é provável que mais medidas sejam necessárias, e investidores estarão observando de perto as mudanças nas estimativas de produção e as formas com que as companhias planejam gerenciar os dividendos, o incentivo mais importante a acionistas que, no ano passado, somavam juntos mais de 40 bilhões de dólares.

“O olhar em retrospecto ao que foi um primeiro trimestre fraco parece praticamente irrelevante. O plano de jogo para lidar com os próximos três meses e com os próximos 18 meses é que será o foco”, disse Jason Gammel, analista do Jefferies.

A BP será a primeira das “Oil Majors” a divulgar seus resultados do primeiro trimestre, na terça-feira. A Shell vem a seguir, na quinta-feira. Exxon e Chevron apresentam balanços na sexta-feira, e a francesa Total no dia 5 de maio.

A italiana Eni já reportou na sexta-feira,  24/04, uma queda de 94% no lucro líquido e reduziu suas projeções de gastos e bombeamento, enquanto a norueguesa Equinor divulgará resultados em 7 de maio.

Fornecedoras de serviços ao setor petrolífero, como Halliburton, Schlumberger e Baker Hughes, também levaram duros golpes nos lucros no primeiro trimestre.

Agência Reuters

Paralisia econômica fez desabar a demanda por petróleo e o preço da commodity.

Onde armazenar o petróleo bruto? Essa é a grande preocupação de um mercado inundado de barris, cuja demanda evaporou, devido à paralisia global causada pela pandemia de coronavírus e às medidas de confinamento decretadas.

A questão se tornou premente nos últimos dias nos mercados, onde os preços caíram a valores negativos, o que significa que os investidores estavam dispostos a pagar para se livrarem de barris de petróleo.

Ao mesmo tempo, foi iniciada uma corrida para encontrar espaços de armazenamento livres, em terra, como é o caso do terminal de armazenamento de Cushing, nos Estados Unidos, quase cheio, ou no mar, onde muitos navios-tanque foram requisitados.

Esse é um setor que opera por dia, cuja “capacidade de armazenamento é baixa em comparação à produção”, ressalta Frédéric Rollin, consultor de estratégia de investimentos da Pictet AM, em conversa com a AFP.

Manter a produção em um nível relativamente alto, uma vez que um corte a seco acabaria com a receita e geraria outros problemas técnicos, causa essa necessidade de armazenamento em massa.

Além disso, a escassa demanda no curto prazo criou no mercado uma situação que os especialistas chamam de diferimento, ou seja, os preços dos contratos com entrega no próximo mês são mais baixos do que aqueles com um horizonte mais distante. Isso rompe a lógica tradicional desse tipo de transação.

Os investidores correram para tirar proveito dessa situação e encher seus armazéns, esperando revender seu petróleo a um preço melhor quando a atividade recomeçar. A demanda por armazenamento realmente acelerou “a partir da segunda semana de março”, diz Ernie Barsamian, diretor da The Tank Tiger, uma corretora especializada no setor.

Acesso mais difícil
Atualmente, ainda há espaço para o equivalente a 130 milhões de barris do outro lado do Atlântico, além de reservas estratégicas, dizem analistas da Kpler. Existem “inúmeros lugares menores”, disse Barsamian à AFP. Eles não são levados em consideração a princípio, porque são “menos acessíveis e nem sempre estão conectados a um oleoduto, por exemplo”.

Mas Krien van Beek, corretor da empresa holandesa Odin-RVB Europe, destaca que, embora não estejam totalmente lotados, muitos armazéns foram alugados e, portanto, não estão disponíveis.

A situação é menos crítica para o petróleo Brent, referência europeia, que não escapou ao colapso dos preços, mas resistiu melhor do que o WTI, referência americana. Retirado do Mar do Norte, o Brent é “mais fácil de armazenar em navios do que em terra”, de acordo com Rollin, embora a oferta de armazenamento no mar também tenha multiplicado e esteja chegando ao seu limite.

Na Ásia, a China tem mais capacidade de armazenamento do que os Estados Unidos (181 milhões de barris), e o Japão segue com 58 milhões de barris, segundo a Kpler.

Enquanto as empresas estão se voltando para as chamadas reservas comerciais, que empresas privadas como a Vopak holandesa possuem em todo mundo, os Estados têm locais específicos para suas reservas estratégicas. Mas esses locais também estão se enchendo rapidamente, pois muitos países, como Austrália, China, Índia, ou Coreia do Sul, aproveitam esses preços extremamente baixos para encher seus depósitos.

O presidente dos EUA, Donald Trump, anunciou que quer adicionar 75 milhões de barris à reserva estratégica de seu país. Armazenada em quatro enormes depósitos subterrâneos na costa do Golfo do Texas e de Louisiana, no sul do país, a reserva americana tem uma capacidade total de armazenamento de 727 milhões de barris.

O Globo

Crise do coronavírus e derrocada no preço do barril vão frear apetite de investidores

O cenário de incerteza com a crise gerada pela pandemia do coronavírus pode adiar a retomada do calendário de leilões de petróleo no Brasil e em outros países para 2022. Excesso de estoques de petróleo, crise geopolítica entre os produtores, custos elevados e a falta de demanda são apenas alguns dos motivos apontados por especialistas para que governos voltem a arrecadar com a venda de campos de petróleo.

Na quinta-feira, 23/04, o Ministério de Minas e Energia (MME) anunciou que os dois leilões previstos para o segundo semestre foram adiados. A expectativa era realizar a 7ª rodada do pré-sal e a 17ª rodada com blocos em áreas do pós-sal e pré-sal.

Anderson Dutra, sócio-líder do setor de Energia e Recursos Naturais da consultoria KPMG, disse que também é incerto pensar em leilões para 2021 dada a incerteza do atual cenário. Para ele, as empresas não só vão adiar investimentos como vão cancelar projetos.

– É incerto até mesmo pensar em leilões em 2021. Há uma sinalização de que o preço do petróleo a médio prazo oscile entre US$ 45 e US$ 55, contra uma expectativa anterior entre US$50 e US$70. E isso faz muita diferença para a projeção de receita futura – afirmou Dutra.

Ele destacou ainda que os campos previstos para irem a leilão neste ano, tanto os de pré-sal como os do pós-sal, são bem avaliados pelos investidores.

– São bons ativos. Mas hoje temos um grande problema que vai além da crise do coronavírus. Há uma questão geopolítica (com a briga entre os produtores do Oriente Médio, Rússia e Estados Unidos) e excesso de estoques. Isso tudo joga o preço para baixo. Para o governo, que faz o leilão para ter arrecadação, é ruim vender a esse preço – afirmou Dutra.

Segundo Marcelo de Assis, chefe de pesquisa da área de exploração e produção de petróleo da consultoria Wood Mackenzie, o adiamento das rodadas são naturais devido à volatilidade do preço do petróleo no mercado internacional e da incerteza com a economia.

Finanças: Com queda das ações na Bolsa, empresas tentam se proteger de tentativas de compra de controle

Para ele, outros países também devem adiar seus leilões, como a Guiana e o México. Segundo ele, com o preço do barril tipo Brent no atual patamar, sendo negociado abaixo de US$20, as petroleiras estão em um momento de economizar seu caixa.

– Com essa crise, todas as empresas estão reduzindo os investimentos nos atuais projetos. Por isso, ninguém vai gastar dinheiro comprando novos campos. Há uma volatilidade muito grande nos preços hoje.

Ele lembrou ainda que os campos que serão ofertados na 17ª Rodada de petróleo são de elevado risco exploratório, como os da margem equatorial (n região Norte do Brasil) e as áreas além das fronteiras marítimas. O mesmo ocorre para 7ª Rodada do pré-sal. Segundo ele, os principais campos do pré-sal já foram leiloados.

– o governo já havia jogado as áreas do excedente da cessão onerosa para 2021. Ou seja, já havia uma sinalização de pouco apetite antes da crise. Todo mundo vai parar para ver o que está acontecendo. O próprio plano de venda de ativos da Petrobras, como as refinarias, também vão atrasar – destacou Assis.

O Globo

Mudança poderia causar prejuízo de R$ 56 bi ao estado e municípios fluminenses. Não há data para novo julgamento

Após pressão da bancada fluminense na Câmara dos Deputados e do governador do Rio, Wilson Witzel, o presidente do Supremo Tribunal Federal (STF), Dias Toffoli, decidiu retirar de pauta o julgamento de uma ação que poderia mudar as regras de distribuição dos royalties de petróleo.

A sessão sobre o tema estava marcada para 29 de abril. Nesta data, o plenário da Corte decidiria se manteria ou não uma decisão liminar da ministra Cármen Lúcia de 2013, que barrou a aplicação de uma lei que prejudicaria estados produtores de petróleo, como o Rio, ao redistribuir os recursos da exploração de óleo e gás no país.

A suspensão do julgamento foi formalizada na noite de quinta-feira, 23/04, mas não há menção à nova data. Segundo o sistema do Supremo, a exclusão da pauta foi feita pelo presidente da Corte.

O movimento para retirar o assunto de pauta foi liderado pela deputada Clarissa Garotinho (Pros-RJ), integrante da Frente Parlamentar em Defesa dos Municípios Produtores de Petróleo. A parlamentar organizou o manifesto, assinado pelo coordenador da bancada fluminense, Sargento Gurgel (PSL-RJ).

Em seguida, o governador Wilson Witzel reforçou o pedido, ao enviar ofício para Cármen Lúcia, solicitando a mudança de data. Nas contas da Agência Nacional de Petróleo, o prejuízo para o Rio com a mudança de regras poderia ser de R$ 56 bilhões até 2022, incluindo o impacto para o estado e seus municípios. O estado do Espirito Santo também fez pedido semelhante.

“Fico muito feliz de o STF ter retirado da pauta. Foi uma medida sensata. Precisamos tratar desse assunto com calma num outro momento, depois da pandemia”, disse Clarissa Garotinho.

O Globo

A Petrobras reduzirá o preço médio do diesel nas refinarias em 10% a partir desta segunda-feira, informou a petroleira à Reuters após ser consultada.

O preço médio da gasolina, por sua vez, será mantido.

O corte ocorre como resposta da petroleira estatal diante da queda do preço do petróleo e de seus derivados no mercado internacional, por impactos do novo coronavírus na economia global.

O repasse de ajustes dos combustíveis nas refinarias para o consumidor final nos postos não é imediato e depende de diversos fatores, como consumo de estoques, impostos, margens de distribuição e revenda e mistura de biocombustíveis.

Agência Reuters

As empresas de energia dos Estados Unidos promoveram em abril o maior corte mensal de sondas de petróleo em operação desde 2015, diante da queda de 70% nos preços da commodity desde o início do ano, à medida que a redução de demanda em face da pandemia de coronavírus supera a capacidade de produtores de fechar poços, fazendo com que os tanques de armazenamento sejam preenchidos rapidamente.

Foram retiradas de atividade pelas empresas 60 sondas de petróleo na semana finalizada em 24 de abril, levando a contagem total para 378 unidades, menor nível desde julho de 2016, informou na sexta-feira a empresa de serviços em energia Baker Hughes, em seu aguardado relatório semanal.

A contagem de sondas, indicador prévio de produção futura, apresenta queda de 53% em relação ao número registrado em igual período do ano anterior, quando 805 sondas estavam em atividade.

Mais de metade das sondas de petróleo dos EUA estão na Bacia de Permian —no oeste do Texas e leste do Novo México—, onde as unidades ativas recuaram em 37 nesta semana, para 246, mínima desde dezembro de 2016. Esse foi o maior corte semanal desde fevereiro de 2015.

Em abril, as companhias tiraram de atividade 246 sondas, maior queda mensal desde janeiro de 2015.

Analistas do Raymond James projetam que o total de sondas de petróleo e gás natural nos EUA possa colapsar de cerca de 800 ao final de 2019 para uma mínima recorde de cerca de 400 até a metade deste ano, e de cerca de 200 ao final de 2020. O banco de investimentos prevê uma média de apenas 225 sondas operacionais em 2021.

Agência Reuters

A Petrobras reduziu o nível de utilização de suas refinarias a 60%, para enfrentar a queda de demanda sem estrangular a capacidade de armazenamento de combustíveis no país. A falta de tanques nos Estados Unidos levou a cotação do petróleo WTI a ser negociada em valores negativos na segunda (20).

Em relatório de conferência com a direção da estatal, o banco UBS diz que a companhia afirmou que não necessidade de parar refinarias devido à queda de demanda. “O presidente [Roberto Castello Branco] destacou que o nível atual [de utilização] é suficiente para manter o equilíbrio dos estoques”, dizem os analistas do UBS.

A Petrobras só abre os números de taxa de utilização em seus balanços trimestrais. Em nota à reportagem, disse apenas que “algumas refinarias estão operando em carga mínima, garantindo a operação da unidade com segurança”. “Não há refinarias paradas”, afirmou a estatal.

A produção de petróleo também já foi reduzida a um teto de 2,07 milhões de barris por dia em abril, também com o objetivo de evitar estrangulamento da capacidade de tancagem. A Petrobras não informa, porém, qual o nível de utilização de sua infraestrutura de armazenagem.

De acordo com dados da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis), o Brasil tem 2.030 tanques para armazenamento de petróleo, gás e biocombustíveis. Essa estrutura comporta 34 milhões de barris de petróleo e 50 milhões de barris de derivados, excluindo o gás de cozinha.

O elevado uso da capacidade para estocar petróleo em meio a queda abrupta do consumo é um dos desafios do setor atualmente. Nos Estados Unidos, o nível de utilização da capacidade subiu de 46% no início do ano para 60% no último dia 17.

Na região de Cushing, no Oklahoma, um dos maiores polos de armazenagem de petróleo do país, o nível estava em 76%. de acordo com dados da EIA (a agência estatística do Departamento de Energia dos Estados Unidos). Com capacidade para estocar 76 milhões de barris de petróleo, a região tinha 57 milhões de barris no dia 17.

Sem ter para quem vender nem onde guardar o petróleo, investidores correram na segunda para se desfazer de contratos com entrega do produto prevista para maio, levando a cotação do WTI a fechar em menos US$ 37,63 (R$ 199) por barril – na prática, os compradores pagaram para não receber o petróleo.

O problema ainda é mais localizado nos Estados Unidos, dizem especialistas, que nos últimos anos se tornaram grandes produtores de petróleo mas não têm grande capacidade nem histórico de exportação da commodity.

Mas a queda de 24% na cotação do petróleo Brent na terça (21) reforça que a demanda está fraca em todo o mundo. O barril negociado em Londres, que é referência global de preços, fechou o pregão da segunda a US$ 19,33 (cerca de R$ 105, pela cotação atual), o menor valor desde fevereiro de 2002.

Na última quarta (22), a cotação se recuperou, subindo 6,3%, para US$ 20,56 (R$ 111) por barril. Ainda assim, o cenário preocupa as petroleiras, que já anunciaram uma série de medidas para enfrentar a crise, como suspensão de investimentos e cortes de custos.

Em relatório divulgado nesta quarta, o BB Investimentos diz esperar que a Petrobras anuncie suas estimativas de preço do petróleo no longo prazo, com efeitos nas expectativas de receita e lucro para os próximos trimestres.

Zero Hora