Autor: redacao

A norte-americana GE anunciou a nomeação de Cláudio Trejger como presidente e CEO para o negócio de Hydro da empresa na América Latina, que é operado sob a marca GE Renewable Energy.

Com 16 anos de trabalho no setor de hidrelétricas e tendo ingressado na GE em 2015, Trejger atuava desde agosto do ano passado como líder interino de Hydro na América Latina, cargo que acumulava com a diretoria comercial para Hydro na região —posto que assumira em julho de 2017.

“(Ele) terá como principal missão liderar a organização diante dos desafios e oportunidades do mercado, incluindo modernizações de hidrelétricas, PCHs e a potencial retomada de investimentos em novas usinas no Brasil”, disse a companhia em nota.

 

Fonte: Agência Reuters

Após ter as exportações de petróleo dizimadas por sanções dos Estados Unidos, a Venezuela está testanto um novo método para colocar seu produto no mercado: a alocação de cargas para sócios em joint ventures, entre eles a Chevron, que por sua vez comercializam a commodity para clientes na Ásia e na África.

Isso não violaria as sanções, desde que o produto da venda seja utilizado para quitar dívidas de um empreendimento, segundo três fontes de joint ventures. Elas disseram que essa abordagem pode ajudar a Venezuela a superar os obstáculos para produção e exportação de petróleo.

As exportações de petróleo da Venezuela recuaram 32% no ano passado, à medida que o governo dos EUA impediu aquisições do produto por empresas norte-americanas e transações realizadas em dólares. A PDVSA foi forçada a utilizar intermediários para suas vendas, especialmente devido à pressão de Washington para que clientes indianos e chineses da Venezuela interrompessem compras diretas.

Atuando como intermediária da PDVSA, a russa Rosneft se tornou em 2019 a maior recebedora de petróleo venezuelano, usando as vendas para amortizar bilhões de dólares em empréstimos concedidos à Venezuela na última década.

A PDVSA, o Departamento do Tesouro dos EUA e o Departamento de Estado norte-americano não responderam aos pedidos de comentários enviados pela Reuters.

Os mais recentes testes da nova política ocorrem neste mês. Uma carga de 1 milhão de barris de petróleo venezuelano para a Chevron está programada para embarque no porto de Jose, da PDVSA, de acordo com documentos internos da estatal vistos pela Reuters.

A Chevron tem participação na joint venture Petropiar, com a PDVSA, para processar petróleo no cinturão de Orinoco, uma das maiores reservas de óleo do mundo. A licença que a Chevron possui para operar na Venezuela mesmo com as sanções expira em 22 de janeiro, a não ser que o Tesouro dos EUA a renove.

“Os resultados provenientes dessas atividades de mercado são pagos a contas da nossa joint venture para cobrir o custo de operações de manutenção, em total conformidade com todas as leis e regulamentos aplicáveis”, disse Ray Fohr, porta-voz da Chevron.

Outra carga, de 670 mil barris de petróleo, fretada pela petroleira venezuelana Suelopetrol, partiu no início de janeiro, mostraram os documentos.

A Suelopetrol, sócia minoritária em joint ventures com a PDVSA, afirmou ter alocado recentemente uma carga de petróleo venezuelano sob contratos assinados com a PDVSA e a joint venture Petrocabimas antes das sanções dos EUA.

“Esses contratos incluem a designação da Suelopetrol como recebedora de petróleo para compensação de contas a receber, com vencimentos desde 2015, por contribuições de capital, assistência técnica, prestação de serviços e dividendos acumulados”, disse a empresa à Reuters.

A Petrobras reduzirá o preço médio da gasolina e do diesel nas refinarias em 3% a partir desta terça-feira, informou a companhia à Reuters, após ter mantido os valores de ambos os combustíveis estáveis por semanas.

A gasolina não sofria um reajuste desde 1º de dezembro, enquanto o diesel —combustível mais comercializado do país— tinha a cotação estável desde 21 de dezembro.

A petroleira tem evitado repassar a volatilidade dos preços globais do petróleo ao mercado doméstico— no início deste ano, ela optou por não aplicar de imediato reajustes em suas refinarias na sequência de um ataque norte-americano que matou um importante general iraniano no Iraque e gerou tensão geopolítica que preocupou o mercado de petróleo.

Após um salto inicial e uma nova alta após um contra-ataque do Irã que mirou bases dos EUA no Iraque, os valores do Brent, referência internacional do petróleo, fecharam em queda de 5,3% na semana passada, em patamares inferiores aos registrados antes do início das tensões no Oriente Médio.

Já na segunda-feira, os preços de referência da commodity caíam cerca de 1% no início da tarde.

“Os reajustes estão bem em consonância com o que aconteceu no mercado internacional. As cotações devolveram bastante depois do pico da crise no Oriente Médio, e eles (o mercado) já tiraram praticamente todo o risco do preço do petróleo”, afirmou à Reuters o chefe da área de óleo e gás da consultoria INTL FCStone, Thadeu Silva.

“Na semana passada, a Petrobras já poderia ter reduzido o preço, mas eu acredito que eles esperaram a situação se acalmar, passar o fim de semana, para ver se não haveria nenhum repique na crise lá fora.”

Em meio a preocupações com os possíveis efeitos de tensões no Oriente Médio sobre os preços dos combustíveis, o governo federal tem estudado alternativas para aliviar repasses de altas do petróleo aos combustíveis.

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse durante na semana passada que o governo avalia utilizar recursos de royalties e participações especiais cobradas sobre a produção de petróleo para compensar eventuais impactos dos preços internacionais nas bombas.

O presidente Jair Bolsonaro tem reiterado que seu governo não irá intervir na política de preços da Petrobras.

Em anos passados, o governo federal obrigou a Petrobras a praticar preços domésticos inferiores aos cobrados no mercado internacional, o que causou prejuízos de bilhões de dólares à petroleira e restringiu a atuação de novos produtores ou de importadores de combustíveis no país.

Segundo a Petrobras, sua política de preços para a gasolina e o diesel segue o princípio da paridade de importação, formada pela cotação internacional dos produtos mais os custos de importadores, como transporte e taxas portuárias, com impacto também do câmbio.

O repasse dos ajustes de preço nas refinarias para o consumidor final nos postos depende de diversos fatores, como impostos, margens de distribuição e revenda e mistura de biocombustíveis.

 

Fonte: Agência Reuters

A gigante chinesa de exploração de petróleo e gás CNOOC planeja elevar seus investimentos para o maior nível desde 2014, disse a companhia.

A CNOOC, uma das empresas com menores custos no setor de exploração e produção, manterá sua competitividade após ter registrado custos em mínimas históricas em 2019, disse o diretor financeiro, Xie Weizhi, em coletiva de imprensa.

A alta nos investimentos, de 85 bilhões a 95 bilhões de iuanes, ou de 12,34 bilhões de dólares a 13,79 bilhões de dólares, virá após aportes estimados em 80,2 bilhões de iuanes em 2019, levemente acima das expectativas.

A estratégia da companhia tem como base expectativas de que os preços globais do petróleo serão mais influenciados pelo grupo de produtores liderado pela Arábia Saudita do que por fatores geopolíticos como a guerra comercial entre Estados Unidos e China e a tensão na relação entre EUA e Irã, segundo Xie.

A estatal tem como meta uma produção total de petróleo e gás de entre 520 e 530 milhões de barris de óleo equivalente (boed) neste ano, acima dos 503 milhões boe estimados para o ano passado.

A produção em campos offshore na China deve responder por 64% da meta para 2020, enquanto as operações no exterior serão 36%, em divisão igual á de 2019, disse a companhia.

A CNOOC também vai aumentar os investimentos em energia mais limpa, como gás natural e renováveis, setor em que focará principalmente usinas eólicas offshore.

A empresa planeja direcionar entre 3% e 5% de seus investimentos para a energia eólica offshore, principalmente para desenvolvimento dos recursos eólicos em províncias na cota chinesa, como Guangdong, Jiangsu, Fujian e Shandong.

Fonte: Agência Reuters

A empresa de gás e energia elétrica Eneva apontou uma expansão em 2019 de suas reservas certificadas de gás natural na Bacia do Parnaíba, onde estão os principais ativos da companhia, segundo fato relevante nesta segunda-feira.

As reservas de gás da empresa na bacia do Parnaíba fecharam o ano passado em 24,1 bilhões de metros cúbicos (bm³), ante 21,4 bm³ ao final de 2018, enquanto as reservas na Bacia do Amazonas ficaram estáveis ante o ano anterior, em 3,6 bm³

A variação deve-se à declaração de comercialidade da acumulação Campo de Gavião Carijó (+ 1,3 bm³), à nova estimativa de reservas para o campo Gavião Preto (+ 2 bm³) e aumento nas reservas de Gavião Azul após perfuração de novo poço (+0,5 bm³), além de uma performance melhor que a inicialmente esperada em campos em produção, apontou a companhia no comunicado.

Os números são resultado de auditoria de reservas elaborada pela consultoria independente Gaffney, Cline & Associates, Inc.

 

Fonte: Agência Reuters

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque,  formalizou na sexta (10/01) a criação do Grupo de Trabalho determinado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para avaliar as regras internacionais para licitação de áreas além das 200 milhas náuticas na 17a rodada de licitações da ANP, prevista para acontecer no segundo semestre do ano.  O grupo tem prazo de 60 dias, podendo ser prorrogado, a partir desta sexta para concluir os trabalhos.

E quem faz parte do GT?

I – Ministério de Minas e Energia:

a) Clayton de Souza Pontes, que o coordenará; e

b) Esdras Godinho Ramos;

II – Casa Civil da Presidência da República:

a) Daniela Ferreira Marques; e

b) Hugo Manoel Marcato Affonso;

III – Autoridade Marítima (Marinha do Brasil – Ministério da Defesa):

a) Antônio Cesar da Rocha Martins; e

b) Marcus Vinícius de Oliveira;

IV – Ministério das Relações Exteriores:

a) Alex Giacomelli da Silva; e

b) Alexandre Mendes Nina;

V – Ministério da Economia:

a) Gustavo Gonçalves Manfrim; e

b) Maurício Marins Machado;

VI – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP:

a) Heloisa Borges Bastos Esteves; e

b) Artur Watt Neto.

—  O foco da oferta de áreas atual é a faixa próxima ao pré-sal além das 200 milhas náuticas, em que, no caso de se confirmar descobertas, há expectativas de se aumentar o volume de reservas de petróleo e gás do Brasil em cerca de 50%, as quais hoje são estimadas em 15,9 bilhões de barris.

 

Fonte: EP BR

YPFB Energia foi autorizada pelo Ministério de Minas e Energia a importar até 3,6 de m³/dia de gás natural da Bolívia para os mercados do Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Os volumes são escalonados a partir deste ano até 2024 da seguinte forma:

até 1,2 milhão de m³ de Gás Natural por dia em 2020;
até 2,6 milhões de m³ de Gás Natural por dia em 2021;
até 3,6 milhões de m³ de Gás Natural por dia em 2022;
até 3,6 milhões de m³ de Gás Natural por dia em 2023;
até 3,6 milhões de m³ de Gás Natural por dia em 2024.

Fonte: EP BR

A Arábia Saudita tomou todas precauções para garantir a segurança de suas instalações petrolíferas após recentes ataques no Iraque, disse o ministro de Energia do país.

“Nós tomamos todas precauções que podíamos tomar”, afirmou ele a jornalistas, após ser questionado sobre se o reino havia elevado a segurança após recentes ataques dos Estados Unidos e do Irã na região.

Ao falar durante evento do setor em Dahran, o ministro, o príncipe Abdulaziz bin Salman Al-Saud, afirmou que a produção do reino deve ficar em 9,744 milhões de barris por dia em janeiro e fevereiro.

Ele também disse que o Iraque elevou seu comprometimento com cortes de oferta liderados pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) em dezembro e buscará cumprir totalmente sua meta em janeiro.

 

Fonte: Agência Reuters

A ANP realizou na quarta-feira (8/1) audiência pública relativa à proposta de regulamentação sobre descomissionamento de instalações de exploração e produção e alienação e reversão de bens. Além de técnicos e superintendentes da Agência, também participaram da audiência representantes do Ibama, da Marinha, da indústria do petróleo e de consultorias.

A minuta de resolução passou por consulta pública de 45 dias, durante a qual foram recebidas 342 contribuições, que podem ser acessadas na página Consulta e Audiência Públicas nº 24/2019.

O descomissionamento ocorre quando não há mais interesse econômico da empresa operadora na atividade ou ao final de vida útil das instalações de produção e não está necessariamente associado à devolução de áreas.

A iniciativa prevê a revisão das Resoluções ANP nº 27/2006, 28/2006 e 25/2014, com o objetivo de adequar seus conteúdos aos mais recentes avanços técnicos da indústria em relação ao tema e de estabelecer objetivamente o conjunto de informações e documentos a serem submetidos pelas empresas operadoras à ANP. Também inclui os critérios de decisão a serem considerados na discussão sobre a remoção de instalações.

A proposta de resolução é resultado de um esforço conjunto entre a ANP, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e a Marinha do Brasil (MB).

As contribuições recebidas durante a consulta e audiência públicas serão analisadas, podendo ou não ser acatadas, de acordo com critérios técnicos. Posteriormente, a minuta consolidada passará por aprovação da Procuradoria Federal junto à ANP e da Diretoria Colegiada da Agência.

 

Fonte: ANP

A produção de petróleo da Noruega aumentará 43% de 2019 a 2024, à medida que novos campos entrarem em operação e as instalações de produção mais antigas forem atualizadas, mostraram previsões da Direção Norueguesa de Petróleo (NPD, na sigla em inglês), na última quinta-feira.

Os números mostram um renascimento da produção norueguesa de petróleo, que no ano passado caiu para o nível mais baixo desde 1989, quando os campos mais antigos esgotaram gradualmente suas reservas.

Até 2023, a produção combinada de petróleo e gás deve chegar perto do nível recorde registrado em 2004, disse a agência, embora o gás tenha uma participação maior do que antes.

“Desta vez, o petróleo será responsável por cerca da metade do total”, disse Ingrid Soelvberg, chefe da NPD, em entrevista coletiva.

Prevê-se agora que a produção de petróleo dos campos marítimos do país atinja 2,02 milhões de barris por dia em 2024, ante uma mínima de 30 anos de 1,41 milhão no ano passado, à medida que os principais campos de petróleo Sverdrup e Castberg entram em operação gradualmente.

“Após dois anos de produção menor, a produção aumentará novamente em 2020, principalmente devido ao início de operação de Johan Sverdrup, mas também devido a outras descobertas”, disse Soelvberg.

Prevê-se que a produção de gás natural suba para 117,1 bilhões de metros cúbicos em 2020, de 113,2 bilhões de metros cúbicos em 2019, mas abaixo da previsão anterior de 120,2 bilhões, acrescentou.

O NPD agora espera que a produção de petróleo da Noruega totalize 1,76 milhão de barris por dia em 2020, acima da previsão anterior de 1,74 milhão feita um ano atrás.

A Equinor, controlada pelo Estado, e seus parceiros anunciaram na quinta-feira planos para estender ainda mais a produção de seu campo de Statfjord, que produz desde os anos 1970 e agora deve permanecer em operação além de 2040.

Fonte: Agência Reuters