Posts

Integração entre o setor elétrico e o de gás natural é desafio

Temas como inflexibilidade, fim de contratos e atuação com renováveis continuam no centro das discussões

Começando a despertar a atenção de vários agentes, o setor de gás natural ainda tem muito desafios a serem vencidos para que ele tenha um deslanche no país. Na edição da Rio Oil&Gas, encerrada na última quinta-feira, 27 de setembro, o interesse pela fonte ficou claro pela lotação das salas quando ele era o tema em discussão. Mas o que também ficou claro é que uma maior integração com o setor elétrico é necessária, uma vez que a demanda termelétrica vai ser a âncora para a demanda do gás no Brasil.

A diretora de regulação da Eneva, Camila Schoti, acredita que uma maior previsibilidade no despacho das usinas térmicas traria uma maior otimização nos investimentos de exploração e produção de gás. Segundo ela, há uma incerteza no setor de gás de encontrar o insumo e uma incerteza no setor elétrico que é a quantidade do despacho ao longo do contrato. Um contrato térmico pede 100% de despacho durante toda a sua duração, algo improvável de acontecer. Ela sugere uma média móvel, que ao invés de pedir um despacho de 100% todo o tempo do contrato, em que adote a totalidade do despacho nos anos iniciais e depois ela seja reduzida para algo em torno de 70%.

De acordo com ela, os números dessa proposta preliminar podem mudar, mas o importante é que a alteração deixe os projetos em condições iguais de disputa. “Está se falando em um mecanismo de leilão que possa ser aplicado para todo mundo e que nos permita dimensionar o investimento em exploração e produção”, explica. Essa discussão começou no Gás para Crescer e a diretora da Eneva – que participou de painel sobre a abertura do transporte brasileiro de gás natural no último dia 26 de setembro –  quer retomar o debate. Sua execução não precisaria ser por força de legislação e poderia ser por medida infralegal.

Na visão de Marcelo Cruz Lopes, gerente executivo de Gás Natural da Petrobras, o entendimento entre os setores de gás e elétrico deve prevalecer. Segundo ele, não adianta o setor elétrico querer que o de gás se ajuste a ele e vice-versa. “Ambos devem ter boa vontade se não, não se resolve nunca a integração”, ponderou ele em painel sobre o Novo ambiente para contratação da geração térmica a gás no dia 27. Ele alertou sobre o fim do contrato de um volume expressivo de térmicas a partir de 2022 –  cerca de 50% –  e que a recontratação delas é difícil devido ao desenho do modelo atual. A estatal propôs que os leilões de energia nova e existente sejam unificados, o que daria condições melhores de competição e êxito. “As regras de contratação hoje levam a uma situação de dificuldade dessas térmicas se manterem ao fim dos seus PPAs”, avisa.

A possibilidade de fim da diferenciação entre energia nova e existente está inserida na CP 33, segundo Lopes, mas estava condicionada a separação entre o lastro e a energia, o que a Petrobras discorda. O gerente da Petrobras também salientou que há um excesso de regulação nos dois setores, com característica de intervenção. Ele pede mais flexibilização nas regras para que haja mais competição. “São regras criadas no modelo com o sentido de intervir na competição”, aponta.

Com gás vindo da camada pré-sal, a UTE Vale Azul, que tem a Shell como uma das sócias, surpreende pela alta expectativa de despacho. De acordo com Guilherme Perdigão Nascimento, vice-presidente da Shell Energy do Brasil/ Vale Azul, que participou do mesmo painel que Lopes, o conceito do projeto foi o de olhar as oportunidades de negócio de forma integrada, entendendo a cadeia de valor. “Ter uma comercializadora foi uma dessas maneiras”, observa.

Para ele, o principal desafio para o gás associado é a demanda contínua e o setor elétrico tem o paradigma de o gás natural ser despachado. Ele também coloca a harmonização entre gás e energia como necessária. Segundo Nascimento, o setor elétrico já é completamente consolidado e o de gás ainda não. “Se não atuar de forma integrada, acaba tendo uma inconsistência importante”, revela.

Em palestra na TechWeek, evento paralelo a feira no dia 26, Gregório Maciel, Gerente Setorial de Estudos de Mercado da Petrobras, apresentou boa perspectiva para o gás natural no país, principalmente devido a inserção das fontes renováveis na matriz brasileira. Segundo ele, não há rivalidade entre as fontes e a expansão do gás no mundo vai ocorrer em um bloco de países como China, Estados Unidos e alguns da Europa que estão se descarbonizando e em outros como o Brasil, em que ele será usado como back up das fontes renováveis. Maciel disse ainda que a velocidade da transição energética vai variar de acordo com a intensidade das políticas públicas para o tema.

Fonte: Canal Energia | Pedro Aurélio Teixeira

Distribuidoras do NE lançam chamada pública para buscar supridor alternativo

Diante da perspectiva de redução gradual da participação da Petrobras na cadeia de gás natural, um grupo de sete distribuidoras de gás do Nordeste decidiu lançar, no próximo dia 14, de maneira coordenada uma chamada pública para recebimento de propostas para aquisição de gás natural, numa estratégia visando diversificar a compra de suprimento, hoje centrada na estatal brasileira de petróleo. A iniciativa reúne as distribuidoras dos estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Rio Grande do Norte e Sergipe (Algás, Bahiagás, Cegás, Pbgás, Copergás, Potigás e Sergás, respectivamente), somando um volume potencial de aquisição de 9,4 milhões de metros cúbicos diários de gás. Apesar do “esforço coordenado”, a iniciativa não resultará em compra conjunta de gás natural. Cada companhia lançará seu próprio edital e realizará a aquisição de forma individual.

“A diversificação de supridores é fundamental para as distribuidoras saírem da dependência da Petrobras. Além da chamada pública, o Estado do Rio Grande do Norte também acredita na viabilidade da produção do Biogás utilizando matrizes provenientes das atividades locais, como criação de camarão em cativeiro, do setor sucroenergético e até mesmo da decomposição de matéria orgânica, para obtenção do combustível”, explicou Beto Santos, Diretor Presidente da Potigás.

O Rio Grande do Norte possui hoje 413 mil metros de gasodutos de distribuição para atender 22.112 clientes nos segmentos residencial, comercial, industrial e automotivo, com a distribuição de 313 mil metros cúbicos por dia de gás natural canalizado. Fora do eixo Rio-São Paulo, a região Nordeste tem o maior mercado do setor de distribuição de gás. As distribuidoras da região atendem juntas 215 mil clientes, em 98 cidades, e possuem 3.616 quilômetros de rede de distribuição, com mais de 12 milhões de metros cúbicos vendidos por dia, o que equivale a aproximadamente de 15% a 20% do consumo nacional. Individualmente, porém, algumas das distribuidoras poderiam não atrair a atenção de grandes players, o que o grupo espera que aconteça ao lançar a iniciativa conjunta.

Pelas regras da chamada pública, ficou estabelecido que será responsabilidade do ofertante, na negociação com as distribuidoras, garantir a entrega de gás no ponto de entrega de cada concessionária, o que exigirá negociações com potenciais terceiros para acesso a terminais de regaseificação e outras infraestruturas, condição que George Ventura, presidente do Conselho de Administração da Associação Brasileira de Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), admite que pode ser um entrave para alguns interessados. Ainda assim, o grupo trabalha com um cronograma inicial de apresentação das propostas até novembro e potenciais assinaturas de contratos entre janeiro e fevereiro. O início de suprimento possivelmente será acertado a partir de janeiro de 2020. A data leva em consideração que grande parte dessas empresas tem contrato de suprimento com a Petrobras até dezembro de 2019.

*Com informações da Agência Estado

POTIGÁS: é o momento certo de vender?

Jean-Paul Prates*
21/JAN/2017
Diante das proposições do Governo do Estado quanto a venda de ativos estaduais, perguntam-me reiteradamente sobre a venda da Potigás.

Potigás
O Governo do Estado do Rio Grande do Norte detém, atualmente, 17% das ações da Potigás, que é a empresa concessionária exclusiva para distribuição de gás canalizado no Estado. Os demais 83% pertencem à Gaspetro (Petrobras 51%/49% Mitsui), que possui participação societária em dezenove  companhias estaduais de distribuição de gás natural no Brasil.

Dividendos
A Potigás é uma empresa superavitária que repassa anualmente dividendos para o Governo do Estado, na qualidade de seu acionista direto. Seus funcionários são todos celetistas, portanto não fazem parte da folha de servidores do Estado e não impactam as despesas do IPERN.

Funcionários
Segundo carta aberta veiculada pelo corpo de funcionários da Potigás em 10/01/2018, considerando a proporção da participação do Estado no seu capital social, “uma possível venda renderia cerca de R$ 9 milhões, segundo o último balanço patrimonial da companhia”. Além disso, segundo os funcionários da empresa, o valor referente à distribuição de dividendos ao Estado, pela Potigás, em até cinco anos, deve superar o montante que seria arrecadado com tal venda.

Pressa
Acrescento que, diante do estado de desespero em que se encontram o governo estadual e alguns parlamentares estaduais seguidores, em vista do calendário eleitoral, a venda provavelmente seria caracterizada por um processo expedito e temerário de avaliação e concorrência pública.

Preferência
Em primeiro lugar, o tempo é curto para aplicação do possível exercício de preferência pelos sócios já participantes da empresa sem prejuízo para o Estado. Este não é um processo simples, pois as condições de venda devem ser as mesmas oferecidas ao público, e se a avaliação dos ativos não é bem feita pode provocar inúmeras ações contestatórias.

Passivos e Riscos
Em segundo lugar, porque qualquer que seja o comprador, se ele não tiver condições técnicas e temporais para realizar a avaliação de todos os detalhes e riscos de tal aquisição, poderá impor cláusulas condicionantes de desconto do preço que poderiam fazer com que, ao final, o Estado receba NADA ou muito pouco pela venda!

A seguir, teço algumas considerações adicionais sobre o risco da pressa ao vender este ativo, em específico.

Progás (RN Gás Mais)
Esse subsídio de gás nunca foi do Governo do Estado e nem da Potigás, e sim da Petrobras – que, aliás, sempre quis se livrar dele. Para recapitular: o Progás era uma troca financeira entre o Governo do Estado e a  Petrobras, em que o Governo quadruplicou o preço das licenças ambientais para perfuração de poços de petróleo em troca de a Petrobras reservar gás por preço menor que o mercado para prover-se incentivo à industrialização do Estado.

Gás Incentivado
No início, o Progás foi concebido para “reservar” 1,1 milhão de metros cúbicos por dia de gás natural para o incentivo às industrias, mas o Progás nunca conseguiu passar de 150 mil metros cúbicos por dia de consumo.

Saque
A dada altura, num desses reiterados momentos de desespero financeiro, o governo estadual percebeu que havia um saldo de dinheiro acumulado em licenças da Petrobras junto ao IDEMA e raspou o tacho, como sempre. Era o dinheiro do Progás, e a Petrobras ficou sem receber – gerando-se uma dívida até hoje alegada pela petroleira.

Abacaxi
Ou seja, o Progás foi desvirtuado, a Petrobras ficou com o abacaxi, e a boa intenção de atrair indústrias com gás subsidiado foi extraviada.

Desestímulo à perfuração
O mecanismo era, em si, incongruente: onerou a busca de novas reservas de gás enquanto o vendeu gás a preços subsidiados para os clientes de maior escala!  A conta não fechava, a não ser que a Petrobras realmente estivesse bancando o negócio; e isso nós sabemos que ela não pode e não quer fazer.

Novo nome, padrinho pobre
Hoje em dia, a não ser que o próprio Governo do Estado banque o subsídio (coisa também impossível), o potencial de atrair novas empresas com o Progás (ou seu sucessor rebatizado de RN-Gás-Mais) é mínimo.

Revisão Urgente
Mais uma razão para que este incentivo, bem como todos os outros, inclusive o PROADI, sejam completamente revistos e reimplementados. Devem ser re-direcionados para empresas locais, que sustentam a riqueza das regiões, e, no caso do gás e da energia renovável, principalmente para as atividades que hoje impõem real ameaça de desertificação ou outros danos ambientais por buscar fontes de calor e energia na biomassa (lenha) ou na queima de combustíveis mais poluentes. É o caso das cerâmicas,  da mineração e da carcinicultura – entre outras, por exemplo.

Parâmetros obsoletos
Além disso, não é possível mais se ter programas de incentivo fiscal à atividade industrial com base apenas no que se diz que vão gerar de empregos. Mas essa é uma outra discussão, que passa por novos critérios como investimento em infra-estrutura, capacitação, interiorização, preservação ambiental etc, já que a própria reforma trabalhista e a terceirização tornou esta estatística de “empregos gerados” bem relativa.

Saldo
Então o que aconteceu, ao longo dos mais de 20 anos de Progás? O Progás (RN-Gás-Mais) praticamente acabou. Não tenho números atuais porque acho que têm até inibição de divulgarem isso, mas creio que são menos de 8 empresas beneficiárias e não sei se alguma entrou nos últimos 3 anos. Além dele ter contribuído para a decadência da exploração e produção de petróleo e gás no nosso Estado ao longo das décadas de 90 e 2000 – já que os altíssimos preços das licenças ambientais coibiram muito o investimento nesta área – o Progás criou várias crises de saldo junto à Petrobras pois as contas de compensação não tiveram controles consistentes, e a todo tempo surgem divergências sobre quem está devendo para quem. Volta e meia, a Petrobras brande uma conta milionária à Potigás e algum dia vai querer tomar o restante de ações da empresa sem pagar, em troca da dívida – se comprovada.

Repassador 
A Potigás era um mero repassador do Gás Incentivado do Progás (nunca teve a possibilidade de gerenciá-lo), e se beneficiava de registrar vendas de volumes grandes, que, num monopólio local, significam a compensação necessária para se poder investir em áreas não tão rentáveis – como malha residencial, interiorização, etc. Nestas condições, o Progás era bom para a Potigás – embora fosse, como demonstrei, insustentável.

Investimento
Mesmo apesar de ter esta receita extra no papel, causando inveja às outras distribuidoras estaduais, a empresa sempre teve muitas dificuldades de investir, primeiro porque havia sócios privados descapitalizados, depois porque a Petrobras já não dispunha de gás na região para “massificar” suas vendas, finalmente por causa da raspagem que foi feita no próprio saldo do Progás pelo Governo.

Ativo 
A Potigás dispõe de um grande ativo: uma equipe técnica e um staff administrativo competente, unido e experiente. Isso vale muito, para um novo sócio-comprador. Tem alguma estrutura de distribuição bem planejada e aparentemente bem construída, e é só. O comprador terá que se haver com muitas distorções tarifárias históricas, e com o fato de o suprimento de gás natural ser quase uma incógnita para fins de planejamento de expansão no RN.

Mitsui
Sim, a Mitsui é a principal (e talvez única) candidata interessada, dada a sua participação bem sucedida na maioria das empresas similares na nossa região. Equipes da empresa japonesa já visitaram a Potigás diversas vezes, inclusive em 2016 e 2017. A Mitsui foi a compradora de 49% da Gaspetro, em 2015.

Momento
É um bom momento para vender? Claro que não! Em primeiro lugar, porque o vendedor está desesperado, e os potenciais compradores sabem disso pois acompanham as notícias sobre o Estado. Ninguém faz uma venda por bom preço quando está desesperado por dinheiro. Em segundo lugar porque a Potigás tem várias questões mal resolvidas que importarão em “descontos provisionais” que podem significar uma venda a preço zero ou até negativo! Além do alegado saldo do Progás em favor da Petrobras (mais de R$ 200 milhões, segundo os últimos cálculos que vi em 2015), tem outras questões em aberto como a tarifa de distribuição que deveria incidir sobre as vendas de gás para a Termoaçu (ao menos quanto aos volumes utilizados para gerar energia para o mercado) que nunca foi cobrada.

Incerteza
Portanto, em conclusão: o momento é ruim, o vendedor está desesperado e o ativo é nebuloso. Pode aparecer comprador? Sim, claro. Oportunistas estão por toda parte, e fazem o que se espera deles. Mas certamente a venda não será um bom negócio, pois o ativo sequer foi preparado para venda, saneado de uma série de inconsistências, avaliado condignamente e submetido a um planejamento estratégico com novas metas realistas e considerando o mercado atual no RN. As cláusulas contingenciais desta venda serão tantas e de tal valor que arriscamos a simplesmente entregar a empresa em troca de alegadas e judicializadas dívidas.

Energia eólica e solar recebem duas vezes mais financiamento do que combustíveis fósseis

As energias eólica e solar estão prestes a se tornarem invencíveis, a produção de gás natural e petróleo está se aproximando do pico e os carros elétricos e baterias para as redes de eletricidade esperam o momento de assumir o controle. Este é o mundo que Donald Trump herdou como presidente dos EUA. E ainda assim o plano energético dele é eliminar restrições para ressuscitar um setor que nunca voltará: o de carvão.

As instalações de energia limpa quebraram novos recordes em todo o mundo em 2016 e as energias eólica e solar estão recebendo duas vezes mais financiamento que os combustíveis fósseis, segundo novas informações divulgadas pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF). Isso se deve em grande parte ao fato de os preços continuarem caindo. A energia solar está se tornando, pela primeira vez, a forma mais barata de gerar eletricidade nova no mundo.

Mas com os planos de desregulamentação de Trump, o que “vamos ver é a era da abundância — turbinada”, disse o fundador da BNEF, Michael Liebreich, durante apresentação em Nova York. “É uma boa notícia economicamente, mas há um pequeno senão: o clima.”

Queda nos custos

Os subsídios governamentais têm ajudado as energias eólica e solar a garantirem presença nos mercados globais de energia, mas as economias de escala são o verdadeiro motor por trás da queda dos preços. As energias eólica e solar não subsidiadas estão começando a ganhar a concorrência contra o carvão e o gás natural em um grupo cada vez maior de países.

Os EUA podem não liderar o mundo em energias renováveis enquanto porcentagem da produção de sua rede, mas vários estados estão superando as expectativas.

As energias eólica e solar decolaram — a tal ponto que as operadoras de rede da Califórnia estão enfrentando alguns dos mesmos desafios de regular as oscilações das energias renováveis de alta densidade que têm afetado a revolução energética da Alemanha. A expansão nos EUA não é a primeira, mas tem sido notável.

A demanda por eletricidade nos EUA vem caindo, em grande parte devido à eficiência energética maior em tudo, de lâmpadas e TVs à indústria pesada. Em um ambiente como esse, o combustível mais caro perde, e este perdedor, cada vez mais, tem sido o carvão.

Com a entrada das energias renováveis na matriz, até mesmo as usinas de combustíveis fósseis que ainda estão em operação estão sendo usadas com menor frequência. Quando o vento está soprando e o sol está brilhando, o custo marginal dessa eletricidade é essencialmente gratuito, e energia gratuita sempre ganha. Isso significa também lucros menores para usinas de energia baseadas na queima de combustível.

A má notícia para as produtoras de carvão fica ainda pior. Os equipamentos de mineração dos EUA se tornaram maiores, melhores e muito mais eficientes. Talvez o que mais afeta os empregos na indústria do carvão sejam os equipamentos de mineração melhores. O estado da Califórnia atualmente emprega mais gente na indústria de energia solar do que a indústria do carvão em todo o país.

Fonte: Bloomberg | Tom Randall

Jean-Paul Prates sobre desestatização da Potigás: “Só vender por vender não é positivo”

O jornal Tribuna do Norte (RN) publicou nesta terça-feira (16) uma matéria de capa sobre as negociações a respeito da possível desestatização ou ampliação de abertura de capital da Companhia Potiguar de Gás (Potigás). A viabilidade está sendo alvo de análises financiadas pelo BNDES.

Entrevista com Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Rec. Naturais e Energia (CERNE).

A desestatização da Potigás é viável?
O Governo do Rio Grande do Norte tem 17% do capital social da Potigás. Ele tem 51% do poder de voto, ou seja, tem o controle da empresa no que diz respeito a voto. Os outros 83% do capital social são da Gaspetro. Essa por sua vez tem 51% da Petrobras e 49% são da Mitsui. Em resumo, Potigás pertence ao Estado, Mitsui e Petrobras. O Estado pode vender. As outras empresas, por pressão do Governo Federal têm incentivado processos de desestatização. A federação tem tentado passar certa postura disciplinar condicionando ajuda a essa disciplina financeira. A escolha do conjunto de empresas de gás não foi bem uma escolha, para os estados não sobrou muita coisa para privatizar. Não é por ser o gás, é o que restou para vender.

A Potigás fornece gás encanado para 18.484 clientes potiguares. Faturamento previsto para 2017 supera despesas em R$ 88,8 milhões. (Foto: Magnus NAscimento)

A Potigás fornece gás encanado para 18.484 clientes potiguares. Faturamento previsto para 2017 supera despesas em R$ 88,8 milhões. (Foto: Magnus NAscimento)

Quais seriam as vantagens e desvantagens?
Nesse conjunto, a Potigás tem vantagens e desvantagens. Se não é a menor, é uma das menores em termo de mercado e potencial. Por outro lado, as vantagens é que uma está vendendo 17% do capital social, mas também está vendendo o controle da empresa. A segunda é que esse processo não estará submetido ao direito de preferência de outros sócios. Como é o caso da Bahia. Desvantagem também é que a gente teve decréscimo de venda, o mercado ficou enxuto. Em 2006, se vendia 250 mil metros cúbicos por dia, em 2010 houve um pico, fomos a 300 mil metros cúbicos por dia, e, em 2016, voltamos a um patamar quase semelhante ao de uma década atrás, com 280 mil metros cúbicos por dia em média. Não é ruim, mas o mercado deu uma enxugada.

Que tipo de efeito isso pode trazer do ponto de vista de mercado?
No que se refere à composição de mercado, a Potigás não tem mercado térmico, e isso é uma desvantagem porque representa volume grande. Por outro lado, ela tem um mercado industrial razoável, mais de 50%. Apesar do Rio Grande do Norte não ser muito industrializado. Isso se deve ao Progás. O resto é formado por mercado veicular, residencial, comercial e gás comprimido, que representa em torno de 7%. O mercado de gás é mais complicado que o da água. A importância estratégica e social da água é muito maior. No caso do gás isso é menos grave.

Qual seria o modelo ideal de venda? Total ou parcial?
Se o Estado deixar de ter controle, não faz sentido ficar com pedaço nenhum. A questão crítica é se vende ou não.

O que deve ser exigido nessa possível desestatização?
Já que o Estado está abrindo mão do controle, no edital tem que haver estratégias de investimento em linhas de distribuição. Se vende para quem oferecer mais dinheiro e se comprometer maior número de investimento. Só vender por vender e não estabelecer metas, não é positivo. O Estado tem autoridade e poder para impor objetivos para distribuir malha no estado (território), incluindo a malha residencial. A venda é positiva se assegurar, além de caixa imediato, também um horizonte de investimentos e infraestrutura para o futuro. O momento de exigir é agora. Lembrando que isso é serviço público.

Confira: Rio Grande do Norte estuda desestatização da Companhia Potiguar de Gás (Potigás)

Fonte: Tribuna do Norte | Aura Mazda e Ricardo Araújo

Para ministro de Minas e Energia, leilões de petróleo terão maior competição

Em entrevista ao GLOBO, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disse que o setor de óleo e gás terá maior competitividade com o fim da Petrobras como operadora única em campos do pré-sal e as novas regras de conteúdo local. Destacou ainda que os leilões deste ano podem gerar uma arrecadação de até R$ 8,5 bilhões para o governo. Ele revelou que o conteúdo local não fará mais parte da nota final das empresas na hora do leilão da 14ª Rodada de Petróleo e da 3ª Rodada do Pré-sal, em setembro e novembro deste ano, respectivamente. Leia os principais trechos da entrevista

O governo pretende fazer 10 leilões até 2019. Como está essa preparação?

Esse ano vamos ter o primeiro leilão de pré-sal com áreas unitizadas (que ultrapassam o limite da concessão). E para o setor não ter que esperar mais um ano por um novo leilão do pré-sal decidimos fazer um segundo certame neste ano, com área nova. Teremos ainda uma rodada em terra e outra de pós sal. E para 2018 e 2019, teremos três leilões, um de campos marginais em terra, outro de pós sal e um de pré-sal.

Tem muita área no pré-sal. Há áreas próximas a essas (Lula e Libra). São essas áreas que despertam a cobiça. Mas isso só será definido no dia 11 de abril pelo CNPE (o Conselho Nacional de Política Energética). Os editais vão ser trabalhados ainda.

O conteúdo local será fator de desempate no leilão?

O conteúdo local não será fator de desempate nos leilões. Isso vai valer para o leilão de setembro (na 14ª Rodada, de pós sal e campos em terra) e novembro (a 3ª Rodada do Pré-sal). Para a 2ª Rodada de Pré-sal, a regra vai seguir a do campo adjacente.

Qual é a importância das novas regras do conteúdo local?

A mudança de conteúdo local também vem no sentido de aumentar a competitividade e atrair o interesse das empresas. O governo reduziu o conteúdo local, pois não adianta ser alto e não gerar contratos e sim multas. Ao final essa política gerava apenas multas bilionárias na ANP em waivers (pedido de perdão por descumprimento). Por isso, reduzimos esses percentuais, pois queremos que sejam feitos contratos e não pedidos de waiver.

Qual é a expectativa de arrecadação para esse ano com os leilões?

Deve gerar neste ano entre R$ 8 bilhões e R$ 8,5 bilhões.

É importante ter esse calendário de leilões?

Criar um calendário de leilões já era uma demanda da indústria, pois cria mais previsibilidade e permite que as companhais se organizem. As petroleiras precisam disso, pois têm de aprovar investimentos em Conselho de Administração, por exemplo, o que acaba levando tempo. Havia também algumas outras demandas do setor como o fim da obrigatoriedade de a Petrobras ser a operadora única no pré-sal. E agora essa mudança permite que mais empresas invistam. Se a Petrobras não fosse no leilão, não havia movimentação no setor de óleo e gás. E agora, ao permitir que outras companhias operem os campos de pré-sal, há mais possibilidade de investimento. As companhias podem também estar em lotes sem a Petrobras.

Essas mudanças vão permitir maior atração de investimento?

Com essas mudanças que estão sendo feitas, seja com o fim da Petrobras como operadora única e as alterações nas regras de conteúdo local, o Brasil passa a ser muito competitivo e ultrapassa até o México, que fez leilões bem sucedidos. O ambiente no país ficou mais competitivo com essas mudanças. Torcemos para a Petrobras, mas há toda uma indústria e isso é fundamental. É preciso estimular o setor, pois, caso contrário, todos só estarão bem se a Petrobras estiver bem. Uma maior atividade gera mais arrecadação de royalties para os estados e gera mais investimentos.

Que outras iniciativas o senhor destaca para aumentar a competitividade?

Vamos aumentar a competitividade do setor com o aumento de recursos. Hoje as empresas têm de destinar uma parte do investimento para um fundo de pesquisa que gira em torno de R$ 1 bilhão por ano. Agora, as empresas vão poder usar os recursos não só para pesquisa mas para buscar competitividade na indústria. É preciso investimento em capacitação. Também estou otimista com a renovação do repetro. O assunto está ainda em análise no Ministério da Fazenda. Esse é um pleito antigo das empresas e vamos finalizar.

Fonte: O Globo

 

Brasil desponta como terceiro maior produtor de eletricidade das Américas

O Brasil é o terceiro maior gerador de eletricidade das Américas, atrás apenas dos Estados Unidos e do Canadá, de acordo com relatório da EIA (Energy Information Administration). Em 2016, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica atingiu 137 GW, gerando 560 bilhões de kWh.

As hidrelétricas se mantêm como principal fonte de geração da matriz elétrica brasileira, representando mais de 70% do total (87 GW), seguida pelos combustíveis fósseis (30 GW), biomassa (12 GW) e de uma pequena parte vinda das fontes eólicas e nucleares. O Brasil é o segundo maior produtor de energia hidrelétrica do mundo, perdendo apenas para a China.

O gás natural é o principal combustível fóssil usado no Brasil, correspondendo a mais da metade do potencial de combustíveis fósseis, sendo a outra parte ocupada pelo carvão mineral. A atual aposta do setor é o projeto da termelétrica do Porto de Sergipe, com entrega prevista para o final de 2019. A usina terá uma geração de 1,5 GW, a maior da América Latina.

Visando aumentar a parcela de fontes de energia renováveis não-hidrelétricas na matriz, o governo anunciou em 2015 o Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica (ProGD). A ideia é ampliar e aprofundar as ações de estímulo à geração de energia pelos próprios consumidores, estimulando, por exemplo, o uso de energia solar fotovoltaica. A estimativa é que o programa movimente cerca de R$ 100 bilhões em investimentos, até 2030.

Fonte: Brasil Energia | Amanda Magalhães

Produção de petróleo no Brasil bate recorde pelo 3º mês consecutivo

A produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês de agosto totalizou 3,293 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), ultrapassando o recorde anterior obtido em julho de 2016, quando foram produzidos 3,21 MMboe/d. A produção de petróleo foi de aproximadamente 2,609 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 1,1% na comparação com o mês anterior e de 2,4% em relação ao mesmo mês em 2015.

A produção de petróleo superou o recorde alcançado em julho de 2016, quando foram produzidos 2,581 MMbbl/d. Já produção de gás natural totalizou 108,8 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), superando o recorde anterior de 107,2 MMm3/d obtido em julho de 2016, o que representa um aumento de 1,5% frente a junho de 2016 e de 9,6% na comparação com agosto de 2015.

Pré-sal
A produção do pré-sal, oriunda de 65 poços, foi de aproximadamente 1,099 milhão de barris de petróleo por dia (bbl/d) e 42,2 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural, totalizando aproximadamente 1,365 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), um aumento de 3,6% em relação ao mês anterior.

A produção de petróleo no pré-sal superou os 1,060 milhão de barris diários obtidos em julho de 2016 e a de gás natural ultrapassou os 40,8 MMm3 produzidos em julho de 2016. A produção total também superou o recorde do mês anterior, de 1,317 MMboe/d. Os poços do “pré-sal” são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do art. 2º da Lei nº 12.351, de 2010.

Queima de gás
O aproveitamento de gás natural no mês foi de 95,4%. A queima de gás em agosto foi de 5 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), um aumento de 13,5% se comparada ao mês anterior e de 7,8% em relação ao mesmo mês em 2015. A principal motivação para o aumento na queima de gás natural foi o comissionamento do FPSO Cidade de Saquarema, localizado no campo de Lula.

Campos produtores
Os campos marítimos produziram 94,4% do petróleo e 77,1% do gás natural. A produção ocorreu em 8.792 poços, sendo 781 marítimos e 8.011 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,4% do petróleo e gás natural.

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, produzindo, em média, 581,9 mil bbl/d de petróleo e 25,5 milhões de m³/d de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.101. Marlim, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 60.

A FPSO cidade de Mangaratiba, produzindo no campo de Lula, produziu, por meio de 5 poços a ela interligados, 190 mil boe/d e foi a UEP (Unidade Estacionária de Produção) com maior produção.

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 148,4 mil boe/d, sendo 122,5 mil bbl/d de petróleo e 4,1 milhões de m³/d de gás natural. Desse total, 143,6 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,8 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 388 boe/d em Alagoas, 1.768 boe/d na Bahia, 58 boe/d no Espírito Santo, 2.357 boe/d no Rio Grande do Norte e 197 boe/d em Sergipe.

Outras informações
Em agosto de 2016, 299 concessões, operadas por 27 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 83 são concessões marítimas e 216 terrestres. Do total das concessões produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras dez são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

Fonte: Portal Full Energy

Petrobras inicia processo de abertura do setor de gás natural no Brasil

A Petrobras reafirmou nesta segunda-feira, 26 de setembro, seu compromisso com a desverticalização o negócio de distribuição de gás natural no Brasil. Hoje o segmento é monopolizado pela petroleira. A companhia, porém, sinalizou que não pretende deixar o mercado de gás natural, que na sua visão, será o combustível de transição para uma matriz energética mais limpa.

“Temos uma estratégia específica para a área de gás”, disse diretor executivo de Refino e Gás Natural da Petrobras, Jorge Celestino, durante apresentação do Plano Estratégico de Negócios e Gestão 2017-2021 da companhia, na sede da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo.

“A Petrobras tem uma elevada concentração no negócio de gás. É o único supridor de gás, detém a infraestrutura logística e todo cliente de gás é suprido pela Petrobras. Nosso movimento é claramente de desverticalizar essa operação, trazendo novos parceiros… Já começamos a fazer. Na última semana anunciamos um negócio com um novo sócio na malha Sudeste.”

Celestino se refere à venda de 90% das ações da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) para a Brookfield Infraestructure Partners (BIP), em uma operação de US$ 5,19 bilhões. A primeira parcela, correspondente a 84% do valor (US$ 4,34 bilhões), será paga no fechamento da operação e o restante (US$ 850 milhões), em cinco anos.

“Vamos verticalizar. Estamos tratando com o Governo a forma de fazer isso. Temos o desafio regulatório, fiscal e tributário para fazer isso, mas é algo que a gente está fazendo. Obviamente seremos um player relevante nesse segmento de mercado, por entendermos que esse é um combustível de transição”, completou o executivo.

Sem dar muitos detalhes, Celestino também disse que a Petrobras vai “reestruturar o negócio de energia”, colocando todos os ativos debaixo de uma mesma empresa e “buscando maximizar o valor desse negócio”. Hoje a petroleira é o sexto maior produtor de energia elétrica do Brasil, com capacidade instalada de 6.239 MW, atrás de Itaipu (7.000 MW, lado Brasil), Engie (7.323 MW), Eletronorte (9.922 MW), Furnas (9.411 MW) e Chesf (10.613 MW). “Reestruturação do negócio de energia é algo que a gente vai fazer. Colocando todos os ativos de energia debaixo de uma mesma empresa e buscando maximizar o valor desse negócio.”

Fonte: Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Negócios e Empresas

Produção de petróleo e gás no Brasil bate novo recorde em julho

A produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês de julho totalizou 3,255 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), ultrapassando o recorde anterior obtido em junho de 2016, quando foram produzidos 3,21 MMboe/d. A produção de petróleo foi de aproximadamente 2,581 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 0,9% na comparação com o mês anterior e de 4,7% em relação ao mesmo mês em 2015. A produção de petróleo superou o recorde alcançado em junho de 2016, quando foram produzidos 2,558 MMbbl/d. Já produção de gás natural totalizou 107,2 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), superando o recorde anterior de 103,5 MMm3/d obtido em junho de 2016, o que representa um aumento de 3,5% frente a junho de 2016 e de 12,4% na comparação com julho de 2015.

Pré-sal

A produção do pré-sal, oriunda de 65 poços, foi de aproximadamente 1,060 milhão de barris de petróleo por dia (bbl/d) de petróleo e 40,8 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural, totalizando aproximadamente 1,317 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), um aumento de 6,2% em relação ao mês anterior. A produção de petróleo no pré-sal superou os aproximadamente um milhão de barris diários obtidos em junho de 2016 e a de gás natural ultrapassou os 38,1 MMm3 produzidos em junho de 2016. A produção total também superou o recorde do mês anterior, de 1,240 MMboe/d. Os poços do “pré-sal” são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do art. 2º da Lei nº 12.351, de 2010.

Queima de gás

O aproveitamento de gás natural no mês foi de 95,9%. A queima de gás em julho foi de 4,4 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), um aumento de 24% se comparada ao mês anterior e de 9,6% em relação ao mesmo mês em 2015.

Campos produtores

Os campos marítimos produziram 94,2% do petróleo e 76,6% do gás natural. A produção ocorreu em 8.818 poços, sendo 794 marítimos e 8.024 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,4% do petróleo e gás natural.

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, produzindo, em média, 558,2 mil bbl/d de petróleo e 24,6 milhões de m³/d de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.074. Marlim, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 62.

A FPSO cidade de Mangaratiba, produzindo no campo de Lula, produziu, por meio de 6 poços a ela interligados, 186,5 mil boe/d e foi a UEP (Unidade Estacionária de Produção) com maior produção.

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 154,1 mil boe/d, sendo 126,1 mil bbl/d de petróleo e 4,4 milhões de m³/d de gás natural. Desse total, 149,5 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,6 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 384 boe/d em Alagoas, 1.760 boe/d na Bahia, 58 boe/d no Espírito Santo, 2.386 boe/d no Rio Grande do Norte e 14 boe/d em Sergipe.

Outras informações

Em julho de 2016, 296 concessões, operadas por 24 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 81 são concessões marítimas e 215 terrestres. Do total das concessões produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras sete são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

Fonte: ANP

Produção de gás natural no Brasil atinge recorde histórico de 103,5 milhões m³/dia

Segundo o Boletim de Acompanhamento da Indústria e Gás Natural do Ministério de Minas e Energia, a produção de gás natural, no mês de junho, atingiu o recorde histórico com a marca de 103,5 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), um aumento de 3,6% na comparação com o mês anterior e de 8,3% em relação ao mesmo mês de 2015. No mesmo período, a demanda total no mês aumentou 8%, fechando em 78,3 milhões de m³/dia, enquanto a oferta nacional permaneceu estável e acima de 50 milhões de m³/dia.

O desenvolvimento do mercado brasileiro de gás natural é uma das prioridades do MME, que prevê através do “Gás para Crescer”, medidas efetivas de aprimoramento das normas do setor visando um mercado com diversidades de agentes, competitividade e que contribua para o crescimento do país.

O mês de junho também registrou bons números na matriz de oferta interna de energia elétrica brasileira, com predominância para energias renováveis que representam quase 83% da matriz. Entre as fontes, a hidráulica é que mais se destaca com 69,8% de participação, seguida por biomassa com 8,6% e eólica com 4,5%. A estimativa para 2016 é que as renováveis venham a contribuir com 43,6%, indicador superior aos 41,2% verificados em 2015.

Fonte: Da Agência CanalEnergia, Operação e Manutenção

Governo estuda criar agência de transporte de gás natural

A criação de uma agência de transporte de gás, nos moldes do Operador Nacional do Sistema (ONS), do sistema elétrico, serviria para “conciliar e maximizar” o uso da atual infraestrutura do setor, a partir da saída da Petrobras como principal ator do mercado. O modelo ainda está em estudo pelo governo, segundo o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), Jorge Camargo. A previsão é que até outubro haja uma definição do modelo.

“A criação de uma agência central de transporte do gás natural, uma correlação com o Operador Nacional do Sistema (ONS), seria como uma coordenação independente que faria o papel de conciliar e maximizar o uso da infraestrutura, para o maior benefício dos consumidores”, explicou Camargo, na abertura do Seminário de Gás Natural promovido pelo IBP, no Rio.

A criação do órgão está em estudo no Ministério de Minas e Energia (MME), em conjunto com o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Segundo o executivo, as discussões para a criação do novo órgão estatal ainda estão “longe de uma visão final”, mas integram um conjunto de “bons sinais” de “novos tempos” no mercado.

“Esse agente é uma coisa nova, uma ideia que está surgindo. O organismo permite que produtores e consumidores discutam diretamente sobre a commodity. Esse organismo, junto com sinais econômicos atuais, permitiria a expansão da infraestrutura”, completou o presidente do IBP.

Desinvestimento

Camargo afirmou ainda que o setor de gás passa pela maior “transformação desde a abertura do mercado, na década de 90”. O executivo ainda destacou que o grande direcionador das mudanças na indústria de gás é o reposicionamento da Petrobras no setor, a partir de seu plano de desinvestimentos.

“A indústria de gás sairá desta crise com maior protagonismo do setor privado, com o fim do monopólio da Petrobras”, indicou o presidente do IBP. A estatal negocia a venda de terminais e redes de gasodutos em todo o País e já indicou que não assumirá papel central na renegociação de contratos de importação de gás da Bolívia.

A perspectiva é que a estatal apresente até setembro o seu novo Plano de Negócios e Gestão, trazendo as diretrizes e estratégias de atuação para o setor nos próximos anos. O plano também deve detalhar a estratégia da companhia para os desinvestimentos em curso.

Fonte: Correio Braziliense com informações da Agência Estado

Distribuidoras de gás concluirão em breve estudos visando negociação com 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: Marta Nogueira | Reuters

ANP consolida marco regulatório do gás natural

Com o objetivo de contribuir para o desenvolvimento do mercado de gás no Brasil, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis publicou nesta sexta-feira, 18 de março, a Resolução n° 11, que regulamenta o acesso de terceiros aos gasodutos de transporte, proporcionando maior transparência, concorrência na comercialização e entrada de novos agentes. A publicação estabelece o marco regulatório do gás natural.

A medida disciplina a oferta de serviços de transporte pelos operadores de gasodutos, com destaque para a troca operacional (swap). Este mecanismo consta no Decreto 7.382/2010, que regulamentou a Lei do Gás, e é capaz de proporcionar aumento de eficiência no sistema. O novo regulamento não inclui sistemas de escoamento de plataformas, mas somente as redes de transporte de gás para uso final.

Também foram aprimorados os procedimentos aplicáveis à cessão de capacidade contratada e à Chamada Pública para contratação dessa capacidade, tendo sido revogadas as Resoluções ANP n° 27 e 28 de 2005.

Com essa publicação, a ANP consolida o marco regulatório do gás natural deflagrado pela Lei nº 11.909/2009, conhecida como Lei do Gás, com foco para a atividade de transporte de gás natural, destacando-se as Resoluções ANP nos 44/2011 (Declaração de utilidade pública), 50/2011 (Operação de terminais GNL), 51/2011 (Autoprodutor e Autoimportador), 52/2011 (Comercialização), 42/2012 (Compartilhamento de faixas de servidão), 37/2013 (Ampliação de capacidade), 51/2013 (Carregamento), 15/2014 (Critérios para tarifa de transporte), 39/2014 (Procedimentos licitatórios) e 52/2015 (Construção e operação de instalações de movimentação).

Fonte : Da Agência CanalEnergia, Regulação e Política