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Petrobras descobre maior coluna de óleo do pré-sal da Bacia de Santos

Rodrigo Polito e André Ramalho | Valor Econômico

A Petrobras concluiu em julho a perfuração de um poço no campo de Sururu, e descobriu a maior coluna de óleo já encontrada no pré-sal da Bacia de Santos. Segundo a diretora de exploração e produção da companhia, Solange Guedes, durante a perfuração foi identificada uma coluna de óleo de 530 metros. Para efeitos de comparação, a média dos cinco poços do pré-sal com maiores colunas de óleo é de 436 metros.

Sobre o cronograma de novos projetos no pré-sal, o diretor de desenvolvimento da produção e tecnologia da Petrobras, Hugo Repsold Junior, disse que três plataformas – P-67 (Lula Norte), P-75 (Búzios) e P-69 (Lula Extremo Sul) – devem iniciar a produção ainda no terceiro trimestre. A P-76, por sua vez, deve sair do estaleiro no quarto trimestre, rumo ao campo de Búzios.

De acordo com Solange, a produção de petróleo da Petrobras em campos nacionais segue em linha com a meta estabelecida para 2018, de 2,1 milhões de barris diários.

A produção total de óleo e gás da companhia, no Brasil e no exterior, no primeiro semestre somou 2,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia, com queda de 4% ante o observado em igual período do ano passado. Segundo ela, o recuo reflete, por exemplo, os efeitos dos desinvestimentos nos campos de Lapa, no pré-sal da Bacia de Santos, e Roncador, na Bacia de Campos, “mas dentro do planejado para o ano” afirmou.

A estatal prevê um crescimento forte da produção de petróleo e gás natural no quarto trimestre deste ano. “Temos expectativa de acréscimo de produção relevante no segundo semestre. A expectativa é que tenhamos um crescimento da produção forte notadamente no quarto trimestre”, disse Solange.

A executiva reafirmou que estão mantidas as metas de produção total de óleo e gás da empresa, de 2,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia, e de produção de petróleo em campos nacionais, de 2,1 milhões de barris diários, para este ano. Sobre a estimativa para 2019, a companhia informou que os números estão sendo fechados nos ajustes do plano de negócios 2019-2023.

Cessão onerosa

Segundo o presidente da Petrobras, Ivan Monteiro, não há, no momento, qualquer decisão da companhia com relação à venda de 70% de sua participação na cessão onerosa. Segundo ele, esta é uma opção, mas não há nenhuma decisão sobre o tema. Essa possibilidade depende de aprovação de projeto de lei sobre o assunto no Senado. “Temos que aguardar o resultado final”, afirmou.

Em julho, a Câmara dos Deputados concluiu votação do projeto que permite à Petrobras transferir, para outras empresas, até 70% dos direitos de exploração de cinco bilhões de barris de petróleo, por meio do chamado acordo de cessão onerosa. .

O acordo de cessão onerosa foi fechado pela Petrobras com a União em 2010 e permitiu à estatal explorar cinco bilhões de barris de petróleo em campos do pré-sal na Bacia de Santos (SP), sem licitação. Em troca, a empresa pagou R$ 74,8 bilhões.

Entretanto, nos anos seguintes, a cotação do barril de petróleo caiu muito, devido à tensões geopolíticas, e cautela quanto ao desempenho da economia. Por isso, a Petrobras alega que pagou à União um valor muito alto no acordo de 2010, e agora reivindica ter direito de ser ressarcida.

Por que política de preços da Petrobras contradiz projeto de autossuficiência em petróleo?

Solon Neto | Sputnik Brasil

A política de preços da Petrobras foi o estopim da greve dos caminhoneiros. Essa política passou a ser aplicada em 2017, com Michel Temer, e segue ganhando críticos. Para explicar como ela funciona e o que seria o ideal para substituí-la, a Sputnik Brasil entrevistou Jean-Paul Prates, do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE).

Faltando apenas um mês para a Copa do Mundo, não era o penteado de Neymar ou as táticas de Tite que preocupavam o brasileiro. O que elevou os ânimos no país foi uma greve de caminhoneiros que estremeceu a produção como há muito tempo não se via, derrubando a indústria já enfraquecida pela crise a níveis de 2008.

A sociedade brasileira foi obrigada a reagir, e 87% da população chegou a apoiar o posicionamento da gigantesca categoria, peça-chave para o abastecimento dos serviços e o escoamento da produção.

O complexo movimento de caminhoneiros apresentava propostas difusas. Ora a pauta parecia pedir intervenção militar e ter um motivo político amplo, ora se concentrava em pressionar o governo de Michel Temer para abaixar os preços dos combustíveis através da isenção de impostos.

E de fato, mais uma vez, o Planalto foi à lona.

Apesar do tom difuso, a paralisação que sequestrou a atenção do país gravitou em torno da política de preços da Petrobras, sustentada pelo então presidente da estatal, Pedro Parente, substituído por Ivan Monteiro após a greve dos caminhoneiros.

Desde julho de 2017, já no governo de Michel Temer, a política da empresa passou a estar atrelada à variação internacional no mercado de petróleo, assim como ao preço do dólar. O preço passaria a acompanhar a oscilação do mercado de óleo cru.

Com isso, o valor pago pelo consumidor nos combustíveis passou a flutuar com frequência, e as disputas internacionais se refletiram em uma alta de preços indesejada para um país de mais de 13 milhões de desempregados e jogado nos braços da informalidade.

A política é antagônica em relação à anterior, empregada no governo de Dilma Rousseff, que controlava os preços de forma subsidiada. Ela não teria sido a primeira a adotar a fórmula que, segundo especialistas, há décadas impera no país.

Para comentar o assunto, a Sputnik Brasil entrevistou Jean-Paul Prates, consultor especialista no setor de Energia e coordenador do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE).

“A meu ver essa política não deu certo. Claramente não deu certo e mais do que não dar certo ela não passou no teste de estresse”, afirma Prates, que acredita que há um erro conceitual na política de preços operada pela Petrobras.

Ele aponta que o teste de estresse, ou de tensionamento, se dá quando a situação se torna desfavorável. Como no caso das flutuações internacionais que se refletiram no aumento de preços dos combustíveis no Brasil, o que teve consequências políticas desastrosas.

“Quando você tem todos os parâmetros contra você, se a tese for boa, ela atravessa esse período crítico com o mínimo de desgaste possível. Isso não aconteceu com essa política”, disse, relembrando que houve um aumento dos preços internacionais do petróleo, do combustível, do dólar, assim como um aumento da frequência de fretes no Brasil, uma consequência do pequeno reaquecimento da economia. O especialista ainda informa que se em um primeiro momento houve uma reação apenas do setor de fretes, essa situação já começou se espalhar para outros setores, como no industrial.

Jean-Paul aponta os erros conceituais na política aplicada por Pedro Parente, que para ele tem problemas ligados ao projeto nacional no setor de Energia, intrinsicamente ligado ao petróleo.

“Ela inverte a lógica de 60 anos de busca pela autossuficiência de petróleo no Brasil. Ora, durante 60 anos, todos os governos, independente de ser de esquerda, de direita, governos ditatoriais, governos democráticos, todos eles tiveram uma unanimidade — perseguir a autossuficiência para libertar o Brasil da dependência estrangeira de compra de óleo e de combustíveis. E para também livrar o Brasil da insegurança que traz a volatilidade dos preços internacionais”, ressalta o especialista.

Ele relembra que essa busca de seis décadas de investimentos e riscos, inclusive em períodos de baixa histórica no preço do petróleo, como nos anos 1980, é um legado político brasileiro, que só foi possível graças à estatal brasileira com controle do Estado e regime de capitalização mista.

A autossuficiência em petróleo foi anunciada no Brasil em 2006, fruto de décadas de pesquisa, investimentos e desenvolvimento do Estado brasileiro. Esse ponto abriu portas para o crescimento da indústria do petróleo no Brasil, com demandas de emprego e tecnologia.

Segundo Jean-Paul Prates lembra, é aí que uma política de preços baseada em patamares de reajuste começa a ser aplicada, para assim garantir mais estabilidade dos preços e segurança para toda a cadeia produtiva dependente do combustível. O que só foi possível, afirma o especialista, devido ao papel desenvolvido pela Petrobras como empresa estatal.

“Quando o Parente, ou antes dele, começa um ano atrás essa política de preço real, reajuste em tempo real de preço praticamente dolarizado, eu estou indo na contramão dos benefícios da autossuficiência. Porque quando eu imaginava que ser autossuficiente me daria um pouco mais de previsibilidade e menos volatilidade, justamente entra uma equipe que diz ‘não, agora vai ter que ser preço de mercado porque eu quero continuar importando combustível'”, ressalta Jean-Paul Prates.

A adoção da política de preços com variação de mercado, afirma, seria uma necessidade para garantir investimentos estrangeiros, o que para Prates se trata de mero equívoco.

Para Prates, a política pode até funcionar em outros países, mas para um país como o Brasil, com um projeto de seis décadas para alcançar a autossuficiência, esta política se mostra contraditória e problemática.

“Para um país que elegeu lá atrás um modelo em torno de uma estatal hegemônica não monopolista, inicialmente monopolista, mas depois hegemônica, onde ela é de economia mista justamente para servir como fiel da balança no mercado interno, para você não ter o colapso que você teve, [então] você pega justamente uma teoria completamente oposta a isso, diametralmente oposta a isso. E aí o que aconteceu? Algo que a gente já previa que ia acontecer: o caos”, aponta.

É, portanto, para Prates, nessa contradição entre um projeto nacional e uma política de preços nova, que está o grande problema do que foi aplicado pelo governo de Michel Temer através da figura chave de Pedro Parente.

“Conceitualmente essa política está errada porque está em dissonância, não é que está errada porque outros países não fazem, não. É que para um país que chegou à autossuficiência, e lutou 60 anos para isso, ela não faz sentido”, conclui.

A quem interessa essa política?

A política de preços, segundo aponta Jean-Paul Prates, beneficia a um grupo ainda desconhecido, e que esse questionamento deveria estar sendo feito tanto pela opinião pública, quanto pelo Congresso Nacional.

“Essa é a pergunta do milhão. Quem aproveita essa política? Há um grupo certamente muito pequeno de pessoa que entendem que precisam entrar no refino e na importação de combustíveis no Brasil, e que para isso não abrem mão de sacudir o cachorro inteiro desde que o rabo fique quietinho ali”, reforça Prates, dando a entender que há interesses ainda não explicados nessa história.

“[…] esses administradores que são administradores públicos […], eles precisam explicar a essa opinião pública, não só acionistas, mas a opinião pública em geral, que interesse move querer abrir fatia de mercado para o próprio concorrente dessa empresa. Quando um presidente de uma empresa vem a público e diz ‘eu sou da opinião que eu tenho que diminuir o refino nacional para dar espaço para o meu concorrente’ que presidente de empresa sou eu?”, ressalta o especialista.

Para ele, além de tudo, a política aplicada trata-se de uma ação intervencionista direta do governo no mercado. O que, em sua visão, remete às acusações apontadas ao governo anterior, de intervencionismo nos preços e instrumentalização da Petrobras.

Qual seria a política ideal?

Jean Paul-Prates conclui a entrevista afirmando que a política ideal de preços para a empresa deve retomar a tradição do projeto brasileiro de autossuficiência.

“A política ideal é você voltar a convergir para o modelo que o Brasil escolheu e trilhou durante todo esse tempo de seis décadas, ou até mais, que é o seguinte: eu persegui a autossuficiência e conquistei, a partir do momento que eu tenho segurança volumétrica de petróleo para mim, eu pratico preços paritários aos internacionais, para não ficar muito fora do mercado mas vou fazer reajustes para dentro periódicos e em patamares”, conclui, apontando que a periodicidade e os parâmetros de reajuste devem ser claros e pré-definidos.

Dessa forma, longe da imprevisibilidade da variação internacional de preços, o país poderia planejar melhor seus investimentos, e a sociedade civil não pagaria os efeitos diretos das altas no exterior, como na crise dos caminhoneiros. Com esse estabelecimento, afirma, inclusive os acionistas da empresa teriam como prever a recuperação de investimentos.

Para ele, por fim, tanto Dilma Rousseff como Michel Temer erraram na política de preços, e que o ideal seria encontrar um meio termo, sem uso político do reajuste de um setor tão vital para a vida cotidiana no Brasil.

 

No Senado, Presidente do CERNE debate modelo de produção e exploração de petróleo

O atual modelo de produção e exploração de petróleo e gás natural praticado no Brasil e seus impactos sobre o financiamento de políticas públicas foi tema de audiência pública da Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) do Senado Federal, nesta quarta-feira (4).

O Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean Paul Prates, considerou prejudicial aos interesses do país as desonerações que o governo Michel Temer tem concedido, especialmente com relação ao setor de petróleo.

Em sua avaliação, o governo do presidente Temer não precisaria ter patrocinado a aprovação da Lei 13.586/2017, que permitiu deduções dos royalties pagos por empresas petrolíferas, para tornar mais atraentes os leilões do pré-sal. Segundo ele, a situação atual é mais favorável para o governo negociar as áreas de petróleo, uma vez que as reservas provadas de petróleo do pré-sal aumentaram, desde a época dos governos Lula e Dilma, quando se adotou política de cunho mais nacionalista para o setor.

Já o consultor aposentado da Câmara dos Deputados, Paulo Cézar Lima, criticou a política de preços de combustíveis implementada pela atual diretoria-executiva da Petrobras.

Segundo ele, os preços de derivados de petróleo praticados no mercado brasileiro não guardam paridade com o mercado internacional devido à inclusão de uma série de custos como, por exemplo, estadia de navios da Petrobras em portos, frete de navios, volatilidade da taxa de câmbio na formação dos preços dos combustíveis.

Também foram convidados para a audiência André Horta, coordenador dos secretários do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) e representantes da Associação Brasileira dos Municípios (ABM); das federações Única dos Petroleiros (FUP) e dos Municípios do Rio Grande do Norte (Femurn) e da Frente Nacional dos Prefeitos (FNP).

Esta foi a primeira de dez audiências que a comissão fará sobre o tema. Pelo requerimento aprovado, outras oito capitais do Nordeste receberão a CDR: Natal, Aracaju, Salvador, Fortaleza, Teresina, São Luís, João Pessoa e Recife.

Fonte: CERNE Press com informações do Senado Federal

Petroleiras miram potencial do Brasil para renováveis em meio a transição energética

O enorme potencial do Brasil para a geração de energia limpa tem atraído a atenção de grandes petroleiras interessadas em diversificar investimentos em preparação para uma esperada transição energética global que pode levar a uma redução da importância dos combustíveis fósseis nas próximas décadas.

Os primeiros negócios ainda são tímidos, concentrados em ativos de pequeno porte, estudos e pesquisas, mas passam por diversas tecnologias que vão da energia solar a projetos eólicos no mar e envolvem gigantes globais como a anglo-holandesa Shell, a francesa Total, a norueguesa Equinor e a estatal local Petrobras.

“Todas as ‘majors’ estão fazendo movimentos similares, em três grandes grupos: tecnologias de eficiência energética, de captura e armazenamento de carbono e a aposta na transição da matriz para renováveis”, disse à Reuters o gerente executivo de Estratégia e Organização da Petrobras, Rodrigo Costa.

“As duas primeiras dimensões são mais comuns, e a terceira depende mais do perfil de cada empresa, da vantagem competitiva de cada uma”, adicionou.

A francesa Total, por exemplo, tem avançado gradualmente no segmento de geração de energia solar no Brasil por meio da compra de projetos fotovoltaicos em desenvolvimento. A empresa, que fechou o primeiro negócio local no setor no ano passado, fechou no mês passado uma nova aquisição.

A companhia tem como meta global uma participação de 20 por cento de renováveis em seu portfólio nos próximos 20 anos, além da ampliação de sua capacidade de geração de energia por renováveis para 5 gigawatts ao redor do mundo nos próximos cinco anos.

“Nesse contexto, a energia solar tem um papel importante e a Total vem investindo nesse setor desde 2011… A Total entende que a energia solar é uma alternativa com grande potencial de crescimento”, afirmou a petroleira francesa em nota.

A subsidiária da companhia para renováveis, Total Eren, conta atualmente com 140 megawatts em capacidade no Brasil, entre projetos em construção e em operação.

A norueguesa Equinor (ex-Statoil) também entrou no setor solar brasileiro, ao anunciar em outubro do ano passado a criação de uma joint venture com a também norueguesa Scatec Solar para investir em geração fotovoltaica no país. O negócio teve início com a compra de uma fatia em um complexo de 162 megawatts no Ceará.

Na época, a companhia disse que a transação era “um primeiro passo rumo à indústria de energia solar”.

Além delas, outras petroleiras também se movimentam no segmento, segundo o diretor da consultoria Greener, especializada em energia solar, Márcio Takata.

“Temos conversado com alguns ‘players’ de petróleo… Eles precisam diversificar e eles têm dinheiro, têm muito capital, então a gente vai ver aí sem dúvida uma movimentação dessas empresas de petróleo. Não só as que já estão no Brasil, como outras”, afirmou.

ESTUDOS

Além da aquisição e construção de usinas solares, as petroleiras têm avaliado outras tecnologias renováveis ainda incipientes no país.

A Shell, por exemplo, anunciou um aporte de até 34,7 milhões de reais nos próximos cinco anos em um Centro de Inovação em Novas Energias no Estado de São Paulo que focará pesquisas avançadas sobre conversão de energia solar em produtos químicos, armazenamento de energia e transformação de gás natural em combustíveis menos poluentes.

Na época, o presidente da Shell Brasil, André Araújo, disse que o investimento evidenciou a “seriedade e compromisso com pesquisas que trarão avanços em direção à transição energética”.

A Petrobras também tem investido em pesquisas relacionadas à energia limpa– a estatal já desenvolveu um projeto experimental de geração solar e atualmente realiza um levantamento sobre o potencial do litoral brasileiro para a geração eólica em alto mar, em parques conhecidos como “offshore”.

“A indústria de petróleo e gás já tem experiência em fazer obras no mar, a Petrobras conhece muito. Então partimos para fazer medições, instalamos torres anemométricas em plataformas. A intenção é continuar fazendo isso, é algo pioneiro que o Brasil ainda não explora, mas a Europa desenvolve bastante”, disse o coordenador de P&D da gerência de eficiência energética do centro de pesquisas da Petrobras, Cenpes, André Bello.

Além desses mapeamentos, que abrangem inicialmente os litorais do Rio Grande do Norte e do Ceará, a Petrobras tem avaliado desafios logísticos para usinas offshore no Brasil. A Coppe, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), é parceira nas pesquisas, que devem se estender até 2021.

Eventuais resultados das pesquisas poderão se somar, no futuro, aos cerca de 100 megawatts que a petroleira brasileira já possui em parques eólicos em operação no Rio Grande do Norte junto a parceiros.

Fonte: Reuters | Luciano Costa

Investidores estão confiantes no mercado de energia brasileiro, diz ministro

Ao participar de conferência na Escola Superior de Guerra (ESG), o ministro de Minas e Energia, Moreira Franco, disse hoje (27) que o sucesso dos leilões demonstra a confiança dos investidores na retomada do crescimento econômico do país.

Moreira Franco informou que um segundo leilão deve ocorrer em dezembro envolvendo 3.800 quilômetros (km) de linhas de transmissão e 13.800 MVA de capacidade de transformação em subestações.

“Os projetos em implantação, para o período 2018 a 2022, irão acrescentar um total de 34 mil km a nossa rede de transmissão. Isso equivale a uma média anual de 6,8 mil km. Estamos falando em R$ 60 bilhões em investimentos”, disse.

O ministro destacou que os leilões colaboram também para a segurança energética do país, multiplicando possibilidades de trocas de energia entre as diferentes regiões. Para ele, investir nas possibilidades de troca de energia é a alternativa quando a demanda tende a aumentar e em um cenário de escassez de chuva. “Precisamos de uma rede ampla, ágil e robusta.”

Gás natural

Dono do sétimo maior parque gerador do mundo, o Brasil tem 81% de sua capacidade instalada ancorados em fontes renováveis, sendo o campeão do G20 em geração de energia limpa e renovável. Esses dados foram citados por Moreira Franco para contextualizar a defesa de maior participação na matriz energética brasileira do gás natural – combustível para usinas termelétricas menos prejudicial para o meio ambiente do que o diesel e o carvão.

Ele lembrou que as hidrelétricas, que respondem hoje por 63,7% da geração de energia no país, causam, com a construção das barragens, grande impacto ambiental e têm sofrido com a “incerteza hidrológica”. “Em 2001, o racionamento de energia deixou claro que o Brasil não poderia depender apenas da energia hidrelétrica”, acrescentou.

Hoje, a geração térmica a gás natural responde por 8,1% da capacidade instalada, percentual que deverá crescer nos próximos anos, segundo o ministro. As termelétricas, boa parte delas ainda movida a diesel, foram acionadas nos últimos anos para socorrer o sistema e garantir o fornecimento durante períodos de estiagem e baixa dos reservatórios de água.

Segundo Moreira Franco, o governo pretende atrair investimentos estimados em R$ 50 bilhões até 2030 ao revisar o marco legal da exploração e produção de gás
natural. Será redefinida a estrutura da indústria de gás natural por intermédio da promoção de maior diversidade no número de agentes comercializando gás natural e do incentivo a uma regulação tarifária eficiente no transporte.

O grande salto nos últimos 12 meses no país ocorreu na produção de energia solar, com crescimento de 1.351%. Segundo o ministro, foram gerados 12,5% dos novos empreendimentos por meio de fonte fotovoltaica. A geração eólica também cresceu, respondendo hoje por 30% dos empreendimentos em construção e 27% dos empreendimentos a serem iniciados. O ministro das Minas e Energia reiterou que a capacidade instalada de energia no país precisa crescer entre 4 mil e 5 mil megawatts (MW) ao ano para atender à demanda.

Nos dois leilões de geração em 2017, foram contratadas 88 novas usinas, com 4,5 mil MW de capacidade instalada. Moreira informou que no leilão A-6, previsto para 31 de agosto, serão colocadas à venda novas concessões no montante de 59 mil MW. A maior parte estará dedicada a empreendimentos de geração eólica (27 mil MW), térmicas a gás natural (28 mil MW) e térmicas a biomassa (mil MW).

Futuro do petróleo

Para o ministro, nas próximas décadas, a economia do carbono dará lugar a um novo paradigma, que deverá atingir mercados, preços e empresas de energia fóssil. Ele afirma que o novo mercado deverá envolver o uso de carvão descontinuado da geração de energia e do aquecimento residencial como forma de controlar as emissões de gases de efeito estufa, enquanto os derivados de petróleo enfrentarão a crescente competição de tecnologias mais limpas, como os biocombustíveis e os carros elétricos.

Neste quadro, Moreira Franco defendeu que o pré-sal seja explorado agora – pois pode não ser comercialmente viável a longo prazo. Para ele, a utilização do petróleo deverá se concentrar futuramente na área petroquímica, na produção de plásticos, materiais sintéticos, fertilizantes agrícolas, medicamentos e combustíveis de aviação.

O ministro negou que a paralisação dos caminhoneiros e seus efeitos sobre os preços dos combustíveis tenham prejudicado a Petrobras. “Não chegou a afetar a saúde da Petrobras. Os balanços seguem melhorando, o endividamento diminuiu e a recente alta internacional de preços joga a favor da empresa”, disse. “O momento requer atenção, mas segue positivo.”

Moreira Franco vê com otimismo a tramitação do Projeto de Lei 8.939/2017, que permite à Petrobras repassar até 70% dos direitos na cessão onerosa para exploração de petróleo do pré-sal. “Uma vez aprovada, a mudança deverá render à Petrobras em torno de US$ 28 bilhões. Isso aumentará a capacidade financeira
da empresa e o valor de suas ações.”

Ele lembrou que houve duas rodadas de licitações de blocos no regime de partilha e duas rodadas de licitações de blocos exploratórios, gerando R$ 18 bilhões em bônus de assinatura e R$ 2,72 bilhões em investimentos relativos ao programa exploratório mínimo. “Ainda este ano, serão realizadas a quarta e quinta rodadas de partilha de produção, com a oferta de oito blocos. A expectativa de arrecadação situa-se na casa dos R$ 10 bilhões em bônus de assinatura”, ressaltou.

Durante a palestra, o ministro fez ainda um balanço das ações do governo para superar a crise e retomar o crescimento econômico nos últimos dois anos. Ele destacou que a recessão de 2014 a 2016 “afetou profundamente” o setor elétrico e afirmou que a área se recupera após ter sofrido com “a redução artificial das tarifas”, medida que, ainda segundo Moreira, afastou investidores e comprometeu a saúde financeira das empresas.

Fonte: Diário do Nordeste

Combustíveis nas alturas: o que está por trás disso?

Por Jean-Paul Prates, Presidente do CERNE.

1. O Brasil vive momento delicado de sua história. Questões relevantes como previdência, segurança pública, privatizações e, agora, combustíveis são trazidas à pauta nacional para tirar o foco de fracassos, mascarar fragilidades politicas e até justificar blindagens judiciais.

2. O fraco governo de Temer forja problemas (como se não os tivesse, ele mesmo) através de propostas ou atitudes que fomentam debates acalorados e reações extremadas. É tão desnecessário que parece ser proposital, e não mera incompetência. É o caso dos combustíveis, agora.

3. Depois de tentar em vão com Previdência, Intervenção Militar, Eletrobras e outros balões de ensaio desastrosos mas efetivamente dispersivos, eis que é chegada a hora da política de preços internos dos combustíveis de Temer, Padilha, Moreira e Parente vir para a berlinda.

4. Parente (Petrobras) e Temer (Governo) tentam nos convencer de que o melhor, para o Brasil, sua economia e seu povo é que os preços dos combustíveis por aqui sejam reajustados em TEMPO REAL com as variações internacionais. Isso faz sentido? Vamos ver (adiante).
5. O Brasil NUNCA teve preços de combustíveis reajustados em TEMPO REAL. Nem com Getúlio, militares, Sarney, Collor/Itamar, FHC, Lula/Dilma. Sempre houve UMA unanimidade: buscar autosuficência em petróleo para diminuir nossa sujeição à volatilidade dos preços globais. Não é?
6. O amortecimento interno das oscilações estrangeiras do preço do petróleo foi implementado por todos os governos desde sempre, no Brasil. Não é “coisa do PT”. Mas colocar-nos EM TEMPO REAL ao sabor da geopolítica e das intempéries estrangeiras é coisa de Temer/Parente/Moreira.

7. Aí começam as discussões que eles adoram: trustes indigitam a tributação alta; coxinhas exclusivisam o “petrolão” e o represamento eleitoreiro de Dilma em 2014 pela descompressão dos atuais preços; mortadelas acusam interesses internacionais e privatização por trás. E aí?

8. Todos tem certa razão mas extrapolam seus argumentos para esconder o do outro. De fato, o represamento de preços em 2014 foi influenciado pelas eleições (como também foi na Alemanha de Merkel o prazo da desmobilização das nucleares). Mas só isso não justifica a atual política.

9. Investigações, punições, malversações, “impairments”, NADA disso justifica colocar a estatal brasileira (que nunca esteve “quebrada”) a praticar reajustes em TEMPO REAL em cima do Brasil. Até investidores sabem que ela não é a Shell! É uma estatal/mista com responsabilidades!

10. O mercado de petróleo é composto de empresas estatais, estatais-mistas e privadas (majors e independentes). Cada grupo tem suas peculiaridades e formas de financiamento. A Petrobras situa-se entre as mistas: capta no mercado e tem papel socioeconômico e político a exercer.

11. Um deles foi exatamente trazer o Brasil para a autosuficiencia em petróleo, em 50 anos de trabalho, técnica e investimento empreendidos até durante anos em que o preço internacional não compensava perfurar poços em águas profundas e ultra-profundas.

12. Outro foi o de sempre servir de gestora do amortecimento (compensando preços internos aproximadamente acima ou abaixo das contações flutuantes do mercado internacional) dos preços internos de combustíveis contra oscilações especulativas, oportunistas ou ocasionais do setor.

13. De que valeu investir, lutar e trabalhar para ser autossuficientes em petróleo para, ter preços internos em TEMPO REAL ao das oscilações especulativas, intemperies climáticas e disputas geopolíticas mundiais!? Quase 60% de alta desde julho de 2017 em mais de 150 reajustes?

14. Claro que não se quer aqui preços irreais, subsidiados, ou administrados demagogicamente. Mas um país autossuficiente, com uma economia altamente dependente do frete e da mobilidade urbana, NÃO DEVE ficar ao sabor das gangorras de preço do barril!

15. Ainda mais com uma estatal hegemônica que detém privilégios logísticos e operacionais e competência técnica como a Petrobras e que não tem tropas defendendo reservas estrangeiras nem estoques reguladores em cavernas para despejar em tempos de alta (EUA).

16. Quanto ao acionista da Petrobras, esp. o não especulador, sabe que negocia com uma ação de empresa estatal mista, com as vantagens e desvantagens disso. Atratividade pode variar mas ser sócio do Estado Brasileiro e líder em marketshare, logística e refino etc tem seu valor.

17. Donos de transportadoras, mídia e generalistas liberais de plantão querem desviar a discussão para a tributação. Mas impostos sobre combustíveis sempre foram altos no Brasil – ao menos nos últimos 30 anos! Adotamos o “modelo europeu” de tributar pesadamente os combustíveis.
18. Diferentemente dos EUA, o Brasil (= a Europa e a maioria das economias asiáticas) tributa fortemente (e na fonte) os combustíveis. Esse NÃO É o foco da discussão agora. Cair nisso é acatar a “nova política” de preços voláteis da Petrobras de Temer e Parente contra o Brasil!
Gostemos ou não, certos ou não, adotamos aqui o modelo europeu de tributar fortemente os combustíveis (em países europeus chega-se a 80% do preço da bomba em impostos diversos; aqui, em torno de 40-48%). A alta atual NÃO ESTÁ aí. Esta configuração tributária é a mesma há anos.
19. O que nos afeta diretamente agora é a política de reajustes EM TEMPO REAL, que nos deixa à mercê das oscilações e especulações internacionais do preço do petróleo, sem qualquer amortecimento ou patamares de consolidação. Reagir é preciso, e demonstrar que isso não cabe aqui!
20. Restam-nos, no curto prazo, boicotes e protestos; e, no médio, votar conscientes em candidatos que entendam a diferença do papel de uma estatal nacional de petróleo e empresas multinacionais cujo espaço, aliás, no mercado mundial tem sido reduzido sistematicamente há décadas.

Combustíveis x Greve dos caminhoneiros: como se formou o nó que levou à paralisação

Protestos põem em questão política de preços da Petrobras e modelo de exploração do petróleo. Limitações logísticas do transporte no Brasil também ajudam a entender a crise dos combustíveis

A escalada do preço do barril de petróleo e a alta do dólar escancararam uma série de gargalos e problemas setoriais que desembocaram na greve dos caminhoneiros nesta semana. A paralisação põe em questão a política de preços da Petrobras, o modelo de exploração do petróleo, as limitações logísticas do transporte no país e os impactos da concessão de créditos setoriais. Tudo isso em meio a um processo de recuperação econômica que, mais lento do que o esperado, não permite aos governos federal e estaduais abrir mão de impostos que representam cerca de 45% do preço da gasolina e 29% do diesel. Mesmo assim, o Congresso Nacional promete aprovar reduções de alíquotas na marra.

Iniciada em julho 2017, a política da Petrobras de acompanhar a oscilação internacional dos preços do petróleo levou a um aumento acumulado de 55% no valor dos combustíveis no Brasil ao seguir a variação internacional do preço do petróleo. Sob a batuta de Pedro Parente, a empresa adotou essa política para se alinhar às práticas comuns do setor privado internacional, recupera a confiança dos investidores depois das perdas da época em que os preços eram controlados, durante o Governo Dilma Rousseff — e os resultados econômicos começaram a ser colhidos pela estatal no primeiro trimestre deste ano. “O Brasil não tem os mesmos estoques de combustível e petróleo dos Estados Unidos, e quer, de repente, afetar milhares de pessoas com uma política [de reajuste] em tempo real só para dizer que é o oposto da política da Dilma e da [ex-presidenta da Petrobras Graça] Foster”, critica Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia.

A solução para o especialista é um meio termo: um sistema de amortecimento das variações do preço do petróleo. “Não é nada parecido com Venezuela, com mercado paralelo de combustível, tirar o Brasil do mundo do petróleo, nada disso. É simplesmente retornar à fórmula proposta pela Graça Foster, uma proposta boa num momento errado”, diz Prates, referindo-se à negativa do Governo Dilma de adotar o amortecimento de preços em 2014 por conta de motivos eleitorais. O temor de que a política volte a ter ingerência sobre a Petrobras derrubou as ações da empresa em 14% nesta quinta-feira, o que valeu 47,3 bilhões de reais a menos no valor da empresa.

Segundo Prates, o Brasil tem de adotar uma fórmula que tenha balizamento no mercado internacional: que o preço dos combustíveis não fique muito discrepante do valor mundial por muito tempo, mas que os reajustes sejam feitos em patamares e com previsibilidade dos critérios. Assim, a Petrobras arcaria com o aumento do petróleo por algum tempo, e descontaria aquilo que gastou no momento em que o preço da commodity baixasse. “Nunca houve preço livre na bomba, em tempo real, na história do petróleo brasileiro. Querem fazer isso depois de 100 anos de uma cultura acostumada com amortecimento?”, questiona.

Claudio Frischtak, presidente da consultoria Inter.B, diz faria sentido reduzir a frequência dos aumentos de combustível, mas que “o problema não é a Petrobras, é estrutural”. “A Petrobras tem um grande poder de monopólio. Se houvesse quatro ou cinco empresas competindo de fato nesse mercado, com refinarias e base de importação, pode ser que o preço não estivesse nesse nível e que as empresas não pudessem fazer o que a Petrobras faz hoje”, diz Frischtak. Nos Estados Unidos, por exemplo, a competição do mercado impede que o preço suba tanto.

A solução, nesse caso, passaria pela privatização desse setor, mas não qualquer uma. “Não vejo nenhuma razão para a Petrobras continuar estatal, mas não se deve privatizar ela nessa posição, sob o risco de se criar um quase monopólio privado. Tem de fazer uma modelagem. Só que não há clima para fazer isso no país. A Eletrobrás está numa situação financeira dificílima, e o pessoal continua contra a privatização”, analisa Frischtak.

Transportes

Além do setor de petróleo, o setor de transporte também teve seus problemas expostos por conta da greve dos caminhoneiros. Os transportistas conseguiram mobilizar as atenções do país com apenas três dias de mobilização – a maior desde 1999, no Governo Fernando Henrique Cardoso. Isso porque dois terços do transporte de carga do país são feitos por caminhões — sem contar minério e petróleo cru, a proporção sobre para mais de 90%. Nos Estados Unidos, por exemplo, o percentual é de 43%. Além disso, a estrutura rodoviária do país é precária: tem apenas 211.000 quilômetros, enquanto os EUA têm 4,3 milhões de quilômetros e a China, 4 milhões de quilômetros. Nos cálculos do Instituto de Logística e Supply Chain (Ilos), a má qualidade das estradas faz que o caminhoneiro brasileiro leve um mês para rodar 4.400 quilômetros, o que dá uma velocidade média de 5 km/h. Isso encarece o preço do transporte e, consequentemente, do frete.

De 2001 a 2016, a frota de caminhões do país cresceu 84%, em parte por conta do crédito concedido pelo BNDES entre 2008 e 2014. O aumento foi tão intenso que levou empresários do setor a pedir a suspensão de outros tipos de crédito para a compra de caminhões em 2016. Naquele ano, estimava-se que havia um excedente de 200.000 caminhões no país — a frota atual é de 2 milhões de veículos, dos quais 650.000 são autônomos. O excesso de caminhões e a redução da circulação de cargas, como consequência da recessão dos últimos anos, derrubou o preço dos fretes, prejudicando as companhias de transporte. Agora, quando a economia voltava a crescer, a elevação do preço do diesel frustrou as expectativas dos caminhoneiros, que não viram outra alternativa senão parar em protesto.

Fonte: El País | Rodolfo Borges

Leilões de petróleo aquecerão investimentos até 2027

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Décio Oddone, relatou que espera um investimento de R$ 850 bilhões em produção até 2027, mediante continuidade dos leilões.

Ele lembrou ainda que o potencial de produção de petróleo do País pode superar 5 milhões de barris diários em 2027. O executivo comentou ainda que espera uma maior conexão entre o mercado financeiro e a indústria do petróleo, com a criação de empresas que dependam de financiamento.

A ANP tem o prazo até 13 de abril para publicar a regulamentação de “waivers” – solicitação de perdão pelo não cumprimento de índices de conteúdo local, lembrou o diretor-geral da agência, no fórum anual de investimentos do Bradesco BBI.

Segundo Oddone, a resolução vai gerar a possibilidade de aditivo a contratos passados. “Tivemos uma ampla discussão a partir de uma consulta pública no ano passado, que envolveu agentes do setor. A indicação é de flexibilização do conteúdo local”, disse.

Ele citou os percentuais de 40% para engenharia, 40% para construção e montagem e 40% em máquinas e equipamentos. “Acreditamos que com isso a questão estará pacificada”, disse Oddone.

O diretor do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) Antonio Guimarães disse esperar que projetos sejam agora destravados. “O conteúdo local está sendo revisto. Ainda não foi fechada a revisão, mas as indicações são de que vamos conseguir destravar projetos do passado para nível factível”, opinou. Oddone disse, também nesta terça-feira, ter a percepção de que a discussão.

Sobre o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação (Repetro) na Assembleia do Rio de Janeiro, ele acredita que “vai acabar passando”. Guimarães, por sua vez, relatou que há uma discussão entre os legisladores sobre o que é o Repetro, bem como existe uma resistência política. Mas a expectativa do IBP é de continuidade do regime.

“Considerando a posição que o IBP tem, o apoio que temos do Rio de Janeiro, poderia dizer que há uma indicação bastante clara de que a probabilidade de que venha a continuar existindo no Rio de Janeiro, como já existe hoje, é grande”, disse Guimarães.

Fonte: Jornal do Commércio

Polo de Guamaré se mantêm no Rio Grande do Norte

A unidade industrial da Petrobras em Guamaré é o epicentro de produção de petróleo do Rio Grande do Norte. Localizado na costa branca, o polo está em lugar estratégico para receber todo petróleo produzido nas concessões em atividade no RN, sendo 66 em terra e 12 no mar. É no ativo de Guamaré onde se encontra a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC), responsável pelas produções de gasolina, querosene de aviação e gás que se consome no estado. A Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UFPF) e o Terminal Aquaviário (Transpetro) também compõe o complexo.

A importância do polo para o RN se revela no Produto Interno Bruto Industrial do estado: ela é responsável por cerca de 40% deste. No entanto, o complexo terá mudança nas operações no início de 2018. A RPCC, hoje autônoma, será integrada ao ativo de Exploração e Produção. A decisão da estatal, anunciada no fim de outubro, faz parte de um planejamento de contenção de gastos. De acordo com o gerente geral da Unidade Operacional da Petrobras no Rio Grande do Norte e no Ceará, Tuerte Amaral Rolim, isso não representa que a RPCC receberá menos investimentos ou diminuirá a capacidade de produção. “Nós vamos otimizar a estrutura e o processo industrial do polo, unificando as operações de Exploração e Produção com as da refinaria”, destacou.

O redimensionamento significa uma economia de R$ 35 milhões, segundo informações da empresa. Os cortes está sobretudo nos cargos administrativos e gerenciais da RPCC. “As pessoas que hoje ocupam estes cargos serão remanejadas. Este é um plano nacional que provoca muita mudança”, continuou Tuerte Rolim. Ele negou enfaticamente que isso representa demissões, apesar da declaração de extinção dos cargos. Hoje, 700 funcionários trabalham no polo, entre contratados e terceirizados.

A Refinaria tem capacidade de produzir 2 milhões de litros de gasolina por dia, o suficiente para abastecer 50 mil carros. A média de produção atualmente, no entanto, é de 1,2 milhão. A quantidade segue a demanda do mercado e, neste ano, já bateu recorde de produção de querosene para aviação. Em agosto, foram produzidos 19.841 metros cúbicos do combustível. O volume é 8% superior ao recorde anterior, obtido em janeiro deste ano. Na ocasião, a estatal afirmou que a marca foi possível em função do aperfeiçoamento de processos promovido pelo Programa de Produção de Médios (diesel e QAV) e Gasolina, o Promega.

Os investimentos no Rio Grande do Norte em 2017  somam R$ 800 milhões. É uma cifra considerada alta pelo gerente geral Tuerte Rolim, diante do processo de contenção de gastos da estatal. Mas este número vem caindo ano a ano. Em 2015, por exemplo, a Petrobras injetou no RN cerca de R$ 1,3 bilhão de reais. A justificativa é a dívida da estatal diante da crise econômica brasileira e da desvalorização do petróleo. “Todas as empresas de petróleo sofreram dificuldades porque o preço do barril caiu mundialmente, mas a Petrobras foi mais afetada porque foi a operadora com mais investimentos de 2008 para cá, devido ao pré-sal”, disse.

Outra medida realizada no estado para diminuir os gastos da empresa é a venda de campos chamados “maduros”, quando a capacidade de produção destes diminui. Há 10 anos, o RN chegou a produzir 100 mil barris por dia, enquanto hoje produz uma média 48 mil. Segundo Tuerte, “o petróleo no RN não está em decadência, mas em um declínio natural. Decidimos vender porque estes poços seriam melhor aproveitados por pequenos produtores”. Ele nega que isso represente um abandono da Petrobras ou o fim do petróleo. “Novas tecnologias vão surgindo para melhorar a extração deste petróleo e a quantidade de barris pode subir. Nós temos grandes expectativas acerca do RN”. Em relação ao gás natural, a produção atual chega a 930 mil metros cúbicos diários.

Infraestrutura

No polo industrial de Guamaré, todo petróleo extraído nos 5.551 poços existentes, tanto terrenos quanto marítimos, chegam por meio de dutos. São 30 quilômetros de vaporduto e dois quilômetros de oleoduto e gasoduto. Os campos contemplados vão de Ubarana, primeiro a ser descoberto aqui no estado e localizado na bacia hidrográfica, ao que é produzido em terra em Mossoró, Alto do Rodrigues, Açu, Carnaubais e Macau.

O petróleo e o gás chegam a Guamaré para realizar todo processamento. Depois de prontos (quando são separados da água) são refinados para serem transformados em gasolina e querosene na Refinaria Clara Camarão. Uma cifra segue para a Transpetro, de onde é levada para outros lugares.

Toda esta produção da RPCC abastece o Rio Grande do Norte, mas ainda precisa passar por outros processos antes de serem colocados para o comércio. A gasolina, por exemplo, é misturada com álcool antes de chegar no consumidor. Este é um processo é realizado em outros estados, o que acaba encarecendo o valor do litro no RN.

Números

R$ 35 milhões é quanto a Petrobras calcula que vai economizar com as mudanças na unidade.

700 funcionários trabalham, hoje, no polo de Guamaré, entre efetivos e terceirizados.

R$ 800 milhões é o volume de investimentos planejados pela Petrobras para o RN, durante este ano.

Fonte: Tribuna do Norte | Luiz Henrique Gomes

Petrobras rebaixa refinaria potiguar a ativo industrial

A Petrobras anunciou, aos trabalhadores da Unidade de Negócios do Rio Grande do Norte e Ceará (UN-RNCE) o rebaixamento da Refinaria Potiguar Clara Camarão da categoria na qual estava inserida para “Ativo Industrial de Guamaré”. A medida faz parte da reestruturação aprovada na noite da quarta-feira, 25, pelo Conselho de Administração da Petrobras. O projeto inclui áreas operacionais de exploração e produção e de refino e gás natural, o que resultará em uma economia anual estimada em R$ 35 milhões. A estatal não anunciou quais outros empreendimentos passarão por mudanças, tampouco o que será feito com a estrutura da unidade de Guamaré.

“A Refinaria Clara Camarão, do alto de suas sucessivas conquistas de aumento de capacidade, aprimoramentos técnicos, investimentos em expansão e gestão técnica e comercial especializada, deixará de ser considerada uma refinaria. Portanto, ficará totalmente excluída do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural”, declarou o presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), Jean Paul Prates. Ele denuncia que a medida foi tomada pela estatal sem nenhum comunicado oficial ou diálogo com líderes políticos e empresarias do estado.

No mês passado, conforme publicizado pela própria Petrobras, a Refinaria Potiguar Clara Camarão bateu recorde de produção de querosene de aviação, o QAV.  Em agosto, foram produzidos 19.841 metros cúbicos do combustível. O volume é 8% superior ao recorde anterior, obtido em janeiro passado. Na ocasião, a estatal informou que a marca foi possível principalmente em função do aperfeiçoamento de processos promovido pelo Programa de Produção de Médios (diesel e QAV) e Gasolina, o Promega.

Para Jean Paul Prates, o recorde comprova a viabilidade técnica e financeira da Refinaria, a única produtora de querosene de aviação na região Nordeste.

“A Refinaria Potiguar Clara Camarão recebeu recentemente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Combustíveis (ANP) a autorização para passar a processar 45 mil barris por dia de petróleo com possibilidade de expansão em curto prazo para 66 mil barris por dia de capacidade. Passou assim à frente da Refinaria de Manaus quando à capacidade de processamento. Uma conquista importante para o RN e que deveria ser comemorada como consolidação de uma jornada que pode levar à revitalização do setor de petróleo no estado, se devidamente trabalhada”, defendeu o presidente do SEERN.

Para Jean Paul Prates, o rebaixamento de categoria da Clara Camarão pode sinalizar o risco de fechamento da refinaria. “A exclusão dessa unidade dos planos regulares quanto ao parque de refino nacional implicará, cedo ou tarde, no fechamento dessa refinaria, que, acompanhado da redução e minimização da participação na Petrobras nos campos produtores ao longo do tempo, resultará na finalização gradual da presença da estatal brasileira no nosso estado”, disse. O presidente do SEERN fez um apelo para que a decisão da Petrobras seja revertida imediatamente e que seja mantido o status de refinaria.

“Permito-me sugerir ao governador do Estado e a seu secretariado que convoquem a bancada de parlamentares do Estado e encaminhem imediatamente à Presidência e à Diretoria da Petrobras pedido formal de esclarecimentos sobre os reais planos de investimento e estrutura de gestão da empresa no Rio Grande do Norte, em especial quanto à Refinaria Potiguar Clara Camarão”, declarou. O secretário de Estado do Desenvolvimento Econômico, Flávio Azevedo, disse que foi informado da decisão da Petrobras e enviou comunicado ao governador Robinson Faria. “É um absurdo. A Petrobras explora nosso solo há anos e agora faz isso sem nenhum comunicado, sem abrir um canal de negociação. Iremos cobrar explicações”, disse.

Reestruturação
Segundo nota divulgada pela Petrobras com a reestruturação haverá redução aproximada de 11% no número de funções gerenciais e a continuidade do processo de reestruturação iniciado em junho de 2016, quando foram reduzidos aproximadamente 40% dos cargos gerenciais em áreas administrativas.

No processo de reestruturação na área de exploração e produção, a companhia redistribuiu, entre as unidades operacionais, os campos por tipo de reservatório, a fim de equilibrar a produção entre elas e potencializar projetos de desenvolvimento da produção.

Na Diretoria de Refino e Gás Natural, as principais alterações são a melhoria das estruturas das refinarias e fábricas de fertilizantes, preservando a segurança, a disponibilidade operacional e a eficiência. Além disso, haverá a criação de estruturas de segurança, meio ambiente e saúde e eficiência operacional no gás natural, com a melhoria das estruturas de suporte.

Fonte: Ricardo Araújo | Tribuna do Norte

Refinaria Potiguar Clara Camarão deixa de ser refinaria e mudará de nome: o que significa isso, afinal?

Chega-me a triste confirmação de que foi oficializada internamente a devolução da Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC)  para a Diretoria de Exploração & Produção que passará a se chamar “Ativo Industrial de Guamaré“. A medida vinha sendo internamente planejada e discutida, com alto grau de discordâncias, e foi objeto de nossa nota do dia 16 de junho de 2016, alertando para as consequências disso para o RN e para o Nordeste.

O que pode parecer apenas uma decisão interna sem maiores consequências, não é.

Esta decisão significa, em poucas palavras, que a Refinaria Potiguar Clara Camarão, do alto de suas sucessivas conquistas de aumento de capacidade, aprimoramentos técnicos, investimentos em expansão e gestão técnica e comercial especializada, deixará de ser considerada uma REFINARIA. Portanto, ficará totalmente excluída do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural (anteriormente denominada Refino e Abastecimento).

Isso é decretar a morte da nossa refinaria, assim como se decretou recentemente a suspensão das atividades de perfuração terrestre em todo o País e o fechamento da planta de biodiesel de Guamaré – sem que houvesse qualquer entendimento ou conversa com os líderes políticos e empresariais do nosso Estado, que, durante décadas, promoveu, com prioridade, incentivos fiscais, licenças e parcerias sócio-ambientais com a empresa para ajudar a viabilização de seus projetos.

A reboque desta decisão intempestiva, não há como deixar de trazer à pauta estadual a denúncia de que poderão nos tirar a refinaria simplesmente para alegar uma redução de custos que, na verdade, significará mais um retrocesso do investimento da Petrobras no Estado – o maior de todos.

Ao contrário do que se está planejando internamente, o que deveria ser feito é justamente o contrário: a incorporação de todo o Pólo Guamaré à nova Diretoria de Refino e Gás Natural, incluindo as UPGNs e os terminais de despacho e recebimento de produtos. Isso sim, seria medida de eficientização das estruturas logísticas e da gestão dos ativos da empresa no RN. E também indicaria, claramente, um caminho de avanço – e não de retrocesso – dos investimentos e da presença da Petrobras na nossa região.

Portanto, é hora de nos prepararmos para um amplo debate quanto ao planos reais da Petrobras quanto ao Rio Grande do Norte. E nisso, juntarmo-nos aos nossos vizinhos – Ceará e Paraíba – que também possuem ativos de produção e processamento de petróleo que serão afetados por estas decisões – tanto campos considerados maduros quanto unidades industriais/logísticas e novas fronteiras a ser exploradas.

É urgente agir enquanto tais discussões se encontram em estágio de planejamento e discussão – e, em especial, REQUERER da Petrobras informações claras e efetivas sobre o seus planos reais para esta região, em especial para o Rio Grande do Norte, sua casa e área de operações que sempre a tratou com todo o carinho e merecida atenção.

Vale lembrar que a RPCC passou recentemente por uma ampliação que duplicou a sua capacidade de produção de QAV. Para isto, contou com a contribuição importante do Governo do Estado, que lhe concedeu o diferimento fiscal para o combustível possibilitando atrair novos empreendimentos conexos, incluindo mas não se limitando à possibilidade de acolher centro(s) de conexões de vôos no Aeroporto Internacional Aluisio Alves, em São Gonçalo do Amarante).

A Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) recebeu recentemente da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a autorização para passar a processar 45 mil barris por dia de petróleo com possibilidade de expansão em curto prazo para 66 mil barris por dia de capacidade. Passou assim à frente da Refinaria de Manaus (REMAN) quanto a capacidade de processamento. Uma conquista importante para o RN e que deveria ser comemorada como consolidação de uma jornada que pode levar à revitalização do setor de petróleo no Estado, se devidamente trabalhada. A nova capacidade representa a possibilidade de refinar quase 80% da produção de petróleo atual de toda a Bacia Potiguar (que inclui campos no Rio Grande do Norte e no Ceará), podendo rapidamente se atingir a auto-suficiência em refino no Estado.

Por fim, sabemos que a RPCC é uma unidade lucrativa e que conta com um histórico de gestores e operadores técnicos competentes e bem sucedidos nas suas respectivas missões.  Foi uma conquista histórica para o Estado, e um sinalizador de novos empreendimentos e investimentos no futuro.

Como Secretário de Estado de Energia à época, fui testemunha e partícipe direto da ampla discussão da sociedade civil organizada do RN, do Governo do Estado e de toda a bancada parlamentar federal e estadual em uníssono, com a Petrobras e o Governo Federal. Não houve qualquer interesse escuso, negociata ou picaretagem envolvida nesta decisão e implementação. A principal meta estabelecida foi conseguir processar todo o petróleo produzido no Estado – historicamente um dos mais importantes para a produção nacional e ainda o maior produtor nacional de petróleo terrestre, à época em vias de começar operações em águas profundas também com perspectivas de incrementar a produção local de cru.

Temos a certeza de que esta medida irá, inevitavelmente, criar insegurança quanto à futura capacidade de fornecimento para o mercado local, anulando a conquista concreta de uma operação lucrativa e com potencial de ocupar nichos do mercado regional altamente promissores, para os quais certamente não faltariam atrativos ao financiamento próprio ou externo à companhia. A exclusão desta unidade dos planos regulares quanto ao parque de refino nacional implicará, cedo ou tarde, no FECHAMENTO desta refinaria, que, acompanhado da redução e minimização da participação da Petrobras nos campos produtores ao longo do tempo, resultará na finalização gradual da presença da estatal brasileira no nosso Estado.

Sem a Refinaria de Guamaré, como refinaria, não há como se pensar no futuro do setor de petróleo no Rio Grande do Norte. Seremos relegados a um província decadente e insignificante, e gradualmente a atividade se reduzirá a números meramente simbólicos, tanto de produção quanto de empregos e resultados sociais e econômicos. Não precisa ser assim. Não pode ser assim.

Desta forma, e com alto grau de urgência, gostaria de deixar aqui um apelo firme para que seja revertida imediatamente tal decisão e nos seja confirmada a manutenção do status da refinaria, na sua atual configuração organizacional, subordinada ao REFINO, de forma a assegurar a continuidade do seu planejamento e operação dentro desta área especializada da empresa.

Como cidadão e como líder empresarial do setor energético, em nome dos dois sindicatos empresariais dos quais participo, permito-me sugerir ao Governador do Estado e a seu secretariado que convoquem a bancada de parlamentares do Estado e encaminhem imediatamente à Presidência e à Diretoria da Petrobras pedido formal de esclarecimentos sobre os reais planos de investimento e estrutura de gestão da empresa no Rio Grande do Norte, em especial quanto à Refinaria Potiguar Clara Camarão. E que também se articulem com os nossos estados vizinhos, capitaneados pelos Governadores Camilo Santana (Ceará) e Ricardo Coutinho (Paraíba) para que sejam reforçadas a importância das Bacias Sedimentares do Nordeste Setentrional (Barreirinhas, Parnaíba, Ceará, Potiguar, Paraíba-Pernambuco e Araripe) e dos investimentos e operações nelas desenvolvidas para a geração de emprego e renda nestas região.

Jean-Paul Prates

Presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Estado do Rio Grande do Norte (SEERN)

Membro do Conselho Fiscal do Sindicato das Empresas do Setor de Petróleo Gás e Combustíveis do Estado do RN (SIPETRO/RN)

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Os números atuais da REFINARIA POTIGUAR CLARA CAMARÃO (RPCC) justificam plenamente a inclusão da unidade no Plano Nacional de Refino.
A RPCC tem licença da ANP para processar 7.100 m3/dia de Petróleo, podendo chegar a 11.000m3/d em curto prazo. Por questões de mercado, atualmente, ela processa 5.500m3/dia; tem capacidade imediata para processar: 6.600 m3/dia;
Após refino e processamento deste ÓLEO, são produzidos (atualmente) os seguintes derivados: QAV: 580m3/dia, para os mercados de RN, PB, CE e PI. Diesel – S-500: 1.600m3/dia, para RN, CE, PI. Gasolina A: 1.500m3/dia; (mesclada à nafta craqueada de alta octanagem, que vem da Bahia, para os mercados RN/CE/PI) – a melhor gasolina do Brasil.
120 empregados próprios e 280 contratados;
Nas bases já instaladas operam 9 distribuidoras; sendo 3 proprietárias e 6 em regimes diversos tais como comodato, aluguel acordo de operação, re-compra, etc. Isso mostra a importância e potencial da unidade com REFINARIA, não como UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural).
1 base (instalada) da BR;
1 base (instalada) da ALE: aí funcionam: Ale e Ipiranga;
1 base (instalada) da NELOG: aí funcionam: Nelog, FAN, Dislub e SETTA;
1 base (em construção) da RAIZEM (Shel – Raizem);
1 base (já com licença): SP Opera ainda uma planta de tratamento de água produzida (reutilização) com capacidade para 60 m3/dia.
Mais a respeito:
Refinaria Clara Camarão bate recorde de produção de querosene de aviação (06/01/2017)
Refinaria do RN corre o risco de perder “status” de refinaria (16/06/2016)
RN pode perder refinaria Clara Camarão (16/06/2016)
RN deverá perder refinaria Clara Camarão (16/06/2016)
Refinaria de Guamaré ultrapassa a de Manaus e produz a melhor gasolina do Brasil (30/04/2016)
Petróleo, gás, biodiesel e eólicas destacam Guamaré como pólo energético (10/10/2013)
Gerente da Petrobras apresenta projeto para a Refinaria Potiguar Clara Camarão (18/11/2009)
Refinaria Clara Camarão coloca o RN no mapa nacional do refino de petróleo (06/01/2009)

Governo derruba liminar e leilão do pré-sal é realizado

O Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), com sede em Brasília, derrubou uma decisão da Justiça do Amazonas e manteve a 2ª e a 3ª rodadas dos leilões do pré-sal marcadas para esta sexta (27), de acordo com a Advocacia-Geral da União (AGU).

Na noite de quinta (26), o juiz Ricardo Augusto de Sales, da 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas, concedeu liminar (decisão provisória) para suspender os leilões. A AGU recorreu na manhã desta sexta.

A liminar foi concedida no Amazonas, pelo juiz Ricardo Sales, da 3ª Vara Cível da Justiça Federal de Manaus. Ele argumentou que os valores cobrados pelas áreas são baixos e que a lei que pôs fim à exclusividade da Petrobras no pré-sal apresenta “vício constitucional”.

“Aponto que esse aparente vício constitucional macula o processo legislativo da lei de 2016 quepromoveu drásticas alterações na Lei nº 12.351, de 2010, no que concerne ao regime de partilha de produção em áreas do pré-sal e às competências dos órgãos e entidades públicos envolvidos”, afirmou. Para o juiz, o projeto teria que ser de autoria do Executivo, e não do senador José Serra (PSDB-SP).

Nos leilões, a ANP vai oferecer oito áreas do pré-sal por R$ 7,75 bilhões. É o primeiro leilão do pré-sal desde 2013, quando o governo ofereceu a área de Libra.

A ANP qualificou 17 empresas, entre elas algumas das maiores petroleiras mundiais, como Exxon, Shell e Total.

Analistas e governo projetam boa disputa 

A retomada ocorre após mudanças na legislação, que puseram fim à exclusividade da Petrobras e amenizaram os compromissos de compras de bens e serviços no Brasil.

Governo e mercado esperam disputa pelas áreas, ao contrário do que ocorreu no último leilão do tipo, em 2013, quando consórcio liderado pela Petrobras apresentou a única oferta pela área de Libra.

Se vender todas as oito áreas ofertadas, o governo arrecadará R$ 7,75 bilhões –nos leilões do pré-sal, o bônus é fixo e vence a empresa que oferecer a maior parcela do petróleo produzido à União.

A perspectiva de sucesso é vista pelo governo como um reforço da agenda positiva após a votação na Câmara dos Deputados que impediu investigações contra o presidente Michel Temer na última quarta-feira (25).

“Vencemos a última sombra que pairava sobre a economia brasileira”, disse em discurso na feira OTC (Offshore Technology Conference) o ministro de Minas e |Energia, Fernando Coelho Filho, que reassumiu o cargo nesta quinta (26) depois de reforçar a base do governo durante a votação na Câmara.

Ao falar em “sinergia quase perfeita” entre governo e empresas, ele disse esperar que os leilões desta sexta sejam “um sucesso”, mesmo posicionamento do diretor-geral da ANP, Décio Oddone, que aposta em disputas acirradas por algumas áreas.

Para analistas, a grande presença de executivos de alto escalão de petroleiras estrangeiras durante a OTC, esta semana, é um indicativo do interesse do setor pelo pré-sal.

Na plenária em que o ministro falou, havia um presidente, três vice-presidentes e dois executivos-chefes de exploração de seis das 17 empresas qualificadas para participar da disputa.

“Esses leilões são uma janela de oportunidade única, porque não há muitas oportunidades iguais no mundo e ninguém sabe o que vai acontecer depois das eleições no Brasil”, disse Ricardo Bedregal, da consultoria especializada IHS Markit.

Entre os inscritos, estão empresas que já têm fatias em áreas do pré-sal, como a britânica Shell, a francesa Total e a norueguesa Statoil, além de estreantes como a gigante norte-americana Exxon e da Petronas, de Cingapura.

Executivos do setor apostam em participação agressiva da Exxon, que demonstrou grande apetite em leilão do pós-sal realizado em setembro, quando participou de consórcios responsáveis por ofertas de R$ 3,76 bilhões, o equivalente a 98% do valor total arrecadado.

Para a segunda rodada, que será realizada primeira, a expectativa é que a maior disputa se dê sobre a área de Carcará, na Bacia de Santos. Trata-se de um pedaço de jazida já descoberta em área hoje sob concessão da norueguesa Statoil, da brasileira Barra Energia e da portuguesa Galp.

Já na terceira rodada, as atenções estão voltadas para Peroba, também em Santos. Ao lado de Norte de Sapinhoá e Alto de Cabo Frio Central, ela integra a lista de áreas em que a Petrobras decidiu exercer o direito de preferência.

Isso é, a estatal poderá ter uma participação de 30% no consórcio mesmo se perder a disputa.

Para essa rodada, o mercado aposta em repetição dos consórcios formados para o último leilão, juntando Exxon e Petrobras, Shell e a espanhola Repsol e Total com a britânica BP.

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Fontes:

Folha de São Paulo | Nicola Pamplona

Valor Econômico

Portal G1

 

 

Agência Nacional do Petróleo quer implantar calendário permanente de leilões no país

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Décio Oddoni, manifestou nesta terça-feira, 24, otimismo com a realização da 3ª e 4ª Rodadas do pré-sal, que acontece na sexta-feira (27). “Todas as áreas do pré-sal terão interessados, porque é uma área de alta produtividade. Tem poços produzindo 40 mil barris por dia, o que acontece em pouco países. É um volume de produtividade muito grande”, disse.

A avaliação da ANP é de que haverá uma disputa acirrada entre as 16 petrolíferas que estão habilitadas para as duas rodadas com oferta de oito blocos, todos na região do pré-sal.

Oddoni anunciou que o governo pretende adotar um calendário fixo de leilões para os próximos cinco anos. “Nós vamos complementar com as áreas ofertadas para 2020 e 2021, cumprindo assim cinco anos de calendário. A ideia é ter um calendário fixo, uma oferta permanente. E isso será implementado a partir do ano que vem”, disse.

A intenção do governo, disse Oddoni, “é criar um banco de oferta que estará sempre a disposição das companhias, com condições mínimas, preços mínimos, programa exploratório mínimo. Se alguém se manifestar [interessado] vai haver o leilão”.

Oddoni disse que das oito áreas que serão leiloadas na próxima sexta-feira, em regime de partilha, o Estado deverá se apropriar de 75% de toda a renda gerada com a atividade de exploração e produção proveniente do pré-sal. Na avaliação do diretor da ANP, estão incluídos os recursos provenientes do bônus de assinatura, que pode chegar a R$ 7,75 bilhões; royalties, impostos e tributos decorrentes da atividade.

Fonte: Tribuna do Norte

Pós-Lava Jato, a Petrobras fica cada vez mais enxuta e menos estatal

Empresa prioriza redução da dívida e foco nos resultados, abre mão de áreas de negócios, como fertilizantes e biocombustíveis, e deixa de lado papel de motor da indústria nacional

A Petrobras da era pós-Lava Jato é uma empresa menor e cada dia mais preocupada em gerar resultados para seus acionistas, não tão voltada aos interesses do Governo, dona de um terço de capital social. Nos últimos três anos, os investimentos caíram para menos da metade, e o número de trabalhadores vinculados à companhia foi drasticamente reduzido. Boa parte de seus ativos está à venda, e a empresa procura sócios internacionais. A Petrobras não subvenciona mais o combustível e tampouco vai privilegiar a indústria nacional se esta não for mais competitiva que a estrangeira. “Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente. É a lógica do negócio. Somos uma empresa e temos que apresentar resultados”, alerta Nelson Silva, diretor de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão da Petrobras.

A Operação Lava Jato, que começou em 2014 ao descobrir um complexo esquema de subornos na Petrobras para enriquecer diretores e políticos, passou como um rolo compressor sobre a estatal brasileira. O cálculo do prejuízo da petroleira com a corrupção na companhia chegou a 6 bilhões de reais, mas esse não foi o único golpe. Formava-se a tempestade perfeita: uma recessão que reduziu o consumo de combustíveis, instabilidade política e, sobretudo, a queda do preço do petróleo. O barril de Brent despencou de 100 dólares (311 reais) em 2014 para 50 (155 reais) em 2015, atingindo em cheio as previsões financeiras da estatal. O setor petroleiro no mundo todo, não só a Petrobras, viu-se obrigado a revisar seus planos.

A Petrobras se propôs a mudar, começando por suas normas internas, para se proteger da corrupção. As mudanças na governança – mais controle e rigidez na contratação de diretores e o fim das decisões monocráticas – começaram a ser implantadas após o escândalo que estourou durante o Governo de Dilma Rousseff. As reformas estruturais, paradoxalmente, consolidaram-se com Aldemir Bendine, hoje preso acusado de corrupção.

Dilma foi destituída, e Michel Temer, também denunciado por corrupção, prometeu uma Petrobras com uma gestão empresarial sem interferências políticas. A nova equipe, presidida por Pedro Parente, concentrou-se então na nova estratégia da companhia, baseada principalmente em fazer caixa vendendo ativos e em segurar a dívida, o calcanhar de Aquiles da maior empresa do Brasil. A nova Petrobras, segundo especialistas consultados pelo EL PAÍS, é uma companhia com uma visão mais empresarial, mais dedicada aos acionistas e menos ao seu lado estatal.

A petroleira mais endividada do mundo

Após conquistar o título de empresa de petróleo mais endividada do planeta, com cerca de 125 bilhões de dólares (387 bilhões de reais) no vermelho, a redução da dívida e da conta dos juros tornou-se uma medida urgente. Um abismo separa a companhia de seus competidores. “Enquanto a Petrobras paga cerca de 7,3 bilhões de dólares (22,6 bilhões de reais) de juros, a maioria das empresas integradas do setor desembolsa em torno de um bilhão a 1,5 bilhão (entre 3,1 e 4,65 bilhões de reais)”, afirma Nelson Silva. “Essa diferença de seis bilhões de dólares (18,6 bilhões de reais) por ano que estou pagando de juros tira a minha capacidade de investir e pagar dividendos.” Silva continua: “Se minha situação financeira fosse como a dos meus competidores, poderia investir todo ano numa unidade inteira de pré-sal. Com a plataforma, os poços, as linhas de produção capazes de produzir 150.000 barris por dia… O custo de oportunidade disso é imenso. Daí a urgência de reduzir a dívida.”

O valor devido atingiu um ponto tão crítico em 2015 que, para pagá-lo, a Petrobras teria precisado usar toda a sua geração de caixa durante mais de cinco anos. O limite considerado razoável internamente é metade disso. Não é o ideal, mas é a partir desse coeficiente que se considera que uma empresa possui condições de financiamento no mercado. “Grande parte dessa dívida foi contraída com decisões de investimento em projetos, hoje parados, que não deram retorno e causaram um grande estresse na empresa”, explica Silva.

Para fazer caixa, a empresa cortou gastos e começou a se desfazer de ativos não estratégicos e menos rentáveis – uma abordagem já iniciada em 2012. A nova Petrobras tende também a se dedicar quase exclusivamente à produção e venda de óleo e gás, deixando para trás os negócios de fertilizantes, petroquímica, produção de biocombustíveis e distribuição de gás liquefeito de petróleo, considerados “áreas não estratégicas” e que “não geravam valor para os acionistas”.

A saída da Petrobras dessas áreas incomoda os especialistas do setor. “Claro que é muito mais fácil que a Petrobras, cuja produção não se compara com a das outras petroleiras, seja apenas exportadora de petróleo”, afirma Luis Eduardo Duque, ex-assessor da direção da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). “É mais fácil exportar petróleo bruto do que abastecer o mercado interno, mas, nessa equação financeira de recuperação da Petrobras, não há uma política industrial para o Brasil. A Petrobras sempre foi um motor da industrialização do país.” Jean-Paul Prates, presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), também reivindica o papel da empresa na economia nacional. “A função da Petrobras não é só produzir petróleo e dar dinheiro aos acionistas. É fazer parte da gestão energética do país. Se não fosse assim, seria uma empresa privada qualquer.”

A venda de ativos tem também seus defensores. “Existe todo um argumento financeiro de que as empresas verticalmente integradas, que vão do poço de petróleo ao posto de gasolina, são mais rentáveis e enfrentam menos riscos. Mas, na prática, vimos ao longo de 20 anos que nem mesmo as grandes empresas internacionais conseguem adotar esse modelo”, explica Edmilson Moutinho, professor do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (USP). “No caso da Petrobras, havia também uma questão ideológica e de política de Estado, segundo a qual cabia à empresa ter a cadeia de abastecimento completa. Postos de gasolina, distribuição, refinarias… nenhum desses setores é tão estratégico que não possa estar em mãos de outras empresas”, diz o professor, que no entanto aponta uma preocupação. “Se há um segmento em que a gente precisa da Petrobras é a área de gás, que, antes de qualquer energia renovável, vai ocupar um papel importante na matriz energética mundial. Não acredito que o Brasil seja capaz de desenvolver estrategicamente esse setor através de agentes privados.”

Redução de custos

Após questionar cada uma das atividades e gastos da empresas e renegociar contratos, a companhia também reduziu o quadro de funcionários. Muitos deles foram convidados a sair. De 2014 a 2016, cerca de 15.000 trabalhadores também aderiram a um programa de demissão voluntária. Em dezembro de 2013, havia 320.152 funcionários subcontratados trabalhando interna ou externamente para a companhia, um número que em junho de 2017 já havia caído para 98.395, considerando apenas os profissionais terceirizados que trabalham regularmente nas instalações da empresa.

A redução do número de funcionários está diretamente relacionada com a paralisação dos investimentos da empresa. Em função da redução de investimentos, várias obras pararam porque não eram prioridade ou porque não geravam retorno. Grande parte desse número está relacionada a pessoas que deixam de trabalhar para a petroleira através de firmas contratadas, segundo a empresa.

Lógica empresarial

Seguindo uma lógica empresarial, não mais governamental, a Petrobras também mudou sua política de fixação do preço da gasolina e hoje reflete, quase diariamente, as variações do preço do petróleo.

Durante o Governo Dilma, que esteve ligada à Petrobras durante 13 anos, primeiro como ministra das Minas e Energia e depois como integrante do Conselho de Administração, a companhia foi usada como instrumento de política econômica. A Petrobras oferecia preços mais baratos que os do mercado internacional, subsidiando a diferença. Um relatório da Organização Mundial do Comércio (OMC) estima que essa política de preços de combustíveis gerou perdas de cerca de 60 bilhões de reais. A estatal, segundo a OMC, “cobria a diferença entre os preços do mercado mundial e o preço nacional de combustíveis”. Segundo o relatório, “essa política custou bilhões de dólares à empresa e contribuiu para transformá-la na petroleira mais endividada do mundo”.

Para Jean-Paul Prates, do CERNE, o debate do controle de preços sempre está inserido na discussão sobre qual deve ser o papel do Governo na estatal. Ou seja: se o Governo deve ser mais ou menos controlador. Prates defende um meio termo. “Não sou a favor de um controle total, mas sim de que o país possa aplicar o benefício de ser autossuficiente na produção de petróleo. O Brasil deve ter vantagens para a sua economia e indústria. Não tem por que se impor as mesmas condições e estar exposto ao mesmo risco e volatilidade do mercado que o Japão, que não produz uma gota de petróleo”, afirma. Para ele, é importante ter um mecanismo de ajuste periódico transparente e previsível, sujeito a critérios-chave como a inflação, o valor do dólar/euro e os preços internacionais do petróleo e dos combustíveis. “Assim, você deixa o mercado funcionar e não isola o Brasil, mas tampouco deixa o consumidor brasileiro tão exposto como o americano ou o japonês, que dependem totalmente do mercado global. Do contrário, de que adianta ser um país que alcançou a autossuficiência na produção de petróleo [em 2006]?”

Abertura ao capital estrangeiro

A busca do equilíbrio financeiro também levou a Petrobras a procurar sócios e investimentos estrangeiros. Mudanças aprovadas pelo Governo, como o fim da obrigatoriedade da Petrobras como operadora nos campos do pré-sal e a flexibilização das exigências para contratar um mínimo de serviços e produção de empresas brasileiras, hoje atraem companhias de fora do mercado nacional. “Essas mudanças que favorecem o investimento e a nossa necessidade de desinvestir, sob o ponto de vista financeiro e estratégico, estão criando condições para o investimento de capital. E não só estrangeiro”, afirma Silva.

“A nova estratégia da empresa mostra que ela precisa se capitalizar. E um dos caminhos é retomar o que foi feito na época de Fernando Henrique Cardoso [1995-2002], que estabelecia sociedades com outras petroleiras. Essa política está sendo estimulada porque é uma forma de colocar dinheiro na empresa”, explica o consultor do setor Adriano Pires, diretor fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura, muito crítico em relação à gestão petista da companhia. “Na época do Partido dos Trabalhadores [2003-2016], existia um discurso nacionalista de que o petróleo e o pré-sal eram nossos. Acreditava-se numa Petrobras [que podia existir] sozinha, sem precisar de mais ninguém”, lembra Pires. Mas ele observa que a concentração de poder sobre a petroleira vale para quando ela está em tempos de vacas gordas e magras. “Além de monopolista, era a única compradora de bens e serviços do Brasil graças às políticas de conteúdo local, o que acabou destruindo a cadeia produtiva. Quando a Petrobras começou a ter dificuldades, as empresas que trabalhavam para ela pararam”, diz Pires.

As empresas brasileiras não terão por que ser favoritas

Reduzir as exigências de conteúdo local, abrindo oportunidades para os chineses, canadenses e norte-americanos, é uma das questões mais polêmicas na indústria que orbita em torno da Petrobras. Dilma sempre defendeu que valia a pena a Petrobras pagar um pouco mais no início para priorizar a produção de equipamentos, plataformas e sondas nacionais. Em seguida, segundo ela, a indústria ganharia escala e seria competitiva. A estratégia seria recompensada no médio prazo porque os preços cairiam e a Petrobras contaria com uma rede de distribuidores, favorecendo a empresa e a indústria nacional. Mas o modelo fracassou.

“As políticas de conteúdo local foram questionadas e perderam sentido no mundo inteiro. Uma empresa quer o melhor distribuidor, o que entrega antes, mais barato e com maior qualidade”, explica Moutinho, do Instituto de Energia e Ambiente da USP. “Essa política gerou empregos e resgatou investimentos, mas estava replicando um vício: a criação de empresas pouco competitivas e sem nenhum compromisso com a tecnologia e a pesquisa. Boa parte desses negócios que dependem da Petrobras não tem nenhuma capacidade de vender seus equipamentos em nenhum outro lugar do mundo. É o conteúdo local que queremos? Não é sustentável”, afirma o professor.

Essa nova forma de fazer as coisas incomoda a indústria nacional, em muitos casos dependente das atividades da maior empresa do país. “A Petrobras sempre ajudou as empresas locais e se interessava em ter produtos e distribuidores nacionais. Isso agora deixou de ser importante – e enfrentará resistência de nossa parte”, lamenta César Prata, presidente do Conselho de Óleo e Gás da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq). “Oitenta por cento das empresas brasileiras são pequenas e médias, e não têm essa facilidade para se desnacionalizar e sobreviver.” Duque, ex-assessor da direção da ANP, completa: “Ninguém nega que seja bom haver uma abertura no setor e mais empresas estrangeiras nesse cenário. Isso é bom para o Brasil. Mas os cortes da empresa não podem impor custos excessivos ao país. A Petrobras não pode fazer o que quer, tem que considerar o Brasil.”

Silva, que assumiu após o impeachment de Dilma, tem outra opinião: a Petrobras tem que contratar quem entregar mais rápido, barato e com a melhor qualidade, seja qual for a nacionalidade do distribuidor. “Como comprador de equipamentos, para fazer justiça aos meus acionistas, tenho que comprar o que for melhor, mais barato e mais rápido. Quero comprar o máximo possível no Brasil sempre que [o fornecedor] for competitivo. Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente.”

Fonte: El País | Maria Martin

Petroleiras se unem a startups e investem em tecnologias energéticas

As grandes empresas petroleiras estão se unindo ao Vale do Silício e apoiando startups de tecnologia energética, um sinal de que os atores com mais recursos financeiros do setor estão apostando em uma nova estratégia.

Royal Dutch Shell, Total e Exxon Mobil, as maiores empresas de petróleo pertencentes a investidores, estão injetando capital em empreendimentos que pesquisam as vantagens das tecnologias energéticas. Os investimentos vão além da energia eólica e solar, em projetos que melhoram as redes elétricas e produzem novos combustíveis a partir de recursos renováveis.

Embora a quantia de dinheiro envolvida seja pequena — uma fração dos US$ 7,5 bilhões que o capital de risco e o capital privado injetaram no setor de energia limpa no ano passado –, os fundos apoiam trabalhos que podem evoluir e se transformar em grandes fluxos de renda nas próximas décadas em um momento em que os governos se empenham para limitar a poluição gerada pelos combustíveis fósseis e o aquecimento global.

“No setor de energia, as pequenas empresas têm muito poder disruptivo”, disse Geert van de Wouw, diretor-gerente da Shell Technology Ventures, em entrevista. “Nós sempre temos que estar alertas para garantir que permaneceremos em vantagem.”

A seguir, uma lista dos projetos que as maiores empresas petroleiras estão apoiando:

Shell Technology Ventures

Kite Power Systems, fabricante de uma pipa que voa em correntes de vento para gerar eletricidade renovável; Glasspoint Solar, uma empresa que desenvolveu uma forma de produzir vapor para uma melhor recuperação do petróleo com energia solar; Sense, uma startup que cria dispositivos que monitoram o consumo de energia de uma casa.

 

Exxon Mobil

Synthetic Genomics, que estuda como produzir biocombustíveis a partir de algas; FuelCell Energy, que está desenvolvendo células de combustível de carbonato para capturar emissões de CO2 de usinas de gás natural enquanto também produzem eletricidade.

Total Energy Ventures International

AutoGrid, uma empresa com sede na Califórnia que projeta softwares para redes inteligentes; United Wind, uma empresa que aluga turbinas eólicas para clientes no varejo e pequenas empresas; Off Grid Electric, uma instaladora de painéis solares para telhado com sede na Tanzânia que opera em áreas de pouco acesso à energia na África Subsaariana.

BP Ventures

Tricoya Technologies, fabricante de uma tecnologia que altera a estrutura química de resíduos de madeira para criar um material de construção mais durável e eficiente do ponto de vista energético; Fulcrum, uma produtora de biocombustível para jatos feito de resíduos urbanos, que captou US$ 30 milhões da BP; Solidia, uma empresa que está trabalhando na redução da pegada de carbono do concreto.

Chevron

Acumentrics, uma empresa de células de combustível que pode fabricar produtos a partir da cerâmica; Ensyn, que fabrica combustíveis e produtos químicos a partir de resíduos de florestas e da agricultura; Inventys, uma desenvolvedora de tecnologia de captura de carbono que armazena CO2 de fluxos de gás industriais.

Statoil Energy Ventures

ChargePoint, uma operadora de pontos de recarga de veículos elétricos com sede na Califórnia; Oxford Photovoltaics, uma empresa de tecnologia solar que está desenvolvendo painéis com perovskita, substância que poderia tornar os painéis fotovoltaicos tradicionais até 30 por cento mais eficientes; Convergent, uma desenvolvedora de armazenamento de energia em grande escala que trabalha em projetos com baterias chumbo-ácido, íons de lítio e do tipo flywheel nos EUA e no Canadá.

 

Fonte: Bloomberg | Ambiente Energia

Petrobras vai vender seis campos no mar do Rio Grande do Norte

A Petrobras vai vender seis dos 10 campos marítimos que detém sozinha, ou com parceiro, em produção no Rio Grande do Norte – um processo confirmado na sexta-feira (28) e que, para o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates, pode significar novos investimentos em tecnologia e revitalização de áreas já antigas e com produção em declínio.

A lista das que a estatal pretende repassar inclui o campo de Ubarana, o primeiro que descobriu  no estado e cuja produção também despencou nos últimos anos.

As informações foram  anunciadas ontem pela petroleira em Fato Relevante ao mercado, sob o título “Divulgação de Oportunidades de Desinvestimento – Teasers”. O processo de venda não está, porém, restrito às áreas do Rio Grande do Norte.

Histórico de Produção do Campo de Ubarana

No comunicado, a Petrobras  informa que “iniciou a etapa de divulgação das oportunidades de desinvestimento referentes à cessão da totalidade de seus direitos de exploração, desenvolvimento e produção em sete conjuntos de campos em águas rasas – totalizando 30 concessões – localizados nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Sergipe, Rio de Janeiro e São Paulo.

O “pacote” relativo ao RN é composto pelos campos de Agulha, Cioba, Ubarana, Oeste de Ubarana, Pescada e Arabaiana.

A Petrobras é operadora de todas as concessões, com 100% de participação, exceto nas de  Pescada e Arabaiana, com uma fatia de 65%, em cada. Os outros 35% estão com a Ouro Preto Óleo e Gás, que tem à frente Rodolfo Landim, ex-presidente da OGX Petróleo e Gás, de Eike Batista.

Apesar de já aparecerem na relação de ativos que estão  “na prateleira”, a efetiva inclusão das concessões de Pescada e Arabaiana “na oportunidade de desinvestimento”, como descreve a Petrobras, está sujeita ao não exercício de direito de preferência por parte da Ouro Preto.

Desinvestimentos
O campos aparecem listados no programa de desinvestimentos por meio do qual a Petrobras tenta repassar a outras operadoras ativos considerados “não prioritários”.

Prates, do Cerne, lembra que no ano passado a estatal chegou a parar plataformas em operação em áreas marítimas, um preparativo, diz ele, para inserí-las nesse pacote de vendas. Possíveis ganhos esperados com a transação não foram divulgados.

Mas a estratégia de venda é também vantajosa sob outro aspecto. É considerada um meio mais viável de se desfazer de áreas que já não produzem a contento, uma vez que o simples “fechamento” delas e devolução representaria custos.

“Vale mais a pena tentar vender a alguém que aceite levar adiante a produção, investir um pouco mais, tentar revitalizar, do que fechar, gastar e devolver para a ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) sem ganhar um tostão”, diz Prates, ressaltando que  “fechar” geraria custos porque seria preciso deixar tudo como estava antes de a empresa entrar.

Para o analista, a possível entrada de novos investidores poderá representar a retomada do crescimento da produção, “pelo menos por alguns anos”, “algum investimento em tecnologia, alguma revitalização local em termos de empregos e investimentos diretos na região, mas não é de se esperar grandes descobertas que mudem o rumo desses campos, que já se veem em meio a uma história de decadência”. “São campos muito antigos”, diz e acrescenta. “A nota triste disso é que a Petrobras praticamente sai do RN em termos de águas rasas, o que nunca foi muito grandioso, mas de alguma forma representa uma produção de petróleo significativa do ponto de vista do setor águas rasas no Brasil”.

Campos à venda
Os que estão no pacote de desinvestimentos, no mar do RN:

Operados só pela Petrobras
Campos: Ubarana, Cioba, Oeste de Ubarana, Agulha
Participação da Petrobras: 100%
Produção no 1º semestre de 2017: 3.729 barris de óleo equivalente/dia

*Operados com parceiro
Campos: Pescada e Arabaiana
Participação da Petrobras: 65%
Participação de outros: Ouro Preto (35%)
Produção no 1º semestre: 1.567 barris de óleo equivalente/dia

*Venda sujeita ao não exercício de direito primeira oferta por parte do parceiro nas concessões (Ouro Preto Óleo e Gás).

Outros destaques
PERFIL: Os campos do RN que estão à venda estão localizados em águas rasas a uma distância de 30 km da costa, e com profundidade de reservatório entre 1.300 e 3.900m. A maioria começou a produzir nos anos 80. Atualmente produzem com 54 poços e 25 plataformas fixas (das quais quatro são habitadas), duas com facilidades de separação gás/líquido;

TRANSAÇÃO: Todas as plataformas, dutos de exportação e um duto de importação de água para injeção estão incluídos no perímetro da Potencial Transação

UBARANA: Um dos campos à venda, o de Ubarana, foi o primeiro campo que a Petrobras descobriu no Rio Grande do Norte. A descoberta ocorreu em 14 de novembro de 1973 e a produção foi iniciada em 30 de junho de 1976. Está em curso na área um projeto de injeção de água para melhorar o perfil de produção.

OPERAÇÃO NO MAR
 são os campos marítimos que a Petrobras tem em desenvolvimento no RN.

10  é a quantidade que tem em produção. Seis, desse total, estão no programa de desinvestimentos.

 

Sindipetro critica venda 

O anúncio das vendas de 6 dos 10 campos marítimos detidos pela Petrobras no Rio Grande do Norte  não foi bem recebido pela categoria dos petroleiros. Ao passo em que o diretor-presidente do Centro de Estrategia em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates, disse que a venda pode representar novos investimentos em áreas que tinham sua produção em declínio nos últimos anos, o coordenador geral do Sindipetro, José Araújo, afirmou que a venda faz parte de um plano de retirada da Petrobras dos territórios marítimos e terrestres não apenas do RN, mas de outros estados como Ceará e Bahia e que dificilmente trará retornos positivos para o Estado.

Os campos marítimos colocados à venda fazem parte do programa de “desinvestimento” da empresa, que tenta fazer com que os ativos considerados “não prioritários” pela Petrobras sejam repassados a outros investidores.  De acordo com um comunicado oficial da Pertrobras, “foi iniciada a etapa de divulgação das oportunidades de desinvestimentos referentes à cessão da totalidade de seus direitos de exploração, desenvolvimento e produção”. Ao todo, 30 concessões localizadas nos estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Sergipe, Rio de Janeiro e São Paulo constam na lista divulgada. A produção média de petróleo e gás natural desses campos, no primeiro semestre de 2017, foi cerca de 73 mil barris de óleo equivalente por dia.

No RN, estão a venda os campos de Agulha, Cioba, Ubarana, Oeste de Ubarana, Pescada e Arabaiana. No ano passado, a Petrobras anunciou a paralisação de 7 plataformas marítimas no Estado, um preparativo para a venda dos campos. Com a concretização das vendas, a empresa ficará praticamente ausente da exploração marítima no Estado. Até o momento, não se sabe quanto a companhia pretende  lucrar com a venda dos campos. De acordo com Jean-Paul Prates, a venda é considerada um dos meios mais viáveis da empresa se desfazer de áreas que estão com baixa produção. Para ele, o simples fechamento dos campos resultaria também em um custo.

José Araújo, no entanto, afirma que o Sindipetro, que representa petroleiros não apenas da Petrobras, mas de outras empresas privadas no país, por ser um sindicato nacional, já observou que a venda não necessariamente vai representar uma melhoria para a situação atual dos campos. “É preciso lembrar que o PIB industrial do Rio Grande do Norte é praticamente metade da Petrobras. Nós vemos como essa situação se dá em outros Estados e consideramos isso um crime para a economia do Rio Grande do Norte”, disse.

A tendência é que pequenas e médias empresas de exploração de petróleo independentes passem a atuar nos campos. O processo, rodeado de incertezas, tem como algumas de suas maiores dificuldades o emprego, por parte dessas empresas, do mesmo nível de excelência exercido pela Petrobras tanto em nível de investimentos como em qualidade nos postos de trabalho em um campo que, de acordo com Jean-Paul Prates, possui “muitas regras específicas, regimes de trabalho diferentes e de meio ambiente que devem ser respeitadas”. Para a Petrobras e os novos empresários que passam a investir no setor, no entanto, a expectativa é de uma “revitalização” no setor de exploração de petróleo e gás. Os impactos da venda e o possível arremate dos campos por empresas menores será debatido por petroleiros ligados ao Sindipetro em um encontro nacional que será realizado entre os próximos dias 3 e 6 de agosto, na Bahia.

Os especialistas ressaltam, no entanto, que os campos colocados à venda são bastante antigos, e que a produção marítima do Rio Grande do Norte não é tão significativa em relação a sua produção terrestre, o que poderia ser propício para pequenas empresas que podem encontrar vantagens na exploração para um mercado específico. A Petrobras detém exclusivamente os ativos de quase todos os campos à venda, com exceção de Pescada e Arabaiana, onde a empresa detém 65% de cada. As etapas subsequentes do processo de venda ainda serão divulgadas pela companhia.

Campos terrestres
No ano passado, como parte do programa de “desinvestimento” a Petrobras já havia anunciado a intenção de vender 38 dos 68 campos terrestres do Rio Grande do Norte. À época, a venda dos campos foi contestada na justiça pelo Sindipetro e, em maio deste ano, a Petrobras anunciou a suspensão das vendas. Ao todo, os ativos que se encontravam no “pacote” do projeto de desinvestimento representavam cerca de 23% de toda a produção potiguar em terra, equivalente a 15 mil barris por dia.

Fonte: Renata Moura | Tribuna do Norte

Mobilidade, veículos elétricos e indústria do petróleo: uma conversa com Jean-Paul Prates

Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, concede entrevista exclusiva para a revista da Federação Nacional do Comércio de Combustíveis e de Lubrificantes (Fecombustíveis) e fala sobre mobilidade compartilhada, a expansão da tecnologia e o desenvolvimento de veículos elétricos e como essas mudanças poderão influenciar a dinâmica da indústria do petróleo no Brasil e no mundo  ao longo dos próximos anos.

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Energia limpa: América Latina se destaca na liderança global

Confira a matéria especial da Bloomberg sobre o crescimento da energia renovável na América Latina, em especial no Brasil. O conteúdo original (em inglês) está disponível aqui.

A Costa Rica, que tem cinco milhões de habitantes e nenhum exército, não é exatamente uma potência. Nos últimos tempos, no entanto, este país da América Central, que tem as dimensões da Dinamarca, tem atraído a atenção para uma virtude menos óbvia: tem a matriz elétrica mais limpa do hemisfério. Em 2016, mais de 98% da eletricidade do país veio da fonte  hídrica, eólica, solar, biomassa e geotérmica (gerada a partir de vulcões). Foi o segundo ano consecutivo em que a maior parte da energia do país veio de fontes renováveis.

Costa Rica não é exceção. Desde os ventos que varrem o deserto Atacama até o escaldante Nordeste do Brasil, a energia limpa está na agenda. Apesar do progresso lento das reformas do mercado de energia no México, a crise de crédito no Brasil e os gargalos de infraestrutura no Chile, outros países foram afetados pela falta de investimentos, que no ano passado diminuíram 30% se comparado a 2015, de acordo com a Bloomberg New Energy Finance (BNEF). Países da América Latina e do Caribe tornaram-se pioneiros da energia de baixa emissão de carbono. Mais de um quarto da energia primária na região agora vem de fontes renováveis, mais que o dobro da média global.

O aumento do uso de energias renováveis pode representar uma dupla vitória para a América Latina, trazendo um sistema elétrico mais limpo e inteligente. A energia de baixo carbono, que os governantes negligenciaram durante muito tempo em nome dos poços de petróleo e a construção de grandes hidrelétricas (que é uma fonte renovável, mas não “verde”), recebeu poucos incentivos além de possuir uma estrutura regulatória muitas vezes incompleta. Consequentemente, a energia limpa teve de competir para sobreviver a um modelo de negócio difícil, que também é uma vantagem em uma região onde o nacionalismo de recursos tornou-se vítima de nepotismo, desperdício e falta de transparência.

Basta olhar para a Petrobras, a companhia petrolífera brasileira que se tornou grande vítima da corrupção generalizada. A energia limpa não é imune à corrupção: basta lembrar dos “senhores do vento” da Itália, que intervieram em licitações públicas para grandes contratos. Mas o mercado renovável na América Latina é muito aberto: não há Solarbras ou Vientomex que dificultem a concorrência. Entre 2010 e 2016, mais de 40% do investimento aberto em iniciativas locais de energia limpa vieram de fora.  O Brasil aderiu com apenas US $ 53.000 milhões em seu mercado. Isso faz com que a energia limpa na América Latina seja um dos mercados mais amigáveis do mundo para o capital internacional, segundo informou a BNEF em março.

Mas há muito para ser amigável. O sol brilha desde a Cordilheira Andes até as margens do Atlântico, enquanto a Patagônia é um parque eólico natural. Parte desse potencial já tem sido aproveitado. Desde o início dos anos 70, regimes políticos ambiciosos transformaram seus países em potências mundiais e ergueram grandes hidrelétricas que, juntos, fornecem dois terços da eletricidade na região. O Brasil foi um dos primeiros a adotar o biocombustível. Desde a década de 1970, o etanol de combustão limpa substituiu 2.400 milhões de barris de petróleo (cerca da produção anual do Brasil) e tem mantido a atmosfera livre de 1.000 milhões de toneladas de dióxido de carbono, disse o especialista em energia José Goldemberg, presidente da Fundação de Amparo à Pesquisa de São Paulo.

Como em outras regiões, no entanto, o entusiasmo da América Latina para as energias renováveis diminuiu. Afinal, há décadas as plataformas de perfuração foram o monumento à soberania e o petróleo era o elixir de governos populistas que iam desde o mexicano Lázaro Cárdenas (1934-1940), que forçou seus compatriotas a penhorar jóias e gado para pagar a empresa de petróleo nacional, até o venezuelano Hugo Chávez, que transformou a empresa estatal de petróleo PDVSA  em uma caixa registradora do socialismo bolivariano. A descoberta do “pré-sal” brasileiro sob a plataforma continental – considerado um “bilhete de loteria premiado” pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva – prolongou o reinado do petróleo.

O Brasil nunca desistiu de energia hidrelétrica, mas a dependência do petróleo, especialmente quando os preços caíram, manchou a rede elétrica do país. Em 2012, apenas 6% da eletricidade gerada era proveniente de usinas térmicas. Mas em 2014, o Brasil teve quase um quarto de sua eletricidade produzida a partir de usinas térmicas a gás, carvão ou diesel, que emitem carbono. “A rede elétrica no Brasil é carbonizada”, disse Goldemberg. Erros na política fiscal agravaram a situação. Ao limitar artificialmente os preços da gasolina no início desta década para conter a inflação, o governo brasileiro subestimou a competitividade do etanol combustível, forçando dezenas de destilarias a fechar suas portas.

Ultimamente, no entanto, os formuladores de políticas estão à procura de alternativas. A queda do petróleo fez com que países como Equador, Venezuela e México permanecessem sem exportações de produtos. Além disso, cresce o consenso de que a menos que se ponha freio às emissões de carbono que aquecem o planeta, a América Latina vai pagar caro.

A adversidade e a resistência política também ajudaram a incentivar a inovação e o investimento em energia limpa. Sob a pressão de protestos e reivindicações, os governos têm procurado reduzir a quantidade de energia gerada por hidrelétricas, cujas enormes barragens provocaram o deslocamento de populações e o aumento das emissões de carbono, advindo da decomposição de florestas inundadas. Em toda a região, outras formas de energia com baixa emissão de carbono estão ganhando força. Entre 2006 e 2015, a capacidade renovável não-hídrica mais que triplicou na América Latina, concluiu BNEF.

O desenvolvimento tecnológico também fez com que o uso do vento, das ondas e do sol deixassem de ser um sonho exorbitante e passassem a se tornar uma opção viável e competitiva. Em um momento em que caem os preços para produzir eletricidade a partir de painéis fotovoltaicos, quatro países latino-americanos estavam entre os oito primeiros no índice de emissão de baixo carbono “Climate Scope” da Bloomberg, composto por 58 países.

Não que a energia renovável é livre de obstáculos. Para começar, há a inconstância inerente do vento e do sol, que tornam a fonte de energia instável e a maior preocupação dos investidores em relação ao risco. Outro grande obstáculo é a falta de linhas de transmissão, que não acompanharam o fornecimento de projetos eólicos e solares, deixando algumas novas plantas ociosas, informou a Bloomberg News. Não é um beco sem saída, mas são as dores do crescimento no que uma autoridade líder energia verde chamou de “alguns dos mercados de energia renovável mais dinâmicos do mundo.”

Entre os players vencedores figura o bilionário Mario Araripe, que construiu sua fortuna com a energia eólica. E, no entanto, enquanto investidores e alguns visionários se destacaram, os governantes estão abrindo caminho. Há uma década, nenhuma eletricidade vinda dos fortes ventos que sopram no nordeste do país alimentava o Rio Grande do Norte, um pequeno estado brasileiro do tamanho da República Dominicana. Graças a uma política inovadora, novas tecnologias, e os empréstimos subsidiados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES), 85% da rede elétrica do estado é agora alimentado por cerca de 1.000 turbinas eólicas, muitos deles fabricados no Brasil, disse o ex-secretário de energia do estado, Jean-Paul Prates.

Prates, que preside o CERNE – think-tank de energia renovável – disse que atualmente a energia eólica brasileira compete em leilões públicos de energia juntamente com a eletricidade gerada por carvão, nuclear, gás natural e até mesmo energia hidrelétrica em pequena escala.

Os historiadores nos dizem que o Brasil foi descoberto graças aos navegantes portugueses que fugiram da inércia das marés da África, que dirigiram para o oeste e então apanharam as correntes marítimas das Américas e encontraram essa parte do Novo Mundo “, disse Prates. Meio milênio depois, uma redescoberta nascida no vento acaba de começar.

Fonte: Bloomberg View | Mac Margolis

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