Mais Estado, menos barris(Décio Oddone, O Globo, 3 6 21)

 

Mais Estado, menos barris

COLUNISTAS

quinta-feira, 3 de junho de 2021 

O Globo  / Opinião

DÉCIO ODDONE

Intervenções fazem parte da história do petróleo na América Latina. Em 1922, o General Mosconi assumiu a argentina YPF. Defendia o monopólio e influenciou outros países.

O México logo estatizou. Agora, a produção vem caindo. Baixou de 3,5 milhões de barris por dia para 1,7 milhão. Mesmo assim, a abertura da década passada está sendo revertida. A Bolívia criou a YPFB. Décadas depois nacionalizou a Gulf. Em 2006, renegociou contratos de empresas como a Petrobras. As medidas não produziram bons resultados. As reservas despencaram, e há dificuldade em manter as exportações. A Colômbia fundou a Ecopetrol e reverteu concessões. Em 1970, a produção era de 200 mil barris. Subiu para 1 milhão com a criação do órgão regulador e a abertura do capital da estatal. O Equador estabeleceu a Cepe, depois Petroecuador. Chegou a fazer parte da Opep, mas a produção estagnou. A Venezuela nacionalizou em 1976. A extração caiu de 3,5 milhões para 1,5 milhão de barris. Voltou a crescer quando atraiu empresas para investir. Veio a intervenção bolivariana. A produção despencou para menos de meio milhão. A Argentina abriu nos anos 1990. AYPF foi privatizada. A produção dobrou, chegando a 900 mil barris. A partir de 2001, o ambiente mudou. A empresa acabou reestatizada. A extração caiu para 450 mil barris.

A Petrobras e o monopólio resultaram da campanha "o petróleo é nosso". Em 1979, a produção não batia 200 mil barris. A internacionalização da estatal e os contratos de risco possibilitaram a modernização e as descobertas que levaram o volume a 1milhão de barris. O fim do monopólio e os leilões abriram caminho para a entrada de capitais e para o advento do pré-sal. As políticas adotadas em seguida conduziram à crise, quando o preço caiu. Investimentos e a extração nas bacias maduras despencaram. Novas medidas permitiram a retomada. A produção superou 3 milhões de barris em 2020.

Os exemplos mostram que intervenções estatais geralmente causaram queda na produção. Quando as atividades se davam em poços rasos, em terra, os efeitos eram mais tênues ou lentos. O quadro se alterou quando as operações passaram a demandar mais capital e tecnologia.

A Agência Internacional de Energia divulgou um cenário segundo o qual não haveria necessidade de novos projetos de óleo e gás. E mais um indício de que a disputa por investimentos será cada vez mais acirrada. Como há quem continue defendendo o domínio estatal no setor, é preciso recordar que a politização do petróleo gerou mais perdas que benefícios. Raramente trouxe os resultados prometidos. Além de privilégios, produziu dividendos políticos efêmeros e duvidosos, seguidos de desajustes estruturais, jamais soluções duradouras.

Com a transição energética, os hidrocarbonetos perderão relevância. Para se beneficiar da janela de oportunidade e extraí-los, o país deve superar essa discussão e atrair mais investimentos. Logo, ou o petróleo, como no antigo slogan, continuará eternamente nosso, abandonado nas entranhas do subsolo.

Politização do petróleo gerou mais perdas que benefícios. Raramente trouxe os resultados prometidos

Décio Oddone, engenheiro, é CEO da Enauta e foi diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo

Ruptura no mercado de petróleo(José Roberto Mendonça de Barros, Estado, 1 11 2020)

JOSÉ ROBERTO MENDONÇA DE BARROS - Ruptura no mercado de petróleo

domingo, 1 de novembro de 2020 

  

O Estado de S. Paulo  / Economia

Cenário Político-Econômico: Colunistas

NextEra é hoje a mais valiosa empresa de energia dos Estados Unidos. Seu forte é a geração eólica e a solar, nas quais aposta desde 2005. A companhia tem 15 Gigawatts em construção, mais do que tem hoje em operação. Apenas para comparar, o parque eólico brasileiro (que está se expandindo rapidamente) tem uma capacidade total instalada de 16 GW, oriunda de 637 empreendimentos.

A NextEra tem um valor de mercado de US$ 147 bilhões, maior que o da Exxon, que no começo de outubro valia US$138 bilhões. Aliás, a petroleira, que continua apostando apenas no petróleo, deixou de compor o índice Dow Jones após 92 anos! Nada mais pode ilustrar a aceleração recente do início do fim da dominância do petróleo na matriz energética global. De fato, antes do coronavírus, a Shell e outras petroleiras já haviam projetado que o pico de consumo do petróleo se dará por volta de 2030 e não mais 2040, devido, essencialmente, aos esforços de enfrentar o aquecimento global, estimulando o progresso tecnológico que viabilize a passagem para uma nova matriz energética. A pandemia, que reduziu drasticamente o consumo de petróleo, e os avanços acentuados na digitalização e mudanças tecnológicas certamente irão acelerar o processo.

Esses novos rumos serão os responsáveis pelo menor uso de petróleo. Uma lista incompleta destas novidades incluiria as seguintes: - Novas fontes de energia: eólica, solar, biogás, bioóleo e equipamentos que extraem o carbono diretamente do ar e o transforma em combustível carbono neutro (DACs).

- Veículos elétricos e híbridos. As baterias, que estão próximas de uma revolução, serão também usadas para a otimização do consumo de energia em muitas plantas e empresas.

- Materiais novos derivados do processamento de madeira, cana e outras fontes renováveis.

- Novos equipamentos, como células de combustíveis e bombas de calor.

- Os sistemas de energia estão sendo otimizados, inclusive pela expansão da energia distribuída, a partir de várias dessas fontes, como solar, e de cidades inteligentes. Por exemplo, dependendo da qualidade da insolação, o excedente de energia gerada por um certo número de telhados de residências transforma-se numa pequena usina de eletricidade.

Em resposta a todas essas mudanças, boa parte das petroleiras, especialmente europeias, estão buscando adicionar outras fontes de energia a seu portfólio, especialmente a eólica e a solar, além do reforço da operação de gás natural, a fonte de carbono que terá vida mais longa. Ao mesmo tempo, novos campos com elevado custo de desenvolvimento, óleo pesado tipo venezuelano e países excessivamente dependentes do produto (Oriente Médio, Nigéria, etc.) enfrentam problemas crescentes.

O mundo do óleo entrou numa ebulição que irá transformá-lo em algo velho, símbolo de uma era que está passando.

Mas, e a Petrobrás nisso tudo, como fica?

A meu juízo a companhia está numa estratégia correta. Como sabemos, seu balanço foi totalmente destruído pelo assalto que hoje conhecemos como Petrolão. Fora outros, projetos gigantescos como as refinarias do Recife e o Comperj queimaram algo como US$ 5 bilhões em ativos imprestáveis, resultando na empresa das mais endividadas do mundo.

Daí porque, desde que Pedro Parente assumiu, a prioridade máxima é de vender ativos que não componham o "core" para reduzir a alavancagem e concentrar na aceleração da extração do óleo de seu ativo de classe mundial, o pré-sal. A redução dos custos de exploração e desenvolvimento e a incrível produtividade de vários poços (50-65 mil barris por dia!) e a qualidade do produto vão garantir um fluxo de caixa que permitirá reduzir o endividamento e baixar os seus custos.

Se a transição energética está na porta, a estratégia adequada para o País é de acelerar a extração enquanto a demanda é capaz de absorver a nova produção, exatamente o oposto do que pretendia o governo Dilma.

Esta é uma corrida contra o tempo: a melhora do balanço da Petrobrás tem de ser rápida o suficiente para gerar recursos que possam ser empregados para desenvolver as energias necessárias para garantir algum futuro para a empresa.

Será que vai dar tempo?

Mesmo para o padrão deste governo a semana que se encerrou foi particularmente tumultuada, revelando a gravidade da situação que vivemos. Repito, então, a pergunta de meu último artigo: será que vamos bater no muro?

O mundo do óleo entrou numa ebulição que irá transformá-lo em algo velho 

Energia: o Brasil não é a Califórnia(Ítalo Freitas, Valor, 31 8 2020)

O Brasil não é a Califórnia
COLUNISTAS
segunda-feira, 31 de agosto de 2020 

  
Valor Econômico  / Opinião

Ítalo Freitas

Em discussões técnicas sérias, poucas coisas podem ser tão graves quanto cair na armadilha fácil das simplificações. No setor elétrico, as simplificações significam empobrecimento dos debates e, nos casos extremos, influenciam de forma enviesada a implementação de políticas que causam danos à evolução do próprio setor.

É por isso que entendo ser fundamental discutir de forma mais profunda os desafios que a Califórnia tem enfrentado na sua transição energética, com apagões durante picos de consumo. Muitos têm feito comparações extremamente equivocadas com o Brasil. Para ampliar o debate, gostaria de abordar atributos como flexibilidade, despachabilidade e potência.

Em primeiro lugar, é preciso entender a matriz elétrica da Califórnia. Em 2019, de acordo com a “California Energy Commission”, cerca de 30% da matriz do Estado era de fontes limpas não hídricas, como eólica, solar, biomassa, geotermal e nuclear. As hídricas respondiam por cerca de 15% e o gás natural por cerca da metade da matriz. Essa configuração, altamente renovável, é fruto de uma política iniciada na década de 90 para incentivar as fontes renováveis. E o que causou o apagão não foi essa configuração, mas sim um dimensionamento inadequado de reservas para operação aliado ao modelo americano de interligação entre os Estados.

Nos Estados Unidos, embora exista interligação entre os sistemas de transmissão dos Estados, as regiões elétricas são mais separadas do que no caso brasileiro, havendo gargalos importantes para escoamento. Em alguns casos, para a transferência energética acontecer, é necessário comprar antecipadamente direitos de transmissão. A exportação e importação de energia entre regiões requer, ainda, mecanismos de oferta de preço.

Já no Brasil, o cenário é muito distinto. Nosso Sistema Interligado Nacional tem uma flexibilidade muito maior, que permite transferências energéticas e suprimento de reserva de potência de forma extremamente ágil. Nossa matriz é pensada nacionalmente e as trocas são rápidas.

O Brasil tem mais de 50% de hidrelétricas e seus reservatórios funcionam como uma grande bateria e eles estão sendo recuperados graças à entrada de outras renováveis no sistema, como as eólicas. Nosso backup é radicalmente diferente do americano. É como se eles tivessem uma pequena bateria recarregável e nós tivéssemos uma gigantesca bateria de longa duração e natural. E, no caso brasileiro, é bom reforçar algo importante: essa grande bateria de longa duração são as hidrelétricas.

Destaco uma diferença importante, específica para o caso da energia eólica. O Brasil, que tem a eólica como segunda fonte de geração em capacidade instalada, possui ventos com predominância unidirecionais e alta intensidade de velocidade média ao longo do ano, que são traduzidos em fatores de capacidade acima de 45%. Já na Califórnia, esse indicador é muito menor: foi de 26% em 2016, de acordo com o “Productivity and Status of Wind Generation in California”.

Menciono, ainda, a inequívoca diferença entre os caminhos da transição energética dos dois países. No ano passado, cerca de 60% da geração de eletricidade nos Estados Unidos veio de combustíveis fósseis — carvão, gás natural, petróleo e outros gases. Na Califórnia, conforme mencionamos acima, a matriz já é mais renovável por um esforço do Estado, na sua busca pioneira por uma matriz limpa, que possibilitou a inserção de novas tecnologias, como o armazenamento químico (íon de lítio) de energia, microgrids e resposta à demanda na composição energética de forma rápida.

Como todas essas tecnologias necessitam de tempo para se estabilizarem nos sistemas e os eventos climáticos estão cada vez mais inesperados e severos, surgiram dificuldades para o sistema em momentos de pico. O pioneiro enfrenta muito mais dificuldades, mas o benefício é grande, neste caso a todo o planeta, já que a Califórnia é um dos grandes consumidores mundiais de energia.

Já o Brasil é renovável, com histórico de décadas com as grandes hidrelétricas representando mais de 60% da geração. Por aqui, a transição energética significa aumentar o peso de renováveis como eólica, solar e biomassa num sistema que já é renovável em si e que, naturalmente, conta com uma abundância de recursos naturais renováveis para geração de energia. Voltando à comparação do parágrafo anterior, a Califórnia tem uma bateria recarregável de backup e tem que gerenciar escassez de recursos renováveis, investindo pesadamente para que eles se desenvolvam. O Brasil, além de ter essa gigantesca bateria de longa duração em forma de reservatórios, tem que administrar não a escassez, mas a abundância de recursos.

Dito tudo isso, importante esclarecer que não pretendo afirmar que não exista espaço em nossa matriz para térmicas, mas sim fazer o seguinte questionamento: o que nós do Sistema Elétrico Brasileiro podemos fazer para tornar nossa matriz com a menor pegada de carbono possível e o custo mais competitivo do mundo?

Temos cientistas e engenheiros de altíssimo nível que podem desenvolver tecnologia nacional para nos dar essa resposta. Esse ponto é fundamental porque estamos a caminho de um mercado cada vez mais aberto, mais livre, que olha os preços de forma integrada com atributos das fontes. E, acima de tudo, o mercado elétrico brasileiro alcançou uma maturidade invejável, construída por meio de decisões e planejamento técnicos baseadas em critérios econômicos, segurança e possibilidade de aproveitar de forma inteligente a grande quantidade de recursos renováveis que temos no Brasil.

Qualquer debate sério sobre matriz elétrica parte do princípio de que uma matriz precisa ser diversificada. O que não podemos é usar o caso da Califórnia, em tudo completamente diferente do brasileiro, para espalhar um infundado terror de falta de segurança de suprimento. A Califórnia não é o Brasil. E o Brasil, com sua inteligência de rede de distribuição, maturidade de mercado com decisões técnicas, alta despachabilidade e abundância de recursos renováveis, definitivamente, não é a Califórnia.

No Brasil, transição energética significa aumentar o peso de renováveis num sistema que já é renovável em si

Ítalo Freitas é CEO da AES Brasil e Embaixador de Energia da Rede Brasil do Pacto Global.

Renda do petróleo brasileiro

Águas profundas, Petrobrás

O Tordesilhas do gás natural(Valor, 20 8 2020)

O Tordesilhas do gás natural

quinta-feira, 20 de agosto de 2020

  
Valor Econômico  / Opinião

Lucien Belmonte

A evolução proporcionada pela nova Lei do Gás é fundamental para viabilizar o combustível em condições mais competitivas, devendo destravar investimentos significativos nos próximos meses. Seguramente esse processo vai ajudar o país a ter fôlego para a retomada econômica no pós-pandemia. Mas é importante ter em mente que a mudança legislativa corresponde a apenas um primeiro passo: problemas estruturais fazem com que as tarifas de US$ 6 ou US$ 7 por milhão de BTU pagas por concorrentes mundo afora ainda sejam possibilidades de médio e longo prazo, dependentes de uma evolução mais profunda.

Os problemas do setor começaram muito antes da existência de um mercado de gás digno desse nome, numa época em que o país praticamente só queimava o gás associado ao petróleo em flaire. Ao determinar que “Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado (...)”, a Constituição Federal de 1988 amarrou o setor a uma dinâmica que provoca controvérsias até hoje. É que esse Tratado de Tordesilhas para os mercados de gás “descobertos e por descobrir” — como mencionava o tratado entre Espanha e Portugal se referindo às terras da América — deixa espaço para o entendimento, de governos estaduais e concessionárias, de que tal monopólio contempla a comercialização de gás.

A governança do setor nessas condições é complexa, considerando as particularidades de cada Estado. Impossíveis também são as bases de funcionamento desses mercados. Na maioria dos casos, faltam agências reguladoras e as tarifas são definidas sem qualquer debate. Ainda, em diversos Estados há retornos mínimos obrigatórios de 20% sobre todos os investimentos feitos e não houve processo licitatório para a definição dos responsáveis pelas concessões. A ineficiência regulatória é observada mesmo nos mercados mais desenvolvidos, como São Paulo e Rio de Janeiro.

Não é à toa, portanto, que concessionárias de distribuição façam da legislação e de resoluções ultrapassadas suas trincheiras contra qualquer possibilidade de descoberta de novos mercados de gás. O combate à aprovação da nova legislação que estão promovendo é mais uma tentativa de manter o mercado existente com um “cabresto”, empurrando para Estados e consumidores os custos de uma interiorização de gasodutos que, feita nas atuais condições, só traria benefício aos concessionários monopolistas.

Esse diagnóstico reforça a necessidade de se desenvolverem mecanismos regulatórios que garantam a viabilidade técnica, econômica e jurídica da abertura do mercado prometida pela nova Lei do Gás. O Plano Mansueto, natimorto em 2019, foi uma tentativa nesse sentido, condicionando o acesso a financiamentos com garantia da União a Estados que se propusessem a abrir o mercado de gás. Mas, um ano depois, os mercados livres se limitam a iniciativas isoladas. As indústrias seguem pagando, em média, US$ 14 por milhão de BTU. Até porque, por mais que se resolvam os problemas na legislação relativos ao desenvolvimento do mercado livre nos Estados, mais de um terço do valor que compõe as tarifas finais do gás é fixa.

Contribuem nesse sentido problemas como a indefinição das condições de compartilhamento das unidades de processamento e dos gasodutos de escoamento das plataformas offshore para a costa — previsto na lei, mas dependente de regulamentação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). No transporte, a forma de venda dos gasodutos — recentemente adquiridos pela NTS e TAG por cerca de US$ 15 bilhões — mostrou-se perniciosa, com a manutenção das condições praticadas pela Petrobras. Também há dúvidas quanto ao gás release, que obriga a venda de gás natural da estatal para outros atores, de modo a incentivar uma maior diversidade de agentes no mercado.

O choque de realidade ainda se manifesta na reinjeção do gás.

A previsão da ANP é que o volume reinjetado nos reservatórios do pré-sal atinja 60 milhões de m³/d em 2023, o equivalente a quase todo o gás usado no país hoje. Essa é uma demonstração da incapacidade de se estabelecer uma real política pública em favor do melhor uso desse bem comum. A cobrança de royalties e ICMS sobre o gás reinjetado poderia ser um estímulo para mudar essa realidade.

O gás do pré-sal também impõe um desafio no que diz respeito a sua composição, com maior porcentagem de etano do que a média. Mas, em vez de destinar o insumo à cadeia petroquímica, a Petrobras tem trabalhado para mudar a especificação. Só que, além de representar um pior uso econômico do etano, poderia causar problemas nos equipamentos dos consumidores e aumentar a emissão de poluentes.

A ação também sugere uma tentativa de arbitragem de preços dos combustíveis e dos insumos petroquímicos.

Os problemas em curso indicam que os desafios para a indústria brasileira contar com gás natural em condições de competir com seus concorrentes estrangeiros vão além dos pontos endereçados pela nova legislação — basilar e necessária — e pelas determinações do Termo de Cessação de Conduta (TCC), assinado no ano passado pela Petrobras e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) definindo as condições para o fim do monopólio da estatal no setor.

São etapas fundamentais, mas não suficientes.

Precisamos de firmeza nas diferentes esferas de governo e de regulação para enfrentar, dentro das condições legais e contra os interesses de alguns concessionários, aspectos regulatórios e da legislação para que haja uma alteração significativa nas condições em curso. Para que possamos ter alguma chance de o combustível efetivamente contribuir com a competitividade da indústria e melhora do bem-estar dos brasileiros.

Lucien Belmonte é presidente executivo da Associação Brasileira das Indústrias de Vidro

O combate à aprovação da nova legislação é mais uma tentativa de manter o mercado com um ‘cabresto’, empurrando para Estados e consumidores os custos de uma interiorização de gasodutos que só traria benefício aos concessionários monopolistas

Com PDV, Petrobrás vai cortar 22% da folha(Estado, 4 7 2020)

Com PDV, Petrobrás vai cortar 22% da folha
Economia prevista pela estatal de petróleo com a demissão de mais de 10 mil funcionários é de cerca de R$ 4 bilhões por ano

Sábado, 4 de Julho de 2020 

O Estado de S. Paulo  / Economia

Daniele Madureira

A estatal Petrobrás anunciou, na noite de quinta-feira, que deve reduzir em 22% seu atual quadro de funcionários por meio de programas de desligamento voluntário (PDVs). O porcentual também inclui os desligamentos via Programa de Aposentadoria Incentivada (PAI), voltado aos empregados aposentáveis até 31 de dezembro de 2023. Os dois programas vão atingir 10.082 funcionários.

Segundo a companhia, as medidas são "parte das ações de resiliência, com objetivo de maximizar a geração de valor para os acionistas". Em comunicado, o presidente da Petrobrás, Roberto Castello Branco, diz que os PDVs contribuem para a redução permanente da estrutura de custos da companhia, o que ajudará a empresa a "enfrentar com sucesso um cenário de preços mais baixos do petróleo no longo prazo".

Foram implementados três programas de desligamento voluntário: o PDV 2019, destinado aos aposentados pelo Instituto Nacional da Seguridade Social (INSS) até a data de promulgação da PEC 133 (reforma da Previdência) do ano passado; o PDV específico para empregados que trabalham em unidades que estão em processo de desinvestimento; e um PDV exclusivo para os empregados que trabalham no segmento corporativo da petrolífera.

Aposentados. Só o PDV de funcionários já aposentados pelo INSS, encerrado no último dia 30, somou 9.405 inscritos. O montante representa 94% do total de funcionários elegíveis ao programa. Os demais programas atingiram 677 inscritos. Ao todo, são 10.082 funcionários, que somam 22% do atual quadro de empregados.

"A Petrobrás estima uma redução de custo de pessoal até 2025 em torno de R$ 4 bilhões por ano com a saída dos 10.082 inscritos nos programas. O retorno adicional (custo evitado de pessoal de R$ 22 bilhões menos o desembolso com as indenizações de R$ 4 bilhões) será de aproximadamente R$ 18 bilhões até 2025", disse a empresa, em comunicado.

De acordo com a companhia, o impacto esperado das indenizações no caixa não será imediato em 2020, mas diluído ao longo dos próximos três anos. Isso porque no PDV que concentrou a maior parte das demissões existem categorias com saída escalonada, prevista para ser concluída em até 24 meses. A Petrobrás também vai fazer o pagamento das indenizações em duas parcelas: uma no momento do desligamento e a outra em julho de 2021 ou um ano após o desligamento, dependendo do caso.

Ao fim desse processo de desligamentos, o sistema Petrobrás terá seu quadro reduzido a quase um terço dos 86 mil funcionários que tinha em 2013, antes de o preço do petróleo despencar, de a Lava Jato começar e de a empresa iniciar uma forte venda de ativos.

No vermelho. Depois de um período de vendas de ativos e de recuperação de resultados nos últimos anos, a companhia estatal sofreu novamente um baque financeiro. A Petrobrás teve prejuízo líquido de R$ 48,5 bilhões no primeiro trimestre de 2020, após ser obrigada a realizar uma grande baixa contábil devido a uma revisão das premissas de preço longo prazo para o petróleo brent, registrando uma perda muito maior do que os quase R$ 37 bilhões de prejuízo acumulados no quarto trimestre de 2015, quando a companhia ainda se recuperava das denúncias de corrupção relacionadas à Operação Lava Jato. / com INFORMAÇÕES DA REUTERS

Saída incentivada

9.405

é o total de trabalhadores já aposentados pelo INSS que foram desligados pelo programa de demissões da estatal

R$ 18 bi

é a economia prevista pela companhia com o corte de 22% na folha de salários até o ano de 2025

Nova plataforma do Pré sal

Mais uma plataforma do Pre-Sal entrando em operação. P-70, Campo de Atapu

A chegada da 3R no Brasil

STELLAR BANNER

 Cerca de 120 MN da Costa [12/6 16:32] 
Pelo registro da operação foram retirados os combustíveis e toda a carga. Claro que sempre fica algo emos tanques nunca estão totalmente limpos, mas a bacia agora tem um novo recife artificial a se desenvolver.

Diesel de cana

@energia

Produção acumulada, poços de petróleo

Agora, por campo... 👇

Pemex, de galinha dos ovos de ouro a ralo de dinheiro(Valor, 6 5 2020)

Quarta-feira, 6 de Maio de 2020 

Jude Webber

No fim de 2016, a Pemex apresentou uma nova estratégia: passaria a dedicar-se exclusivamente a atividades lucrativas.

O plano, algo óbvio para a maioria das empresas, era novidade para a petrolífera estatal mexicana, um grande nome nacional criado em 1938 depois de o México ter expropriado ativos petrolíferos dos Estados Unidos e Reino Unido. Embora o plano tenha levado as seis refinarias do país a usar apenas as metade da capacidade instalada, a Pemex finalmente voltou ao azul depois de anos de prejuízos.

Nos dias atuais, Andrés Manuel López Obrador, presidente do país desde 2018, que aposta o destino do país na Pemex, voltou a direcionar a empresa para o outro rumo — mesmo diante da crise do coronavírus e do colapso nos preços do petróleo.

Na quinta-feira, a empresa divulgou prejuízo trimestral de US$ 23 bilhões, um dos maiores na história empresarial. Pelas cotações atuais suas operações não dão lucro, nem na área de exploração nem na de pós-produção. O prejuízo anual de 2019 já dobrou para US$ 18 bilhões e o grupo acumulou dívidas de US$ 105 bilhões, além de um passivo previdenciário não financiado de US$ 77 bilhões. Em abril, a Moody’s seguiu os passos da Fitch e rebaixou o rating dos títulos de dívida da empresa para “junk”, que indica investimentos especulativos e de alto risco.

Em comunicado à Securities and Exchange Commission (SEC, a Comissão de Valores Mobiliários dos EUA), a Pemex reconheceu que sua firma de auditoria, a KPMG, expressou “dúvidas substanciais [...] quanto à nossa capacidade de continuar como empresa com viabilidade operacional”.

Mas enquanto outras petrolíferas reduzem a produção e investimentos para enfrentar a tempestade, López Obrador mostra poucas intenções de se desviar de sua promessa de reanimar a Pemex interrompendo a sequência de 15 anos de quedas na produção.

“A Pemex está escrevendo a cartilha sobre o que não se deve fazer ”, disse Pablo Medina, da empresa de consultoria Welli - gence, em Houston.

Resistindo às pressões para acompanhar os cortes de produção de quase 25% prometidos por outros países em encontro encabeçado pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) em abril, López Obrador aceitou relutantemente uma redução diária de apenas 100 mil barris, cerca de 6%.

O presidente também se comprometeu a praticamente dobrar a capacidade de refino para 1 milhão de barris por dia até maio, apesar de que as deficitárias refinarias da Pemex tiveram o menor uso da capacidade instalada na história em fevereiro, de 28%, e de que a Pemex teve custo médio de US$ 12,51 no primeiro trimestre para refinar o barril de petróleo.

“Com o Brent a US$ 20, não há um único campo no portfólio da Pemex que seja lucrativo se você considerar custos e impostos [...] No segmento de exploração, eles já perdem simplesmente ao produzir ”, afirma Medina. “Agora, eles estão obrigando a Pemex a ter mais prejuízo em suas operações de pós-produção, já que as margens estão negativas. Tudo em nome de uma demanda que pode não existir”, disse.

O motivo para a obstinação de López Obrador é que a Pemex sempre foi algo a mais do que apenas uma petrolífera. O grupo foi criado como símbolo da soberania nacional e a população mexicana contribuiu doando de tudo, desde galinhas e joias até os cofres de porquinhos dos filhos, para pagar pela expropriação e “consolidar a independência do México”.

A descoberta do gigantesco campo de Cantarell em 1976 transformou a Pemex na galinha dos ovos de ouro do México. A produção atingiu o pico de 3,4 milhões de barris diários em 2004. Em 2019, foi de apenas 1,7 milhão de barris, quase 8% a menos do que no ano anterior.

Pelo acordo com a Opep, o México reduzirá a produção para 1,681 milhão de barris diários, embora a meta de produção do governo para 2020, incluída no cálculo do orçamento, seja de 1,85 milhão de barris por dia, de forma que a Pemex dará aos cofres nacionais uma receita inferior à prevista.

Com os declínios na produção, a Pemex custeou apenas 11% do orçamento nacional em 2019, cerca de 25% do que contribuiu para os cofres do governo em 2008, mas, com os investimentos governamentais para ampliar a produção, López Obrador vê a gigante estatal como um motor para o desenvolvimento nacional.

O presidente de 66 anos, nascido e criado em Tabasco, Estado rico em petróleo, no sudeste do país, durante os anos áureos do México, refez o logotipo da Pemex, de uma cabeça de águia sobre uma gota, adicionando a frase “Pelo Resgate da Soberania”. Isso explica sua ofensiva para reanimar o crescimento da produção em uma empresa que ao longo dos anos deu lucro antes dos impostos de forma sistemática, mas que foi sugada por altos impostos governamentais e assolada pela burocracia e corrupção.

Conseguir elevar a produção custará muito dinheiro. “Acredito que a Pemex precisará de [16 a 19] bilhões de dólares [por ano]’, disse um analista de bônus que não quis ser identificado. “Com os preços do petróleo onde estão agora, a Pemex não está tendo nenhum ebitda [lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização]. É simples matemática. O governo terá que passar alguns cheques bem grandes.”

O Tesouro transferiu US$ 2,6 bilhões à Pemex em abril por meio de um corte de impostos. Além disso, a empresa avisou aos investidores que reduzirá os investimentos em bens de capital em US$ 1,6 bilhão e se dedicará a projetos que tenham a “mais alta lógica econômica”.

“Hoje, mais do que nunca, a Petróleos Mexicanos [Pemex] tem o apoio absoluto do governo do México”, destacou o Tesouro.

A Fitch, que rebaixou a nota de crédito da empresa para “junk” no terceiro trimestre e em duas outras ocasiões em abril, estima um fluxo de caixa negativo de até US$ 20 bilhões por ano para a Pemex.

A empresa tem linhas de crédito de US$ 8 bilhões, que deverão ser usadas totalmente, segundo analistas, já que somente em dívidas há US$ 6,7 bilhões a pagar neste ano. Depois dos cortes no rating em abril, a analista Ariane OrtizBollin, da Moody’s, disse que a empresa agora precisaria de ajuda “recorrente e substancial” do Estado da ordem de 2% a 3% do Produto Interno Bruto (PIB) deste ano.

Em março, no aniversário da expropriação dos ativos petrolíferos, López Obrador gabou-se de ter custos de produção de US$ 4 por barril, mas Medina disse que a média, incluindo impostos e gastos operacionais, é de US$ 32 por barril equivalente de petróleo e, incluindo custos de perfuração, de US$ 47.

Quanto ao refino, “ninguém acredita que eles possam chegar a 1 milhão de barris em maio”, disse um ex-funcionário da Pemex. A capacidade de refino foi de 580,4 mil barris por dia em fevereiro; López Obrador diz que deste então houve um aumento para 800 mil por dia.

Há outro problema: quanto mais as refinarias da Pemex trabalham, mais óleo combustível, de baixo valor, elas precisam produzir, “então o que sai das refinarias vale menos do que o petróleo que entrou”, disse Jorge Andrés Castañeda, consultor na área de fontes de energia. O uso de óleo combustível está em forte queda depois que seu uso foi proibido na navegação.

Além disso, a Pemex tem bem pouca capacidade de armazenamento e corre o risco de ficar sem espaço dentro de semanas, de acordo com analistas.

Reduzir o refino “é algo que não vejo como compatível com a ideologia deles”, disse Ixchel Castro, analista da firma de consultoria sobre fontes de energia Wood Mackenzie.

Diante da queda livre dos preços, um antigo alto funcionário da Pemex disse que o governo deveria suspender o controverso projeto da refinaria Dos Bocas, de US$ 8 bilhões, e “apresentar um plano real de negócios que permita aos investidores compreender aonde se está indo para conseguir ter retornos aos preços de hoje do petróleo”.

É mais fácil falar do que fazer. Como disse um investidor da empresa, “a Pemex é uma bagunça, está ficando pior e eles não têm planos para lidar com a situação”.

OLHO: O grupo foi criado como símbolo da soberania nacional e a população mexicana contribuiu doando de tudo

O preço do Petróleo pós Coronavirus

Efeito corona(Valor Econômico , 22 4 2020)

Quarta-feira, 22 de Abril de 2020 


Por Geoberto Espírito Santo

Combate ao vírus afeta duramente o setor energético.

Em eletricidade, efeito corona é o resultado do contato intenso e elevado de um campo elétrico com partículas de ar, umidade ou poeira, e que emite uma luz sempre que são ionizadas. É comum verificarmos esse efeito nas linhas de transmissão (LTs) e, a depender da polaridade do potencial elétrico, pode ser positivo ou negativo. É visualizado em LTs expostas a chuva e garoas, podendo progressivamente danificar seu isolamento e causar grandes prejuízos com o desligamento repentino. É também conhecido como Fogo de Santelmo, o santo padroeiro dos marinheiros, porque antigamente costumavam observar essas luzes nos mastros dos navios, já que as nuvens induziam cargas elétricas nos mesmos e isso era uma indicação de tempestade.

Mas o efeito agora é o do coronavírus, afetando diretamente a economia e o processo de globalização, e que não deixará ilesos os setores energéticos do Brasil e do mundo. A OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico) já prevê para este ano uma retração em torno de 1,5% no PIB mundial. Cairia de 2% para 1,4% nos EUA, perderia 1,4% na China e limitava em 0,6% o da Europa. No Brasil, os economistas apostam que, dos 2,2% projetados, deverá ficar em -2,96%, segundo o boletim Focus do Banco Central. Os prejuízos no mundo já são enormes: US$ 113 bi no setor aéreo, US$ 7 bi na navegação, US$ 5 bi na indústria do cinema e de US$ 1 bi nos eventos. Para a OCDE, pode chegar a uma redução de 15% nos investimentos diretos, ou seja, um volume perto de US$ 1,4 trilhão que deixará de gerar riqueza.

Crescimento econômico está intimamente ligado ao comportamento da demanda de energia, que o diga o índice elasticidade consumo de energia/renda, impactando o planejamento, o investimento na energia a ser gerada, transportada, contratada por tarifas ou preços, voltando seus reflexos no bolso dos consumidores e no balanço das empresas. Nesse cenário, e sem acordo entre a Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) e a Rússia (produz barril de óleo a US$ 20) para cortar produção e equilibrar os preços, surgiu o “cisne negro”. A Arábia Saudita, que produz petróleo a US$ 10/barril, passou a vendê-lo em torno de US$ 27, uma ameaça ao óleo e gás natural do pré-sal, pois os custos da Petrobras estão entre US$ 20 e US$ 30 o barril.

O efeito coronavírus na carga de eletricidade em vários países são de queda, já registrada pela consultoria Thymos Energia na comparação de março/2020 em relação a março/2019. Na França (-20,4%); na Itália (-12,3%); no PJM, maior mercado atacadista nos EUA (-9,4%); em Portugal (- 5,4%) e na Espanha (-3,9%). Apenas na Alemanha o registro é positivo em 0,5%. A China, onde parece que tudo começou, não é citada pela inexistência de dados oficiais de consumo de energia elétrica em tempo real.

No caso do Brasil, a consultoria apontou resultados em 4 (quatro) cenários: a) otimista (-1,6%); b) moderado (- 4,4%); c); pessimista (- 8,4%); d) catastrófico (-14,3%).Vale salientar que estudos dessa mesma consultoria, feitos antes do coronavírus, era de um crescimento entre 3% e 4% nesse ano.

Um dos indicadores que pode ser afetado diretamente, e que é de vital importância na modelagem de modernização do setor, é o PLD (Preço de Liquidação de Diferenças), pois depende do ritmo do consumo, da meteorologia e do nível de carga que é estimado pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). Já vem registrando o patamar mínimo regulatório de R$ 39,68/ MWh em dois submercados, tendendo a ficar assim nos próximos dois meses.

No que se refere aos impactos do coronavírus no meio ambiente global, são positivos. Segundo estudos do Centro de Pesquisa de Energia e Ar Limpo (Crea), com sede nos EUA, fez com que a China emitisse 25% a menos de dióxido de carbono, quando nas últimas três semanas foram 150 milhões de toneladas métricas de CO2 a menos que no mesmo período no ano passado. Fazendo uma comparação, esse volume equivale a todo o CO2 que a cidade de Nova York emite por ano.

Naquela tese que temos de reduzir drasticamente as emissões de CO2 para salvar o planeta para as próximas gerações, por um lado registramos o avanço quase que exponencial das fontes renováveis em todos os países e, no outro, informações que as emissões de CO2 não baixaram, e até aumentaram, segundo o objetivo de quem dá a notícia. É claro que a frase acima dá uma bela tese a ser desenvolvida e muitos debates em função da visão de cada um em relação aos diferentes ângulos da questão energia x meio ambiente.

Em prisão domiciliar, com tempo para pensar no que se é, no que se tem e no que fazemos na vida, recorro aos livros de James Lovelock: “A Vingança de Gaia” (2006) e “Gaia-Alerta Final” (2009), para nessas linhas simplificar, e talvez até generalizar, uma conclusão. Vale salientar que Gaia é uma deusa da mitologia grega, um nome utilizado como metáfora para a Terra Viva. Lovelock é um pesquisador independente e ambientalista que nasceu em Letchworth Garden City, no Reino Unido, e hoje, com 100 anos de idade, vive na Cornualha, oeste da Inglaterra. Tem outros livros em inglês, que não foram traduzidos para o português, e mais de 200 artigos científicos publicados.

Lovelock sempre trabalhou com uma visão holística da vida e da evolução no planeta. Suas teses, no início, sempre foram muito criticadas, como a de que “organismos vivos modificam seu ambiente inorgânico de maneira favorável à sua sobrevivência, formando um sistema que funciona de maneira semelhante a um único organismo vivo”. O cientista argumenta que a Terra já viveu e conseguiu escapar de fenômenos extremos, como foi o caso das eras glaciais, e coloca sempre a pergunta de como a humanidade pode ajudar a regular os sistemas materiais da Terra.

Deixo para reflexão a questão de uma crise, tipo essa do coronavírus, como uma resposta da própria natureza das coisas na resolução de problemas que o homem não conseguiu resolver. Em resumo, a tese de Lovelock é que, cabe ao homem a sua autopreservação por meio de atitudes urgentes e com humildade diante da potente Gaia.

"Os impactos do coronavírus no meio ambiente são positivos. A China emitiu 25% a menos de CO2, 150 milhões de toneladas métricas a menos que no mesmo período de 2019. Comparando, esse é o volume que a cidade de Nova York emite por ano"

Geoberto Espírito Santo é engenheiro da GES Consultoria, Engenharia e Serviços.

Dependência do petróleo

Mais transparência nos preços dos combustíveis

Valor Econômico
Petrobras aumenta transparência na divulgação do preço dos combustíveis
Rio - (Atualizada às 19h30) Em meio à retomada do debate nacional sobre os preços praticados pela Petrobras, frente às ameaças de uma nova greve dos caminhoneiros, a estatal passou a divulgar a partir desta segunda-feira ((22), em seu site, os preços praticados pela empresa, à vista, nos 37 pontos de suprimento do mercado brasileiro, para a gasolina, o diesel S10 e o diesel S500.
A iniciativa está em linha com o que defende a Agência Nacional de Petróleo (ANP). O órgão regulador prepara uma resolução para dar mais transparência ao mercado de combustíveis no Brasil e cujo objetivo é obrigar a petroleira — e outros agentes dominantes regionais — a divulgar os preços reais praticados nos diferentes pontos de suprimento.
Até então, a Petrobras vinha publicando em seu site apenas a média nacional dos preços praticados pela empresa nas refinarias. Além disso, a companhia divulgava a média mensal dos preços em cada ponto, com defasagem de um mês. Com a medida, a petroleira se antecipa à resolução da ANP.
Em entrevista recente ao Valor, o diretor-geral da agência reguladora, Décio Oddone, disse que a forma como a Petrobras divulgava seus preços era “no mínimo incompleta, para dizer uma palavra suave”.
A mudança na estratégia de comunicação da estatal acontece num momento em que os preços da companhia voltaram a ser questionados pelos caminhoneiros.
Em seu site, a petroleira reitera que sua política de preços para a gasolina e o diesel tem como base o preço da paridade de importação — que considera, por sua vez, as cotações internacionais dos derivados — além da margem que cobre os riscos da atividade.
A política de preços da empresa já passou, nos últimos anos, por uma série de mudanças, a última delas aconteceu no dia 26 de março, quando a estatal anunciou que os preços do diesel passariam a ser reajustados, a partir daquela data, por períodos não inferiores a 15 dias. Com isso, a companhia abandonou, somente para o diesel, o formato usado desde 3 de julho de 2017 que previa reajustes com maior periodicidade, a qualquer tempo, inclusive diariamente.
Gasolina em Brasília é a mais cara
A decisão da Petrobras sobre a maneira de divulgar os preços do litro da gasolina e do diesel mostra que há uma variação grande entre as diferentes regiões do país.
No caso da gasolina, são 34 pontos de fornecimento. O preço mais alto atualmente é cobrado em Brasília, onde o litro custa R$ 2,0663, seguido de perto pelos R$ 2,0621 na cidade goiana de Senador Canedo. Já o valor mais baixo é praticado em São Luís, onde o litro custa R$ 1,7688. A diferença entre o maior e o menor valor por litro é de R$ 0,2975.
Já o fornecimento do diesel S500 (com 500 partes de enxofre por milhão) ocorre em 35 pontos. O litro mais caro se encontra na cidade mineira de Uberaba, com R$ 2,3564, seguido por Senador Canedo, com R$ 2,3543 e Brasília, com 2,3527. Já o litro do diesel S500 mais barato é fornecido pela estatal em Itacoatiara, a R$ 2,1206, seguido por São Luís, por R$ 2,1241. A diferença entre o maior e o menor preço é de R$ 0,2358.
A companhia também divulgou os preços cobrados nos 30 pontos que fornecem diesel S10 (com 10 partes de enxofre por milhão). Neste caso, os maiores valores estão em Uberaba, com R$ 2,4011 por litro; Senador Canedo, com R$ 2,3858; e Ribeirão Preto, com R$ 2,3537. Os menores preços por litro estão em Ipojuca (PE), com R$ 2,1422; São Luís, com R$ 2,1451; e Itacoatiara, com R$ 2,1593. A diferença entre o maior e o menor preço é de R$ 0,2589.

Vídeo: ônibus automático, Japão

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