OIL & GAS & NAVAL & ENERGY NEWS – Nº 376

I – NOTICIAS
1- Moreira Franco confirma conteúdo local para oferta permanente
Ministro também encaminhou à Casa Civil resolução com dez medidas de estímulo ao refino e petroquímica nacionais
O ministro de Minas e Energia, Moreira Franco, encaminhou à Casa Civil resoluções que tratam do conteúdo local na oferta permanente de áreas de exploração e determinam a adoção de dez medidas de indução a investimento no setor de refino e petroquímica no país. As propostas foram apresentadas na 36ª reunião do CNPE, no dia 21/3.

A resolução sobre o conteúdo local mantém a decisão do CNPE da resolução nº 7/2017: 50% para exploração e desenvolvimento de projetos em terra; para os projetos no mar ficaram definidos 18% para exploração, 25% para desenvolvimento da produção, 40% para coleta e escoamento e 25% para Unidade Estacionária de Produção, que passaram a valer a partir da 14ª rodada.

A oferta permanente de áreas está prevista no artigo 4º da Resolução CNPE nº 17/2017 e consiste na oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução), de blocos exploratórios ofertados em rodadas anteriores e não arrematados e também dos blocos devolvidos à ANP. As regras para participação e os parâmetros técnicos e econômicos das áreas em oferta permanente deverão ser divulgados pela Agência até o final de maio deste ano.

O primeiro ciclo da oferta permanente conta com 884 áreas em 15 bacias sedimentares. O segundo ciclo conta com 1.054 blocos em 20 bacias sedimentares terrestres e marítimas.

Já as dez medidas falam, resumidamente, sobre promover um ambiente de mercado competitivo e condições adequadas ao ingresso de novos agentes no setor, promover a simplificação tributária para o setor de refino e de petroquímica e estimular a atração de investimentos internacionais. Uma das medidas prevê estudos para a considerar a produção de derivados em Zonas de Processamento de Exporatação (ZPE).

As medidas foram resultado do trabalho do GT de Refino e de Petroquímica e foram divulgadas no mesmo dia em que a Petrobras colocou no mercado o teaser para venda de dois polos de refino, um no Nordeste e outro no Sul.

Fonte: Brasil Energia/ Ana Luísa Egues

2-Petrobras divulga oportunidades de parcerias em refino e logística
A Petrobras informa que iniciou a etapa de divulgação de duas oportunidades de desinvestimento (Teasers), referentes à alienação de sua participação em refino e logística no país. O modelo prevê a criação de duas subsidiárias, uma reunindo ativos da região Nordeste e a outra reunindo ativos da região Sul. A Petrobras pretende vender 60% de sua participação acionária em cada uma dessas novas sociedades.

A subsidiária do Nordeste compreenderá as refinarias Landulpho Alves (RLAM), na Bahia, e Abreu e Lima (RNEST), em Pernambuco, bem como os ativos de logística (dutos e terminais) operados pela Transpetro e integrados a essas refinarias: 2 terminais aquaviários (Madre de Deus e Suape) e 3 terminais terrestres (Candeias, Itabuna e Jequié), 2 dutos de suprimento de petróleo, 1 poliduto e 35 dutos de derivados interligando as refinarias às bases e terminais de distribuição.

A subsidiária do Sul compreenderá as refinarias Alberto Pasqualini (REFAP), no Rio Grande do Sul, e Presidente Getúlio Vargas (REPAR), no Paraná, bem como os ativos de logística (dutos e terminais) operados pela Transpetro e integrados a essas refinarias: 4 terminais aquaviários (Paranaguá, São Francisco do Sul, Tramandaí, Niterói) e 3 terminais terrestres (Guaramirim, Itajaí e Biguaçu), 2 dutos de suprimento de petróleo, 2 polidutos e 4 dutos de derivados interligando as refinarias às bases e terminais de distribuição.

As parcerias fazem parte do reposicionamento estratégico da Petrobras nos segmentos de refino, transporte e logística em linha com o seu Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão, que prevê o estabelecimento de parcerias e desinvestimentos como uma das principais iniciativas para mitigação de riscos, agregação de valor, compartilhamento de conhecimentos, fortalecimento da governança corporativa e melhora da financiabilidade da empresa.

As oportunidades apresentadas estão em linha com o modelo proposto pela Petrobras e divulgado em 19 de abril de 2018, amplamente debatido no Seminário “Reposicionamento da Petrobras em Refino”, realizado na Fundação Getulio Vargas no Rio de Janeiro, com representantes do Ministério de Minas e Energia (MME), Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), da Indústria e da Academia.

Os dois Teasers, que contêm as principais informações sobre as oportunidades, bem como os critérios objetivos para a seleção de potenciais participantes, estão disponíveis no site da Petrobras: http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/comunicados-e-fatos-relevantes.

Além do Teaser, as principais etapas subsequentes de cada projeto de desinvestimento da companhia serão divulgadas, conforme abaixo:
• Início da fase não-vinculante (quando for o caso);
• Início da fase vinculante;
• Concessão de exclusividade para negociação (quando for o caso);
• Aprovação da transação pela alta administração (Diretoria Executiva e Conselho de Administração) e assinatura dos contratos;
• Fechamento da operação (closing).

A presente divulgação ao mercado está em consonância com a Sistemática para Desinvestimentos da Petrobras, que está alinhada ao regime especial de desinvestimento de ativos pelas sociedades de economia mista federais, previsto no Decreto 9.188/2017.

Fonte: Agencia Petrobras

3-5o Leilão do pré-sal agendado para 28 de setembro
O Ministério de Minas e Energia (MME) agendou para 28 de setembro o 5o leilão do pré-sal, que vai ofertar os dois blocos retirados da 15a rodada da ANP mais as áreas de Saturno, Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde.
A realização do leilão deve ser aprovada em reunião extraordinária do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) agendada para quarta-feira (4/5).

Os blocos S-M-534 e S-M-645 tinham bônus mínimo de R$ 3,55 bilhões na 15a rodada. E a área de Saturno, bônus fixo de R$ 1,41 bilhão. É possível, contudo, que esses números mudem, já que a prerrogativa de definir os valores nos leilões de partilha da produção é do CNPE. As áreas de Pau Brasil e Sudoeste de Tartaruga Verde não receberam ofertas no 3o e 2o leilões do pré-sal, realizados em outubro do ano passado, mas a ANP acredita que os projetos possam voltar a atrair interesse.

A 5a rodada do pré-sal faz parte de um acordo costurado pela área de Petróleo e Gás do MME, ANP e Tribunal de Contas da União (TCU) para viabilizar a concorrência depois que o TCU determinou a retirada dos blocos da 15a rodada.

As áreas que seriam ofertadas no 5o leilão do pré-sal, que era previsto para o segundo semestre de 2019, serão ofertadas no 6o leilão do pré-sal, previsto para a mesma data. A Petrobras poderá exercer preferência nas três áreas, já que os contratos serão licitados no modelo de partilha da produção.

Fonte: E&P

4-EXCESSO DE AÇÚCAR NO MERCADO INTERNACIONAL PROJETA SAFRA COM ALTA DE ETANOL E PREÇO MENOR NAS BOMBAS
O excesso de açúcar no mercado internacional e a consequente desvalorização do preço do produto indicam que a próxima safra de cana-de-açúcar no Brasil, com início em um mês, deve ser mais alcooleira do que açucareira.
O aumento da produção e da oferta de etanol, por sua vez, deve fazer o biocombustível ficar mais barato nas bombas. Pelo menos essa é a previsão dos especialistas em agronegócio até o fim do primeiro semestre, quando o preço tente a estabilizar.

Especialista em estrutura de mercado e planejamento estratégico, o consultor José Carlos de Lima Júnior explica que a expectativa é que o preço do etanol chegue a, no máximo, 70% do valor cobrado pelo litro da gasolina nos postos de combustível.

“Na verdade, é a primeira vez, desde a nova política de preços da Petrobrás, que vamos ter uma safra em que, naturalmente, com a oferta de álcool, o preço cai para o consumidor. A gente precisa considerar que o preço vai estar, vamos dizer assim, parametrizado com o preço da gasolina”, afirma.

Dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP) apontam que o volume de etanol hidratado consumido em janeiro chegou a 1,3 bilhão de litros, o maior já registrado para o primeiro mês do ano. Na comparação com o mesmo período de 2017, o crescimento é de 55%.

“O preço do açúcar não deve subir e nem cair para o produtor local. Em contrapartida, a gente vai ter uma grande oferta de álcool no mercado, que pode derrubar o preço cobrado nas bombas”, diz Lima Júnior, projetando alta no consumo.

Gerente industrial de uma usina de açúcar e etanol em Pitangueiras (SP), Nadir Nascimento Junior explica que o aumento do estoque de açúcar no mercado internacional é consequência de uma supersafra na Índia, um dos maiores produtores do mundo.

O preço do produto reduziu cerca de 30% no ano passado e continua em queda: a saca com 50 quilos de açúcar custa em média R$ 50, o menor valor em três anos. Por esse motivo, entre 15% e 20% da cana que seria destinada à produção de açúcar vai se transformar em etanol.

“Esse ano deve ser uma safra de etanol para todo mundo, porque há uma sobra muito grande de açúcar e o preço está muito baixo, não está compensando produzir”, diz o gerente. “O preço do etanol tende a se estabilizar ao longo da safra, às vezes cai até um pouco mais”, completa.

Fonte: G1

5- Quem são os possíveis compradores do refino da Petrobras
A Petrobras divulgou o teaser com as informações de venda de participação de 60% em dois grupos de ativos, um no Nordeste e um no Sul. Os empreendimentos representam 36% da capacidade de refino do país. Levando em conta a fatia posta a venda, será alienada 21,6% da capacidade de refino nacional.

De acordo com o documento, o comprador deve obrigatoriamente ser uma empresa com receita anual acima de US$ 5 bilhões e que possua ou opere ativos de produção, refino, transporte, logística ou distribuição de petróleo derivados ou investidores financeiros como fundos de investimento, bancos de investimentos, entre outros com ativos sob gestão acima de R$ 1 bilhão. O interessado pode ser uma única empresa ou grupo de empresas em consórcio.

Levantamento feito pela Brasil Energia Petróleo indica que existem mais de 50 grandes empresas petrolíferas que se encaixam nessa descrição. Entre elas estão as maiores refinadoras do mundo, como a Exxon, Shell, Sinopec, BP, CNPC, Chevron, Total, Rosneft e Repsol, todas com negócios no Brasil. Entre os fundos e bancos de investimentos há uma infinidade deles, mas chama especial atenção Mubadala, Engie, Pátria Investimentos e Macquarie, que disputam a compra da rede de gasodutos da TAG e a própria Brookfield, que levou a NTS no ano retrasado.

Ativos
Conforme antecipado ao mercado no dia 20 de abril, o cluster do Nordeste será composto por duas refinarias – Rlam e RNEST -, 770 km de oleodutos, incluindo o Orsub ligando a Rlam aos Terminais de Jequié e Itabuna; Orpene L1/14”, Orpen 12” e Orpene 8”, ligando a Rlam ao Complexo Petroquímico de Camaçari. Entre os terminais estão incluídas as instalações de Candeias (Bahia), Itabuna (Bahia), Jequié (Bahia), Madre de Deus (Bahia) e Suape (Pernambuco).
O consumo de combustível na região Nordeste vem crescendo em média de 1.76%, considerando o período de 2012 a 2016. Nesse mesmo período, o crescimento médio nacional foi de 1%.

As duas refinarias representam 19% da capacidade de refino no país. Em 2017, a Rlam processou 200 mil barris/dia, ante uma capacidade de 333 mil barris/dia. Já a RNEST processou 68 mil barris/dia de petróleo no ano passado, com uma capacidade de 130 mil barris/dia.

O cluster Sul será composto pela Refap e Repar, que representam 17% da capacidade de refino do país, com 207 mil barris/dia cada. Estão incluídos ainda 736 km de oleodutos, incluindo o Ospac, ligando a Repar aos Terminais de Guaramirim, Itajaí e Biguaçu, Olapa, ligando a refinaria ao Terminal de Paranaguá, Ospar, ligando ao Terminal São Francisco do Sul, Orsul 6’‘ e ORSUL 10”, ligando a Refap às unidades industriais de Triunfo (Braskem), Oscan 16’‘ I e Oscan 22”, ligando a Refap ao Terminal de Tramandaí.

Os terminais incluídos são Paranaguá (Paraná), São Francisco do Sul (Santa Catarina), Guaramirim (Santa Catarina), Itajaí (Santa Catarina), Biguaçu (Santa Catarina), Niterói (Rio Grande do Sul) e Tramandaí (Rio Grande do Sul).
O Cluster Sul tem previsão de crescimento estável da demanda nos próximos anos.

Fonte: Brasil Energia/ Roberto Francellino

II – INFORMAÇÕES E COMENTÁRIOS
1- Quem é e quais são os desafios do novo diretor da Petrobras
O Conselho de Administração da Petrobras elegeu o advogado Rafael Mendes Gomes como novo diretor executivo de Governança e Conformidade da companhia. Gomes substitui João Adalberto Elek Júnior, cujo mandato se encerra no próximo dia 30 de abril.

Gomes é um nome relativamente desconhecido no mercado de óleo e gás, mas seu currículo e atributos indicam que sua área de atuação nos últimos anos está coerente com o cargo. Formado pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo (USP) e pós-graduado em Direito Empresarial pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo (PUC-SP) e em Negócios na Era Digital pela Fundação Getúlio Vargas de São Paulo (FGV/SP), atuava como responsável pela área de Compliance do Chediak Advogados, além de ter sido responsável pelo programa de compliance do Walmart Brasil.

Fontes consultadas pela Brasil Energia Petróleo, embora não conhecessem o executivo, elogiaram a escolha, sobretudo pelo aparente processo seletivo conduzido para a escolha do executivo. A Petrobras afirma que Gomes foi eleito em lista tríplice de profissionais de mercado, com notório reconhecimento, pré-selecionados por meio de processo conduzido por empresa especializada em recursos humanos. Além disso, o executivo foi objeto de prévia análise pelo Comitê de Indicação, Remuneração e Sucessão do Conselho de Administração da Petrobras

O executivo assume a função em meio à incômoda – tanto para a Petrobras quanto para a indústria – lista de bloqueio cautelar, em vigor desde 2014, ainda na gestão de Graça Foster, após as primeiras revelações da Lava Jato. Outro desafio é a adequação da Petrobras à Lei das Estatais.

Atualmente, 79 empresas seguem impedidas de serem contratadas pela petroleira. Depois de quatro anos é imprescindível aos grupos envolvidos e até mesmo à Petrobras que essa questão seja solucionada em definitivo, seja para sentenciar a liberação de alguns grupos e/ou decretar o bloqueio definitivo.

Outro grande desafio do novo diretor será destravar os processos internos da companhia, engessados pelas regras de compliance adotadas na gestão de Elek, e desfazer o clima de apreensão que tomou conta da maior parte dos funcionários. Tanto dentro quanto fora da Petrobras prevalece a percepção de que o caminho crítico é a governança com foco na otimização do controle e na elaboração de um novo modelo de gestão. Não é incomum encontrar executivos da companhia que alertem para o fato de que volume de controle, não quer dizer bom controle

Em entrevista no Canal Migalhas no Youtube no ano passado, Gomes dizia que não via ainda as estatais se adequando à nova legislação e que os administradores que não se adequassem à lei ficariam sujeitos a responsabilização. Em outra entrevista, ele diz ver uma mudança de postura do empresariado brasileiro no sentindo de adotar códigos de conduta. Gomes tem ainda outras palestras e entrevistas publicadas na mesma rede nas quais trata do tema da lei anticorrupção, compliance e ética. Veja abaixo outros posicionamentos do executivo.

Elek Junior, que está de saída, assumiu o cargo em fevereiro de 2015, em meio ao ápice do escândalo descoberto pela operação Lava-Jato. Em 2017, o nome do diretor esteve envolvido numa polêmica em razão da contratação da consultoria Deloitte, sem licitação, empresa na qual sua filha disputava uma vaga de emprego. Ele foi afastado temporariamente do cargo, após advertência aplicada pela Comissão de Ética Pública da Presidência da República (CEP) mas foi reconduzido após a CEP acatar seu pedido de reconsideração.

No mercado, houve quem visse no afastamento e posterior retorno um processo de fritura do diretor. Sua gestão vinha sendo criticada pela indústria pela permanência de diversas empresas na lista de bloqueio cautelar da empresa. O desejo das empresas era que as empresas pudessem voltar a fechar negócios com a Petrobras, com a punição dos devidos culpados. Havia casos de empresas que já tinham firmado acordo de leniência, mas continuavam na lista de bloqueio cautelar.

Em meados de 2017, a Petrobras aprovou a criação do novo cargo de diretor adjunto dentro da diretoria de Governança e Conformidade para dividir as funções com Elek. O novo diretor adjunto, Paulo José Alves, passou a ser responsável pelos controles internos da companhia, que incluem investigações e denúncia.

Fonte: Brasil Energia

2-POR QUE O PREÇO DO PETRÓLEO VOLTOU AO VALOR MAIS ALTO EM 3 ANOS
O barril de petróleo chegou a US$ 75, o equivalente a R$ 261 e o maior preço em quase três anos e meio.
A mais recente alta vem com a crescente preocupação nos mercados sobre a eventual imposição de sanções econômicas ao Irã por parte dos Estados Unidos.

O preço de US$ 75 confirma uma tendência de alta que pode continuar, segundo diferentes análises.
O prazo para a renovação do acordo nuclear entre o Irã e seis potências vence em 12 de maio, e se Washington decidir se retirar do acordo, pode haver uma restrição na oferta de petróleo e os preços subirem ainda mais.
O papel do Irã é fundamental na oferta mundial de petróleo porque o país é o terceiro maior produtor da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opec).

Os avisos de Trump
O preço do “ouro negro” tem subido, na realidade, desde que no ano passado os 14 países que fazem parte da Opec – além de outros produtores como a Rússia – decidiram restringir a produção, um acordo que se estenderia até o final deste ano.

Analistas e agentes que negociam no mercado, como a Tamas Varga, corretora da empresa PVM, acreditam, no entanto, que a suposição de que Donald Trump se retirará do acordo nuclear é a principal razão por trás do aumento mais recente no preço.

“Todas as apostas indicam que os Estados Unidos não permanecerão no acordo”, diz Varga.
Trump disse que se seus aliados europeus não consertarem o que ele chama de “falhas graves” do acordo nos próximos dias, ele voltará a impor sanções ao Irã.

As outras potências signatárias do acordo com o Irã – Reino Unido, França, Alemanha, Rússia e China – querem mantê-lo por considerarem que ele conseguiu interromper o avanço do programa nuclear iraniano.
Stephen Innes, corretor que negocia petróleo na empresa Oanda, acredita que a imposição de sanções elevaria o preço para muito além de US$ 75 o barril.

Os riscos de uma escalada
Uma escalada de preços do petróleo pode afetar o crescimento da economia global, alertaram os analistas.
Um dos efeitos mais diretos que um aumento pode ter é fazer a inflação disparar, forçando os bancos centrais a aumentar as taxas de juros mais rápido do que tinham previsto.

Esse cenário significaria uma desaceleração no investimento das empresas, no gasto das pessoas e no mercado de ações.

Entidades como o JP Morgan e o Barclays aumentaram suas projeções de alta para o valor do petróleo bruto, enquanto o Morgan Stanley manifestou preocupação pelas eventuais pressões inflacionárias.

Embora a redução da produção da Opec tenha diminuído as reservas petrolíferas, os Estados Unidos compensaram parcialmente essa baixa com um aumento em sua produção, ainda que não em escala suficiente para manter o valor do hidrocarboneto.

Por outro lado, a demanda na Ásia – a região do mundo que mais consome petróleo bruto – chegou a níveis recordes, levando à abertura de refinarias na China e no Vietnã.

E são os EUA que detém praticamente nas mãos o futuro do acordo nuclear, e, assim, do preço do petróleo e do futuro da economia.

Fonte: G1

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