Queda de preços do GNL beneficia diretamente o Brasil
Preços mais competitivos dão poder de barganha maior diante da renegociação do contrato de importação da Bolívia
A nova projeção de preços do GNL pode beneficiar o Brasil. Isto porque o país deve manter elevados os níveis de compras do combustível frente a um quadro de menor disponibilidade do gás proveniente da Bolívia e a uma eventual repetição de um cenário hidrológico adverso, como ocorreu no ano passado, obrigando o despacho de termelétricas para dar conta da demanda de energia. A afirmação é do diretor analista de Gás e GNL para América Latina do escritório Wood Mackenzie, Mauro Chavez.
O executivo explicou à Brasil Energia que o contexto mundial de queda nos preços do produto vendido no mercado spot da Ásia poderá fazer com que o combustível aporte nos terminais brasileiros a um valor entre US$ 6 a US$ por milhão de BTU, bem abaixo dos valores de setembro, quando o país importou gás liquefeito a US$ 11/milhão de BTU. No total de 2018, o país importou 2 milhões de toneladas do produto.
Para os próximos anos, devem entrar em operação as termelétricas Porto de Sergipe e as usinas do Porto do Açu – GNA I e GNA II – que demandarão mais gás liquefeito e ajudarão a manter os preços baixos.
Além disso, os valores mais baixos do gás liquefeito darão maior poder de barganha às distribuidoras na renegociação de contratos de compra com a Petrobras e ao país na renovação do contrato de importação da Bolívia.
Relatório da Wood Mackenzie divulgado ontem apontou que os preços do GNL no mercado spot asiático devem chegar a US$ 8,50 por milhão de BTU, com o esfriamento da demanda por parte da China e fazendo com que alguns países da Europa absorvam a grande oferta disponível.
A expectativa é que a entrada em operação dos novos projetos de liquefação em 2019 adicionem mais 60 milhões de toneladas por ano (mmtpa) de GNL ao mercado internacional. Em 2018, diz o estudo, foram adicionados 21 mmtpa e, em 2025, 45 mmtpa.
Fonte: Brasil Energia
Engie acredita em retomar processo de compra da TAG
A Engie Brasil Energia (EBE) espera retomar neste ano as negociações com a Petrobras para a aquisição da Transportadora Associada de Gás (TAG), subsidiária da estatal dona de uma rede de gasodutos de aproximadamente 4,5 mil km de extensão nas regiões Norte e Nordeste do país.
“Muito provavelmente esperamos retomar com a Petrobras a discussão”, disse o presidente da EBE, Eduardo Sattamini, ao Valor.
A holding Engie do Brasil e a EBE apresentaram a melhor oferta no processo de venda da TAG. As duas empresas estavam tratando da negociação de termos e condições de contrato com a Petrobras, quando a operação foi suspensa por liminar do ministro do Supremo Tribunal Federal (STF) Ricardo Lewandowski, em julho, que proíbe estatais de venderem subsidiárias sem aprovação do Legislativo.
Negociação foi suspensa em julho por liminar do ministro do Supremo Tribunal Federal (STF) Ricardo Lewandowski Caso os impedimentos judiciais sejam solucionados, ao fim do processo de negociação do contrato, será dado conhecimento do assunto aos demais ofertantes do processo de venda da TAG. Eles terão oportunidade de fazer novos
lances pelo negócio, com base nos novos termos negociados entre Petrobras e Engie, dentro de um prazo a ser estipulado pela petroleira.
De acordo com estimativas de mercado, a Petrobras pode arrecadar entre US$ 8 bilhões e US$ 9 bilhões com a venda. A TAG é um dos principais projetos do plano de desinvestimentos da estatal, que prevê levantar R$ 26,9 bilhões com venda de ativos entre 2019 e 2023.
Segundo Sattamini, além da TAG, a EBE está atenta a novas oportunidades de aquisições no setor elétrico neste ano. “A TAG já está tomando atenção grande. Obviamente que, se fecharmos [a compra da TAG], vamos precisar de um grupo que vai assumir a companhia. E aí vamos estar com a área de desenvolvimento olhando novas oportunidades, sejam elas ‘greenfields’ de linhas de transmissão e usinas ou ‘brownfield’, ou seja linhas de transmissão ou usinas de terceiros que sejam vendidas”.
O executivo também disse esperar para fevereiro a aprovação no Congresso do projeto de lei (PL) que prevê a solução para o problema do risco hidrológico (GSF), que ainda gera inadimplência de R$ 7 bilhões nas liquidações do mercado de curto prazo. O PL já passou pelo Senado. Caso seja aprovado na Câmara, restará somente a sanção presidencial.
A ideia central do PL é propor às geradoras abrirem mão das liminares que possuem contra as despesas do GSF. Em contrapartida, elas podem diluir as despesas em extensão do prazo de concessão das usinas.
“O que nós escutamos e conversamos com os potenciais assessores do ministro [de Minas e Energia, Bento Albuquerque] é que ele deve ir nessa direção. É a maneira mais fácil, já está pronta [a solução]. Já tem um PL em votação. É uma questão de retomar a votação no Congresso no início de fevereiro”, afirmou Sattamini.
O executivo, que esteve na cerimônia de posse do novo ministro, na semana passada, em Brasília, pretende futuramente fazer uma visita institucional a Albuquerque.
Na última semana, a EBE recebeu autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para operar comercialmente o primeiro parque do complexo eólico de Umburanas Fase I (BA), adquirido da Renova Energia, em 2017, por R$ 15 milhões.
Situado a 420 km de Salvador, o primeiro parque possui 22,5 megawatts (MW) de capacidade. O complexo terá potência instalada de 360 MW. A expectativa é que o empreendimento seja concluído até o fim do primeiro semestre.
Em 2019, a EBE prevê investir cerca de R$ 2,4 bilhões nos projetos já com contrato de concessão de geração e transmissão.
O valor é 35% inferior ao aportado no ano passado, de R$ 3,7 bilhões. Os principais projetos em andamento são Umburanas, o complexo eólico Campo Largo II, de 360 MW, também na Bahia, as termelétricas a carvão Pampa I e II, em Candiota (RS), e um conjunto de linhas de transmissão, de mais de 1 mil km no Paraná.
Segundo Sattamini, o valor de investimentos neste ano pode aumentar, caso a companhia feche novas aquisições de empresas e projetos.
Fonte: Valor Econômico
Hora de sair da caverna
Neste artigo, o diretor do CBIE, Adriano Pires, afirma que o Brasil, temos o hábito de criar mitos e, com isso, viver acorrentados na caverna sem querer ter acesso à luz da verdade. Criamos em profusão falsas realidades: políticas, religiosas, artísticas e mitos econômicos que, ao longo da história, vêm causando enormes prejuízos à sociedade brasileira. No setor de energia convivemos com uma grande quantidade de mitos e ilusões que se transformaram em verdade e têm custado muito caro para a sociedade.
O “mito da caverna” faz parte da obra “A República”, do filósofo grego Platão.
Nesta metáfora, Platão nos convida a imaginar uma caverna onde nasceram, cresceram e vivem seres humanos. Durante toda a vida, permaneceram no interior da caverna, nunca saíram e vivem acorrentados com as costas voltadas para a sua entrada. Fora da caverna, existe a realidade do mundo exterior. Os homens desse mundo mantêm uma fogueira e transportam ao redor da luz do fogo imagens de objetos e seres, que têm as suas sombras projetadas na parede da caverna, onde os prisioneiros ficam observando. Os seres humanos acorrentados veem as sombras e pensam que elas são a realidade.
Platão pede que imaginemos a fuga de um dos seres humanos acorrentados na caverna para o mundo exterior. O fugitivo descobre que as sombras que antes via vinham de homens como ele e descobre a beleza da natureza que existe do lado de fora da caverna.
Platão discursa então sobre o que esse homem fará com essa nova realidade e o que poderá acontecer se ele resolver voltar para a caverna, contando aos outros que a vida que estão vivendo é, na realidade, um engano.
Platão nos remete a um dilema vivido por muitas sociedades. O aprisionamento num mundo atrasado de ilusões, preso em crenças e mitos errôneos, preconceitos, ideias falsas, assim como os homens na caverna.
No Brasil, temos o hábito de criar mitos e, com isso, viver acorrentados na caverna sem querer ter acesso à luz da verdade.
Criamos em profusão falsas realidades: políticas, religiosas, artísticas e mitos econômicos que, ao longo da história, vêm causando enormes prejuízos à sociedade brasileira.
No setor de energia convivemos com uma grande quantidade de mitos e ilusões que se transformaram em verdade e têm custado muito caro para a sociedade.
O mito mais antigo é o do “Petróleo é nosso”. Como sabemos, principalmente, após a Lava-Jato, o petróleo nunca foi nosso, e sim de grupos políticos, sindicatos, corporações e privilegiados que só sobrevivem à sombra do governo e das empresas estatais. Daí a importância das privatizações. Ainda na área do petróleo, outro mito é achar que no Brasil a gasolina e o diesel deveriam ser baratos pelo fato de sermos produtores de petróleo. Grande ilusão! Os derivados de petróleo são commodities; portanto, têm seus preços guiados pelo mercado internacional. Na realidade, os elevados preços no Brasil são fruto da alta carga tributária, e não culpa das refinarias, distribuidoras e postos de revenda.
Um mito que tem sido alardeado recentemente é sobre o papel das distribuidoras, tanto de energia elétrica e gás natural quanto as de combustíveis líquidos. A tese que sustenta o mito é a de que as distribuidoras são apenas atravessadoras e só servem para aumentar o preço ao consumidor. No caso das distribuidoras de energia elétrica e de gás natural, é preciso entender que essas empresas atuam num segmento onde existe o chamado monopólio natural e que têm seus investimentos remunerados através de tarifas para movimentar elétrons e moléculas de gás, não vendendo energia elétrica e gás natural. Como atuam em segmento de monopólio natural, as tarifas são fixadas por agências reguladoras. Sem os investimentos em redes de distribuição, a energia elétrica e o gás chegariam mais caros ao consumidor, ou não estariam disponíveis para menores consumidores, como os residenciais.
No caso das distribuidoras de combustíveis, elas são responsáveis pela logística, garantia de suprimento e a qualidade do produto entregue ao consumidor. Recentemente, vem se discutindo a ilusão de que venda direta de etanol das usinas aos postos reduziria o preço para o consumidor. Além de não reduzir o preço, a venda direta de etanol pode trazer graves consequências, como piora na qualidade, desabastecimento e aumento de sonegação.
É preciso que o novo governo desacorrente e ajude a sociedade brasileira a sair do mundo atrasado de ilusões, presa em crenças e mitos. Não podemos perder essa oportunidade de, definitivamente, sairmos da caverna.
Fonte: O Globo / Artigo Adriano Pires
BR Distribuidora inicia venda da CDGN Logística
A BR Distribuidora iniciou a etapa de divulgação da oportunidade de desinvestimento (Teaser) referente ao processo de alienação da totalidade de sua participação societária na empresa CDGN Logística (49%), mostra um comunicado enviado ao mercado na noite desta segunda-feira (7).
A CDGN, tem por objetivo a prestação de serviços de tratamento, compressão, liquefação, transporte, descompressão, regaseificação e comercialização de gás natural, metano, gás carbônico (CO2) e biogás, comprimido ou liquefeito e transporte. A sede da companhia está localizada na cidade do Rio de Janeiro.
As ofertas serão feitas para a totalidade da participação.
Fonte: Money Times
Petrobras reduz em 1,3% preço de gasolina e mantém preço do diesel
Após manter inalterado por duas vezes consecutivas, a Petrobras anunciou ontem redução de 1,3% no preço médio da gasolina nas refinarias.
Hoje, a empresa também anunciou estabilidade no valor do diesel. Com isso, o preço médio do litro da gasolina passará de R$ 1,4537 para R$ 1,4337 entre hoje e amanhã, enquanto o diesel se manterá em R$ 1,8545.
O diesel se mantém estável desde 1º de janeiro, quando subiu 2,52%. A alta no diesel no primeiro dia do ano aconteceu depois do fim do programa de subvenção do diesel instituído pela União.
O programa de subvenção ao diesel havia sido criado pelo governo após a greve dos caminhoneiros, no fim de maio. Uma das principais reivindicações da categoria era redução no preço do combustível.
A Petrobras adota novo formato na política de ajuste de preços desde 3 de julho de 2017. Pela nova metodologia, os reajustes acontecem com maior periodicidade, inclusive diariamente.
Em março de 2018, a empresa mudou sua forma de reajustes, e passou a divulgar preços do litro da gasolina e do diesel vendidos pela companhia nas refinarias — e não mais os percentuais de reajuste.
Desde o início da nova metodologia, o preço da gasolina comercializada nas refinarias acumula alta de 9,44% e o do diesel, valorização de 36,78%.
Fonte: Valor Online
Petróleo fecha em alta pelo 7º pregão seguido
Os preços do petróleo subiram na terça-feira (8) pelo sétimo pregão consecutivo, alcançando máximas não vistas em cerca de três semanas. A melhora do apetite por risco nos mercados financeiros ajudou a dar suporte aos contratos de petróleo hoje.
Em Nova York, o petróleo WTI (fevereiro) fechou em alta de 2,60%, a US$ 49,78 o barril. Na máxima, foi a US$ 49,95, pico desde 17 de dezembro do ano passado (US$ 51,87). Em Londres, o Brent (março) ganhou 2,42%, a US$ 58,72 o barril. Na máxima intradiária, bateu US$ 58,87, perto da marca de segunda (7), quando o preço do barril foi a US$ 58,92, maior valor desde 18 de dezembro (US$ 59,24).
Maior exportador mundial de petróleo bruto, a Arábia Saudita está planejando cortar as exportações para cerca de 7,1 milhões de barris por dia até o final de janeiro, numa queda de 800 mil barris por dia em relação aos níveis de novembro, informou o “Wall Street Journal” na segunda-feira. A medida é parte de um esforço para elevar os preços do Brent para acima de US$ 80 por barril, com o intuito de que o reino possa atender melhor suas necessidades orçamentárias.
A perspectiva de menor oferta é uma reviravolta em relação ao período entre outubro e dezembro, quando temores de que a Arábia e outros grandes produtores estavam mantendo o ritmo de produção de petróleo empurraram os preços da matéria-prima ao pior trimestre em quatro anos.
A resposta positiva do mercado às notícias recentes de corte de produção é um sinal de que os investidores de petróleo estão “voltando a se concentrar em variáveis de fundamento”, como oferta, em vez de responderem apenas a questões macroeconômicas, diz Harry Tchilinguirian, diretor global de estratégia de mercado de commodities do BNP Paribas.
Além disso, a Opep e aliados, estes liderados pela Rússia, já haviam concordado, no fim do ano passado, com o corte de 1,2 milhão de barris por dia neste primeiro semestre, num esforço para absorver o excesso de oferta.
O mercado provavelmente terá uma noção melhor da “coesão geral do grupo de produtores” e da efetividade dos cortes na produção até o fim de janeiro, acrescenta Tchilinguirian, do BNP Paribas.
Fonte: Valor Online
Copergás: Olinda ganha os primeiros gasodutos
Uma nova opção energética chega à Olinda. A cidade patrimônio cultural da humanidade recebe os primeiros quilômetros de gasodutos destinados ao abastecimento de residências, estabelecimentos comerciais e postos de GNV (gás natural veicular). A implantação da rede de distribuição do gás natural faz parte do projeto de expansão desenvolvimento pela Copergás – Companhia Pernambucana de Gás, na Região Metropolitana do Recife. Com 3,4 km de dutos instalados, os bairros de Casa Caiada e Bairro Novo são, inicialmente, os primeiros beneficiados.
De acordo com a Gerência de Engenharia da Copergás, a previsão é de concluir toda a obra em maio deste ano, totalizando 13,3 km de tubulação. Para instalação da nova rede a Copergás vai investir em torno de R$ 4,0 milhões, que contribuem para o crescimento do uso do gás natural, uma vez que vai habilitar a cidade ao fornecimento do produto para um mercado potencial de 2,4 mil unidades residenciais e 30 pontos comerciais. A estimativa inicial de consumo do energético no município chega a 1,35 mil metros cúbicos/dia, sendo 750 para o segmento comercial e 600 destinados ao residencial.
De acordo com o coordenador de Engenharia da Copergás, Roberto Zanella, a execução atende a todas as normas de segurança e os trabalhos ocorrem no período noturno ou mesmo diurno, dependendo da liberação do órgão de trânsito, para evitar interferências no tráfego de veículos nas vias. “Executamos os serviços no período noturno ou diurno, e ao fim dos mesmos, o trecho é recomposto provisoriamente e sinalizado para impactar o mínimo o transito de veículos”. Ele explica também, que outro diferencial é a utilização do MND (Método Não Destrutivo), que consiste em introduzir os tubos por baixo do pavimento, sem a necessidade de abrir valas nas ruas.
Além do município de Olinda, a expansão da rede de gasodutos na Região Metropolitana do Recife abrange, principalmente, os bairros da zona norte da Capital. São 95,6 km de extensão total, que somam investimentos acima de R$ 36 milhões. Com o avanço da rede 26 bairros que anteriormente não recebiam gás natural passam a contar com a oferta do produto.
O gerente de comercialização do segmento residencial e comercial da Copergás, Anderson Andrade, explica que o uso do gás natural, permite reduzir o tráfego de caminhões, por não ser necessário reabastecimento de centrais ou até mesmo no transporte do gás de botijão. Ainda confere maior segurança por ser um produto mais leve que o ar, e, “ocorrendo vazamentos, é dissipado rapidamente, o que reduz a possibilidade de acidentes”, detalha.
Além de possibilitar o fornecimento do gás natural canalizado para prédios residenciais e comerciais, como clínicas, academias, hotéis, restaurantes, lanchonetes e para postos de gás veicular, a chegada do gás natural, traz condições econômicas mais adequadas para os consumidores. Visando esclarecer a população com relação às obras e seus benefícios, antes do início de cada intervenção, equipes identificadas visitam as localidades onde haverá trabalhos para avisar do início e levar informações gerais sobre o gás natural. Além disso, a Copergás mantem canais abertos à população, como os telefones 0800 281 2002 e o e-mail sac@copergas.com.br.
Fonte: Copergás / Comunicação
Nova sede da Bahiagás em Jequié entra em funcionamento
Já está em funcionamento a nova sede da Bahiagás, localizada na cidade de Jequié. Com uma estrutura moderna e bem equipada, a unidade conta com serviço disponível de segunda a sexta-feira, das 7h às 17h30, e aos sábados, das 8h às 12h.
A nova sede da Bahiagás está localizada em uma cidade estratégica para a construção do primeiro trecho do Gás Sudoeste (de Ipiaú a Jequié) e para o atendimento à demanda local quando o gasoduto estiver em funcionamento. O empreendimento será o maior duto de distribuição do Norte-Nordeste e segundo maior do Brasil. A previsão de conclusão da obra é em 2021.
Fonte: Bahiagás / Comunicação
Bolívia planeja ampliar vendas de gás ao Brasil
País deve entrar em chamada pública coordenada pelas distribuidoras do hidrocarboneto localizadas no Centro-Sul brasileiro
A Bolívia pretende ampliar a exportação de gás natural ao Brasil ao incluir em sua carteira de clientes empresas privadas, além do próprio acordo de fornecimento com a Petrobras. A afirmação foi feita nesta segunda-feira (7/1) pelo ministro boliviano dos Hidrocarbonetos, Luiz Alberto Sanchez, que preferiu não citar nomes das possíveis empresas que farão parte do portfólio boliviano.
As distribuidoras de gás natural localizadas no Centro-Sul brasileiro podem ser esses novos clientes. Isto porque está marcada para meados deste mês uma reunião entre os presidente das distribuidoras, o ministro boliviano e outros representantes da estatal de gás, YPFB.
Atualmente, a Bolívia vende ao Brasil aproximadamente 30 milhões de m³/dia de gás. Recentemente, os bolivianos fecharam acordos para fornecimento do hidrocarboneto para o Mato Grosso do Sul – com possibilidade de entrarem como sócios em uma termelétrica -, para o Mato Grosso e ainda para a Shell Brasil.
Além do Brasil e da Bolívia, Sanchez confirmou que estão nos planos bolivianos a venda de gás para o Peru e ao Paraguai. Com este último, deverá ser construído um duto de transporte com capacidade de 4 milhões de m³/dia
Fonte: Brasil Energia
Tendência de preços do GNL em 2019
Relatório da Wood Mackenzie prevê preço no mercado spot em US$ 8,50 por milhão de BTU
O preço do gás natural liquefeito (GNL) no mercado internacional deve cair nos próximos meses. Relatório da consultoria Wood Mackenzie aponta que o preço do GNL no mercado spot asiático pode alcançar uma média de US$ 8,50 por milhão de BTU, contra US$ 10,30 por milhão de BTU praticados no ano passado. Os preços podem cair ainda mais se o fim do inverno europeu for menos rigoroso do que o esperado.
Isso deve acontecer graças ao aumento das compras do produto na Europa, compensando, assim, a queda no ritmo da demanda pelos países asiáticos, em especial da China, aliado a um cenário de entrada recorde de nova capacidade de regaseificação. A expectativa é que a entrada em operação dos novos projetos de liquefação em 2019 adicionem mais 60 milhões de toneladas por ano (mmtpa) de GNL ao mercado internacional. em 2018, diz o estudo, foram adicionados 21 mmtpa e, em 2005, 45 mmtpa.
Embora ainda seja responsável pelo maior volume de compra de GNL no mundo, a China deve diminuir sua demanda ao longo deste ano, fruto da desaceleração da economia chinesa a partir deste ano. A tendência é que a demanda chinesa deverá crescer em torno de 20% ao ano, metade do registrado até o ano passado – entre 40% a 45% ao ano.
Um estudo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), por sua vez, indica um aumento da demanda por GNL a uma taxa de 4% ao ano, até 2027. O volume estimado é maior do que o previsto para o gás natural, que deverá ter elevação de 2% ao ano no mesmo horizonte. Apesar da previsão otimista em termos de demanda, a oferta, entretanto, não está garantida, podendo haver uma lacuna para o atendimento da demanda já a partir de 2022, ocasionada pela necessidade da entrada de novos projetos.
Ao contrário do relatório da Wood Mackenzie, o órgão planejador brasileiro estimou uma elevação da demanda chinesa em torno de 40% ao ano.
Fonte: Brasil Energia
