Preço dos combustíveis cai na 1ª semana
O preço médio da gasolina terminou em queda na primeira semana do ano. Até o dia 5 de janeiro, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) apurou queda de 0,32% no valor médio pago pelo consumidor nos postos de combustíveis. A retração representa, em valor, apenas um centavo. O preço médio apurado pela ANP no período foi de R$ 4,33.
A agência reguladora apura o preço com base na coleta com os postos de combustíveis. O valor varia conforme a região.
O óleo diesel também terminou a semana em queda: 0,28% – o que também representa corte de um centavo no preço para as distribuidoras. O combustível foi vendido em média, nos postos, a R$ 3,441, segundo a ANP.
Embora pequena, a queda da gasolina e do diesel representa uma mudança na tendência de preço dos combustíveis, que terminou o ano passado em alta.
A queda também reflete a acomodação de preços realizada pela Petrobras desde o fim do ano passado. Na semana encerrada no último sábado, a estatal havia baixado o preço da gasolina em 3,65% nas refinarias (R$ 0,05 no valor cobrado pela companhia para as distribuidoras).
A queda da gasolina não chegou ao consumidor na íntegra porque tanto postos de combustíveis quanto distribuidoras têm liberdade para fixar os preços de revenda.
A redução do preço pela Petrobras faz parte da política de preços da estatal, que leva em conta as oscilações do dólar e da cotação do petróleo no mercado internacional. Nas refinarias, a Petrobras subiu o preço do diesel nas refinarias em 2,5% (R$ 0,05) na semana passada.
Fonte: Valor Econômico
Petrobras segura preços da gasolina e do diesel pela 2ª vez seguida
Pela segunda vez consecutiva, a Petrobras anunciou manutenção no preço médio da gasolina nas refinarias. A estatal também manteve estável o valor do diesel.
Com isso, o preço médio do litro da gasolina se manterá R$ 1,4537, enquanto o diesel se manterá em R$ 1,8545, entre hoje e amanhã.
Na quinta-feira da semana passada, a estatal havia anunciado queda de 0,90% no preço médio da gasolina. 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 10,88% e o do diesel, valorização de 36,78%.
Fonte: Valor Online
Consumo de energia elétrica no Brasil cresce 1,8% em dezembro, diz CCEE
O consumo de eletricidade no Brasil em dezembro somou 63.165 megawatts médios, alta de 1,8 por cento frente ao registrado no mesmo período do ano anterior, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em boletim nesta segunda-feira.
As altas temperaturas influenciaram no consumo, que cresceu 2,4 por cento entre os consumidores atendidos pelas distribuidoras, no mercado regulado, segundo a CCEE. No mercado livre de energia, em que grandes consumidores negociam o suprimento diretamente com o fornecedor, houve alta de 0,4 por cento na comparação anual.
Fonte: Reuters
Bolívia avança para ampliar exportação de gás para quatro países
Bolívia avança para ampliar exportação de gás para quatro países
O ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informou que negocia a abertura de novos mercados e ampliação, a curto prazo, da exportação de gás natural para países da região: Brasil, Argentina, que já compram gás boliviano; Paraguai e Peru. “Temos um documento para avançar com um duto para o Paraguai, um mercado importante, de 4 milhões de metros cúbicos. Essa semana, temos uma reunião com o Ministro de Peru”.
O Ministro de Hidrocarburos explicou que também está nos planos ampliar a exportação de gás para o mercado brasileiro. Por outro lado, Sánchez confirmou que se prevê chegar a um novo acordo com a Argentina para seguir exportando gás.
Diante disso, Sánchez ratificou que a Bolívia entrará numa época de “platina”, depois de viver 13 anos e uma era “dourada” em hidrocarbonetos, e ratificou que o desafio será acentuar a exploração de hidrocarbonetos.
Fonte: La Razon
Morales corteja Bolsonaro de olho em renovação do contrato de gás
A inusitada tentativa do presidente boliviano, Evo Morales, de se aproximar do governo de Jair Bolsonaro se dá num momento-chave para a definição do futuro da relação comercial entre os dois países. No fim de 2019 vence o contrato de exportação de gás natural boliviano ao Brasil. A renovação desse contrato é vital para a Bolívia e para Morales.
No ano passado, a venda de gás ao Brasil gerou uma receita de US$ 1,54 bilhão à Bolívia, e representou 94% de tudo o que o Brasil importou da Bolívia, segundo dados do Ministério de Indústria, Comércio Exterior e Serviços (MDIC), que foi incorporado pelo novo Ministério da Economia. Em 2017, a receita com a venda de gás ao Brasil representou 3,2% do PIB da Bolívia.
A estatal boliviana YPFB pretende apresentar neste mês uma proposta de contrato a um grupo de distribuidoras de gás canalizado do Brasil. O cenário de mercado não é tão favorável quanto era 20 anos atrás. O contrato original entre os dois países foi assinado no governo de Fernando Henrique Cardoso.
As importações começaram em 1999, num contexto em que o setor de gás natural dava seus primeiros passos no Brasil.
Agora, com o aumento da produção nacional, a expectativa é que a demanda pelo gás boliviano caia nos próximos anos. O mesmo deve acontecer na Argentina, o segundo maior comprador do gás da Bolívia, que está iniciando a exploração de gás de xisto na campo de Vaca Muerta.
Segundo as projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), as importações brasileiras de gás natural devem cair para patamares próximos a 20 milhões de metros cúbicos diários (m3 /dia) a partir de 2022. O contrato atual prevê a importação de cerca de 30 milhões de m3 /dia, dos quais uma primeira parcela, de 18 milhões de m3 /dia, vence neste ano.
O canal de negociação também mudou. Se no passado os contratos eram discutidos numa relação centralizada e estatal, entre representantes dos dois governos, Petrobras e YPFB, o novo contrato deverá ser negociado de forma diferente. A
estatal brasileira já sinalizou que não se encarregará mais de importar todo o volume de gás que ela traz hoje da Bolívia e repassa às distribuidoras. Isso significa que a YPFB teve de passar a negociar diretamente com as concessionárias os novos contratos.
“A conjuntura hoje é diferente de quando estava no poder Luiz Inácio Lula da Silva ou Dilma Rousseff. Morales tem de se preocupar mais porque não está em uma situação favorável”, afirma o ex-ministro da Fazenda da Bolívia Luis Carlos
Jemio, para quem o tratamento amistoso do presidente boliviano, um expoente da esquerda na região, com um líder de extrema-direita brasileiro mostra que a Bolívia já está de olho na renegociação do contrato de gás.
Diante da proximidade do encerramento do contrato Petrobras-YPFB, as distribuidoras Sulgás (RS), SCGás (SC), Compagas (PR), MSGás (MS) e Gas Brasiliano (SP) se uniram em torno de uma chamada pública conjunta para contratar 10 milhões de m3 /dia. Elas esperam receber ainda neste mês as propostas das fornecedoras.
A YPFB já sinalizou interesse em participar, mas o preço pode mudar. O contrato atual segue uma fórmula indexada ao dólar e a uma cesta de óleos, mas uma eventual competição com outras produtoras pode trazer, para as distribuidoras brasileiras, condições contratuais melhores.
“Com a redução prevista das exportações para a Argentina, empresas que atuam na Bolívia terão volumes disponíveis e poderão buscar no Brasil um mercado para esses volumes. Todas essas companhias que atuam na Bolívia e também possuem ativos no Brasil são candidatas naturais [a participar da concorrência]”, comenta Marco Tavares, consultor da Gas Energy.
Este é o caso de produtores como a Shell, Total e Repsol, além da própria Petrobras, que também desponta como candidata natural a suprir as concessionárias.
“Vivemos inflexão nos preços internacionais do petróleo. Eventualmente podem acontecer ofertas boas na concorrência”, diz Cosme Polese, presidente da SCGás,.
O preço do gás vendido às distribuidoras é composto pela parcela do transporte e a parcela da molécula do gás em si (a commodity), que é o principal componente do preço final do gás canalizado. Segundo os dados mais atualizados do Ministério de Minas e Energia, de setembro, o custo do gás importado da Bolívia, vendido pela Petrobras para as distribuidoras, era da ordem de US$ 5,3 o milhão de BTU (unidade térmica britânica), o que equivale a 35% do preço final do gás pago pelos clientes industriais da Gas Brasiliano e a 60% da tarifa de Santa Catarina.
Tavares explica que, em função da amortização da construção do gasoduto Bolívia-Brasil, a expectativa é que também haja espaço para redução na tarifa de transporte, que é quase um quarto do preço do gás vendido pela Petrobras às distribuidoras.
Com necessidade de buscar novos mercados para o seu gás, representantes da YPFB têm visitado o Brasil atrás de novos negócios. A estatal boliviana tem interesse em entrar no setor de geração de energia no Brasil e assinou memorando de entendimentos com o grupo baiano Global para construção de uma térmica a gás em Corumbá (MS). A intenção da YPFB é se tornar sócia da usina.
“Os bolivianos entendem que o Mato Grosso do Sul é uma porta da entrada para as novas fronteiras comerciais da YPFB no Brasil”, comenta o presidente da MSGás, Rudel Trindade, que estuda formar uma joint venture com a YPFB para levar gás comprimido, via ferrovias, para o interior do Estado.
Fonte: Valor Econômico
Regaseificação no Brasil chegará a 83 milhões de m³/dia
A capacidade de regaseificação de gás natural liquefeito (GNL) no Brasil deve ter um acréscimo de 42 milhões de m³/dia nos próximos dez anos. É o que prevê o Plano Decenal de Energia 2027, que inclui em seu planejamento indicativo a conclusão de dois terminais de regaseificação: Barra dos Coqueiros, em Sergipe, e São João da Barra, no Rio de Janeiro. Esses dois terminais oferecem um excedente de capacidade, de até 24 milhões m³/dia, que ainda depende de decisão de investimento na conexão à malha integrada de transporte de gás para ser disponibilizado ao mercado.
Somando os três terminais já existentes, o país tem, atualmente, uma capacidade total de cerca de 41 milhões de m³/dia. Com esses dois novos terminais, a capacidade total chegaria a 83 milhões de m³/dia.
Cada um dos novos terminais terá uma capacidade de 21 milhões de m³/dia. Em Barra dos Coqueiros, está prevista a construção da térmica Porto de Sergipe I, enquanto no Porto do Açu, o terminal abastecerá, inicialmente, as usinas GNA I e GNA II.
Cada termelétrica vinculada à esses terminais deve consumir a 6 milhões de m³/dia, o que dá ao mercado a possibilidade de um excedente de 24 milhões de m³/dia.
No entanto, para disponibilizar esse potencial ao mercado, é necessária a construção de um gasoduto de transporte de 20 km no Sergipe e outro de 40 km, em São João da Barra.
Fonte: Brasil Energia
Produção de petróleo e gás cai em novembro devido a paradas para manutenção
Em novembro de 2018, a produção de petróleo e gás no Brasil foi de 3,274 milhões de barris de óleo equivalente por dia, uma redução de 2,3% em relação ao mês anterior. A queda se deve principalmente à realização de paradas para manutenção no FPSO Cidade de Ilhabela, no campo de Sapinhoá (Bacia de Santos) e nas plataformas P-18 e P-37, no campo de Marlim (Bacia de Campos).
A produção de petróleo no período foi de 2,567 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 1,8% na comparação com o mês anterior e de 1,1% se comparada com novembro de 2017.
Já a produção de gás natural do Brasil foi de 112 milhões de m³ de gás natural por dia, uma redução de 4% em comparação ao mês anterior e de 0,9%, se comparada com o mesmo mês de 2017.
Os dados de produção de novembro estão disponíveis na página do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural.
Pré-sal
A produção do pré-sal em novembro totalizou 1,817 milhão de boe/d, uma redução de 1,3% em relação ao mês anterior. Foram produzidos 1,45 milhão de barris de petróleo por dia e 58,4 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 86 poços. A participação do pré-sal na produção total nacional em novembro foi de 55,5%.
Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.
Aproveitamento do gás natural
O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de novembro alcançou 96,3% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 59,6 milhões de metros cúbicos por dia.
A queima de gás totalizou 4,2 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 39,7% se comparada ao mês anterior e de 18,1% em relação ao mesmo mês em 2017. O principal motivo para o aumento da queima foi o início do comissionamento da plataforma P-75, operando no campo de Búzios.
Campos produtores
O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 903 mil bbl/d de petróleo e 38,2 milhões de m3/d de gás natural. Os campos marítimos produziram 95,8% do petróleo e 81% do gás natural. A produção ocorreu em 7.325 poços, sendo 704 marítimos e 6.621 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,7% do petróleo e gás natural.
Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.113. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 77.
A Plataforma FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula por meio de seis poços a ela interligados, produziu 150,6 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo. A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 38 poços a ela interligados, produziu 8,2 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.
Outras informações
Em novembro de 2018, 302 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e três de partilha, operadas por 29 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 76 são marítimas e 230 terrestres. Do total das áreas produtoras, dez são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.
O grau API médio foi de 27,3, sendo 39,6% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 47,3% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 13,1% óleo pesado (<22 API).
As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 111,9 mil boe/d, sendo 88,1 mil bbl/d de petróleo e 3,8 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 106,3 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 5,6 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 367 boe/d em Alagoas, 3.424 boe/d na Bahia, 21 boe/d no Espírito Santo, 1.541 boe/d no Rio Grande do Norte e 207 boe/d em Sergipe.
Fonte: ANP
Produção de gás destina 53% do total para mercado interno
Após recorde em outubro, disponibilidade ao mercado chega a 59,6 milhões de m³/dia
Após ter registrado recorde de 65,2 milhões de m³/dia de gás natural disponibilizado ao mercado consumidor em outubro, o montante do hidrocarboneto destinado a este mercado recuou em novembro, alcançando 59,6 milhões de m³/dia, redução de 4% na comparação com o mês anterior. Em parte, o desempenho foi influenciado pela manutenção de algumas plataformas de produção no período, segundo dados divulgados pela ANP nesta quinta-feira (3/1).
A produção nacional total de gás chegou a 112 milhões de m³/dia no penúltimo mês de 2018. Deste total, 53% foi destinado ao mercado, enquanto 31% foi reinjetado nos poços produtores e 12% ficou para o consumo interno das plataformas.
Do total disponível, a Bacia de Santos foi a que destinou a maior parte, com 28,7 milhões de m³/dia, seguido pela Bacia de Campos, com 11,8 milhões de m³/dia. As bacias de Solimões (AM) e Camamu (BA) ficaram responsáveis por 5,7 milhões de m³/dia e por 5,1 milhões de m³/dia, respectivamente.
Fonte: Brasil Energia
Produção nacional de petróleo cai 1,8% em novembro, diz ANP
A produção nacional de petróleo caiu 1,8% em novembro de 2018, ante outubro, informou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Ao todo, foram produzidos, em média, 2,567 milhões de barris diários no mês retrasado, o que representa uma queda de 1,1% frente a novembro de 2017.
A ANP atribuiu a queda, principalmente, à realização de paradas para manutenção nas plataformas Cidade de Ilhabela, no campo de Sapinhoá (Bacia de Santos), e na P-18 e P-37, no campo de Marlim (Bacia de Campos).
Já a produção média de gás natural do Brasil totalizou 112 milhões de metros cúbicos diários (m3/dia) em novembro, uma redução de 4% ante outubro e de 0,9% frente a novembro de 2017.
O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de novembro alcançou 96,3% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 59,6 milhões de m3/dia.
Já a queima totalizou 4,2 milhões de m3/dia, um aumento de 39,7% se comparada ao mês anterior e de 18,1% em relação a novembro de 2017.
O principal motivo para o aumento da queima foi o início do comissionamento da plataforma P-75, operando no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos.
A produção total de óleo e gás, por sua vez, caiu 2,3% ante outubro, para uma média de 3,274 milhões de barris de óleo equivalente por dia (BOE/dia). O pré-sal respondeu por 55,5% desse volume produzido.
Ao todo, a produção do pré-sal totalizou 1,817 milhão de BOE/dia, o que representa uma redução de 1,3% em relação a outubro. Foram produzidos 1,45 milhão de barris de petróleo por dia e 58,4 milhões de m3/dia de gás natural.
O maior campo produtor do país, Lula (pré-sal da Bacia de Santos), produziu, sozinho, 903 mil barris/dia de petróleo, cerca de 35% da produção nacional.
Fonte: Valor Online
Preço da gasolina acumula alta de 5,98% em 2018
O preço médio da gasolina fechou em alta para o consumidor final em 2018. Embora os valores cobrados pela Petrobras nas refinarias tenham recuado, o preço médio nas bombas acumulou alta de 5,98%.
Segundo levamento da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), no início do ano, os consumidores pagavam, em média, R$ 4,151 pelo litro do combustível nos postos. Na última semana de dezembro, o litro custava R$ 4,344.
Considerando apenas valores correntes –sem correção monetária pela inflação–, é o maior patamar registrado para o período. A ANP divulga dados desde 2004, quando o preço médio era de R$ 2,302.
Os valores da gasolina representam uma média dos preços coletados em postos pela ANP e variam de acordo com a região.
QUEDA NOS PREÇOS NAS REFINARIAS
A alta vem em meio ao recuo do preço do combustível nas refinarias da Petrobras. O litro da gasolina fechou o ano a R$ 1,508. Em fevereiro, quando a petroleira passou a anunciar os reajustes em valores, o litro custava R$ 1,573.
Os cortes fazem parte da política de preços da Petrobras. Desde julho de 2017, a petroleira reajusta os valores de acordo com as cotações de câmbio e do barril do petróleo no mercado internacional, o que pode variar diariamente.
Segundo a Petrobras, o preço nas refinarias representa 27% do valor pago pelos consumidores.
A petroleira destaca que o repasse ou não dos reajustes para o consumidor final depende dos postos. Em novembro, a ANP pediu que as principais distribuidoras de combustíveis esclarecessem por que a redução do preço da gasolina nas refinarias não é repassada para o consumidor final.
Fonte: Poder 360