NTS, empresa de óleo e gás criada pela Petrobras, pede registro na CVM
A Nova Transportadora do Sudeste (NTS), empresa que transporta óleo e gás, protocolou, na Comissão de Valores Mobiliários (CVM), pedido de registro de companhia aberta na categoria “B” — que não pode emitir títulos conversíveis em ações, como debêntures, negociados em mercados regulamentados, seja em bolsa ou em mercado de balcão. A solicitação está em análise pela autarquia.
Em fato relevante publicado pela NTS em seu site, a companhia esclarece que, uma vez aprovado o pedido de registro pela CVM, passará a ser companhia aberta categoria “B” e estará autorizada a negociar valores mobiliários em mercados regulamentados no Brasil, além de estar sujeita ao cumprimento das obrigações de emissores categoria “B”.
A NTS foi criada a partir de um Termo de Compromisso assinado com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no qual a Petrobras se comprometeu a reestruturar a Transportadora Associada de Gás (TAG) e suas subsidiárias integrais, de forma a criar uma transportadora de gás natural no sudeste do Brasil (NTS) e outra no Norte-Nordeste (NTN).
Em 04 de abril de 2017, a Petrobras finalizou a operação de venda de 90% das ações da companhia na NTS para o Nova Infraestrutura Fundo de Investimentos em Participações (FIP), gerido pela Brookfield Brasil Asset Management Investimentos, entidade afiliada à Brookfield Asset Management. Na mesma data, o FIP realizou a venda de parte de suas ações na NTS para a Itaúsa.
Segundo apurado pelo Valor, a Petrobras talvez precise se desfazer de seus 10% remanescentes na NTS, caso a ANP aprove uma medida que proíba empresas transportadoras de gás e petróleo de terem vínculo societário com o cliente do gasoduto (o carregador que contrata a capacidade do duto e que pode ser desde uma produtora de gás até uma distribuidora ou comercializadora). O objetivo dessa proposta seria de flexibilizar o setor petrolífero.
O diretor de Relações com Investidores (RI) da NTS é Flávio Mendonça Leal, segundo dados da CVM.
Fonte: Valor Online
Petrobras aumenta diesel em 2,52% após fim do programa de subvenção
A Petrobras anunciou hoje uma alta de 2,52% no preço médio do diesel comercializado nas refinarias a partir de amanhã. Segundo a empresa, essa alta se deve ao fim do programa de subvenção do diesel instituído pela União.
Com a alta de hoje, o preço médio do litro do combustível passará de R$ 1,8088 para R$ 1,8545.
Segundo a empresa, o novo preço é inferior em 11,75% ao de 31 de maio de 2018, de R$ 2,1016, o último antes do início do programa governamental de subsídio. “Esta alteração é consequência da variação do câmbio e do preço internacional do diesel no período”, diz a nota divulgada pela estatal.
A empresa acrescenta que este preço médio do diesel informado hoje também é R$ 0,1771 menor, representando redução de 8,7%, em relação ao primeiro valor estabelecido no âmbito da subvenção, que foi de R$ 2,0316, praticado em 1º de junho de 2018.
Além disso, com o ajuste anunciado hoje, há uma queda de 2,1% em 12 meses no preço médio do diesel comercializado pela Petrobras.
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.
De acordo com a empresa, o valor que a Petrobras cobra em suas refinarias considera as cotações internacionais do combustível e do câmbio, entre outros fatores. A petroleira ressalta ainda que esse preço representa cerca de metade do valor do diesel vendido nos postos, já que, no preço final ao consumidor, são adicionados os tributos, o custo do biodiesel e as margens de distribuidoras e revendedores.
A Petrobras não anunciou reajustes para a gasolina, cujo valor médio do litro vendido nas refinarias se mantém em R$ 1,5087 desde o dia 28.
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 15,03% e o do diesel, valorização de 36,78%.
Fonte: Valor Online
Israel espera apoio do Brasil para explorar gás no Mediterrâneo
O governo israelense espera que os primeiros resultados da aproximação com o Brasil apareçam já na visita do presidente eleito, Jair Bolsonaro, a Israel no primeiro trimestre de 2019.
A expectativa é que a viagem renda um primeiro acordo de parcerias entre os dois países. As áreas de interesse foram discutidas entre Bolsonaro e o premiê israelense, Binyamin Netanyahu, em reunião na sexta (28), no Rio. Primeiro premiê de Israel em exercício a visitar o Brasil, Netanyahu veio ao país para a posse do presidente eleito, na terça (1º). Netanyahu pediu ao Brasil apoio na exploração de reservas de gás natural em águas profundas no mar Mediterrâneo. Com descobertas recentes de reservas, o país busca investimentos estrangeiros.
A Petrobras, porém, reviu nos últimos anos sua estratégia para operações no exterior, reduzindo sua presença em outros países para focar na exploração do pré-sal na costa brasileira. Israel tem ainda interesse de abrir no Brasil mercado para tecnologias ligadas ao fornecimento de água, ao agronegócio e para segurança pública.
Fonte: Folha de S.Paulo
Petróleo sobe na última sessão de um ano bastante negativo
Os preços do petróleo subiram na última sessão de um ano bastante negativo, pressionados pelos receios dos investidores com a desaceleração do crescimento econômico global e com a perspectiva da queda da demanda por petróleo.
O petróleo WTI para fevereiro fechou a sessão em leve alta de 0,17%, a US$ 45,41 por barril em Nova York, enquanto o Brent para março subiu 1,10%, a US$ 53,80 por barril na ICE, em Londres. Ambos os benchmarks do petróleo encerram o ano com fortes perdas, de 19,25% e 10,20%, respectivamente.
Quase todas as perdas do ano para o petróleo aconteceram no último trimestre do ano, com o WTI caindo cerca de 40% em relação ao pico do ano, alcançado em outubro (de US$ 76,41 por barril), anotando a maior queda trimestral desde o quarto trimestre de 2014.
“Elementos negativos empurrando os preços para baixo incluem as isenções dadas a alguns países às sanções contra o Irã, as disputas tarifárias entre os EUA e a China, falta de clareza sobre a adesão aos cortes de produção [da Opep e aliados], receios com a queda da demanda global, assim como a desaceleração econômica nos EUA e o aumento da produção americana”, disse analistas da Drillinginfo.
A demanda por petróleo será acompanhada especialmente de perto pelos investidores, com receios de que uma desaceleração da economia global se traduza em uma queda acima do esperado da demanda pela commodity.
“Provavelmente já passamos do pico deste longo período de crescimento econômico”, disseram analistas da JBC Energy.
Os analistas apontam que as projeções para a demanda têm sido em grande parte otimistas, “mas a verdade é que a combinação de preços elevados e crescimento econômico em desaceleração tiveram um impacto significativo na demanda por petróleo neste ano (de acordo com a nossa avaliação dos dados), especialmente considerando o impacto do câmbio em muitos mercados emergentes”.
Fonte: Valor Online
País precisa firmar térmicas a gás para aumentar sua segurança energética
O portal Canal Energia publica artigo do presidente da Abegás, Augusto Salomon, afirmando que o País está a caminho de uma retomada consistente de crescimento e a alta do consumo de energia elétrica é previsível.
Depois de uma leve recuperação este ano (estimada em 1,3%), o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro em 2019 deve ter um crescimento de 2,55%, conforme estimativa do boletim Focus publicado no site do Banco Central em 17 de dezembro. A projeção, consolidada a partir das previsões de mais de 100 instituições financeiras, é de uma alta de 2,50%/ano em 2020 e 2021.
Se o faro dos economistas estiver correto, o País está a caminho de uma retomada consistente de crescimento. A alta do consumo de energia elétrica é previsível e, portanto, o País precisa fomentar outras fontes capazes de garantir o atendimento dessa demanda — especialmente nos horários de ponta.
Basta observar o recentemente divulgado Plano Decenal de Expansão de Energia 2027, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A estimativa da EPE é de que a partir de 2022 apareça a necessidade de oferta para a complementação de potência, totalizando cerca de 13.200 MW em 2027. Ainda segundo a EPE, essa necessidade de complementação é acentuada pelo horizonte de crescente incorporação das chamadas novas energias renováveis (eólica e fotovoltaica) no parque de geração.
Diante desse cenário, é sensato que o Brasil reavalie sua estratégia.
Nós defendemos como alternativa a inserção das térmicas a gás natural na base do sistema elétrico — em vez de recorrer a essas usinas somente no horário de ponta ou em situações de risco hidrológico. Com essa medida, o País ganha em segurança energética, reduz o custo dessa geração e aperfeiçoa o planejamento de todo o sistema elétrico.
A termogeração a gás em base firme contribuiria, ainda, para preservar e recuperar os reservatórios hídricos, bem como dar retaguarda à expansão das fontes renováveis que são energias intermitentes e, portanto, de menor previsibilidade.
Essa ação tem um benefício adicional: permitiria a gradual substituição de termoelétricas extremamente poluentes — movidas a óleo combustível, ainda em operação no País — por outras mais limpas, como as que funcionam a gás natural, com menor emissão de gases causadores de efeito estufa (GEE).
Do ponto de vista econômico, essa medida faz bastante sentido. O mercado internacional experimenta uma ampla oferta de Gás Natural Liquefeito (GNL) e o País já conta com terminais de regaseificação em Pecém (CE), Baía de Todos os Santos (BA) e Baía de Guanabara (RJ) — infraestrutura que poderia ser mais bem utilizada, inclusive com a adoção de medidas que viabilizem o acesso de outros agentes.
Com um planejamento energético adequado, o País poderia otimizar o uso de GNL, deixando de comprar a molécula no mercado spot em que os preços são mais altos — o que ocorre quando se despacha mais térmicas a gás em função de um quadro hidrológico desfavorável (no período seco) — e passando a adquiri-la com uma maior previsibilidade, a valores mais competitivos.
A conjuntura favorece uma presença maior do gás natural na matriz energética. Na transição rumo a um modelo mais limpo, o Brasil tem no gás natural um pilar de desenvolvimento nas próximas décadas. Conforme aponta um estudo da consultoria Strategy/PwC, o aumento da produção nacional no Pré-sal somado ao contexto internacional de maior oferta e preços reduzidos apontam para um futuro em que o gás tende a ganhar mais relevância no mix energético brasileiro. Outro ponto importante são os desinvestimentos da Petrobras, que abrem novas perspectivas de crescimento da cadeia produtiva.
Com todo esse diagnóstico, desenvolvemos um documento de 52 páginas, entregue pessoalmente ao governo eleito, com uma série de propostas para o Brasil aproveitar todo o potencial de geração de renda e empregos da indústria de gás natural, gerando investimentos que podem superar US$ 32 bilhões.
Na área de geração elétrica, defendemos a plena integração do planejamento da expansão dos setores elétricos e de gás natural por meio da compatibilização dos modelos de contrato de gás com os de geração; leilões de longo prazo, incorporando externalidades (custos de infraestrutura de distribuição, custos de restrições elétricas na distribuição e custos de perdas na distribuição). O planejamento da construção de novas térmicas a gás viabilizaria a expansão da malha de transporte — hoje, o despacho termelétrico corresponde a aproximadamente 40% do consumo total do insumo. Também sugerimos a promoção de leilões locacionais para as térmicas a gás natural.
Em paralelo, acreditamos que um novo planejamento energético deveria incentivar a utilização da chamada Geração Distribuída a gás natural, uma medida extremamente positiva para aproveitar a disponibilidade de rede, especialmente em regiões de maior densidade e nos grandes centros urbanos, onde, muitas vezes, as concessionárias de energia elétrica não têm infraestrutura capaz de responder, de forma rápida, à demanda de indústrias e de empreendimentos como grandes centros comerciais, espaços dedicados a eventos e edifícios corporativos.
Entendemos ser fundamental aperfeiçoar a modelagem atual, propondo às concessionárias de energia elétrica alternativas de operacionalização da exportação de energia das unidades de cogeração e geração em ponta, adotando um valor de referência que remunere adequadamente a Geração Distribuída e reconheça seus atributos. É preciso, ainda, ampliar a visibilidade dos preços para a venda de energia de cogeração.
O trabalho da Abegás vem perseguindo a construção de um ambiente que aumente a concorrência na oferta e favoreça os investimentos em todos os elos da cadeia produtiva, de modo a permitir que o País tenha no gás natural, cada vez mais, uma fonte competitiva e ambientalmente eficiente e que garanta a indispensável segurança energética.
Estamos certos de que a materialização de todo o potencial do setor de gás vá propiciar um novo ciclo de expansão da indústria nacional e um sólido desenvolvimento socioeconômico em benefício da sociedade.
Fonte: Canal Energia / artigo Augusto Salomon
Distribuidoras de gás reforçam apoio ao Brasduto
Sem projetos de expansão da infraestrutura, país pode perder até 60 milhões de m³/dia, calcula Abegás
O Brasduto, fundo para expansão de gasodutos de gás natural, recebeu o apoio oficial da Abegás nesta semana. A entidade, que reúne as distribuidoras de gás, considera o projeto importante para a expansão do atendimento a capitais de estados que ainda não contam com redes de distribuição, além do Distrito Federal. Sem projetos como este, argumenta, o país pode perder até 60 milhões de m³/dia de gás.
De acordo com dados da associação, em outubro deste ano, o número de clientes que consomem gás natural ultrapassou 3,4 milhões. Só no segmento residencial, houve crescimento médio de 8,2% no acumulado do ano, atribuído ao investimento das concessionárias na expansão de suas redes de distribuição. Já o segmento comercial, hoje com mais de 41 mil clientes, teve crescimento de 8,9% no acumulado de 2018.
Para o presidente da Abegás, Augusto Salomon, o Brasduto é uma alternativa para o escoamento do gás associado dos campos do pré-sal. Sem uma solução adequada para dar destino ao gás produzido, as operadoras terão que reinjetar o gás até o limite técnico ou até mesmo reduzir a produção de petróleo.
Visto como saída para a construção de mais gasodutos no país, o fundo foi aprovado recentemente no Senado como emenda ao projeto de lei 209/2015 e aguarda por votação em três comissões da Câmara dos Deputados – de Constituição, Justiça e Cidadania; de Finanças e Tributação; e de Minas e Energia.
Conflito com o Dutogás
Apesar do avanço no Congresso e do apoio da Abegás, a criação do Brasduto traz ainda mais incertezas ao mercado, em função do conflito com outra proposta que também prevê a destinação de recursos para expansão da rede de gasodutos do país, o Dutogás. O projeto está inserido no substitutivo ao Projeto de Lei 6.407/2013, chamado PL do Gás, e atualmente está parado na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados.
Caso haja uma definição favorável ao Dutogás, o Brasduto perde força e, inclusive, pode ser rejeitado pelos parlamentares. Isto porque o PL do Gás compila as sugestões do programa Gás para Crescer, além de já determinar a origem dos recursos que irão custear a expansão da rede de gasodutos. Pelo texto do PL 6407/2013, os recursos, da ordem de 20%, virão do fundo do pré-sal; enquanto o Brasduto não especifica de onde virão os recursos para financiar a expansão.
“Além do conflito com o Dutogás, o Brasduto ainda tem o agravante de não fazer distinção entre as diferenças de gasodutos de transporte e de distribuição”, observa o consultor Cid Tomanik, do escritório Tomanik Martiniano.
Cynthia Silveira, diretora da Exergia Consultoria e Projetos, acredita que a criação do fundo, seja por meio do Brasduto ou do Dutogás, não vai trazer crescimento e flexibilidade para o mercado de gás natural. Antes disso, observa, é necessária a definição de regras claras para o setor de transporte de gás natural, ainda emperrado pela antiga Lei do Gás, que mudou o regime de contratação anterior, de autorizações para concessões, e provocou um engessamento dos investimentos na área.
Fonte: Brasil Energia
Consumo de energia cresce 1,3% em novembro
Norte é o único submercado que apresenta queda de consumo no mês e no acumulado do ano, segundo EPE
O consumo de energia elétrica cresceu 1,3% em novembro deste ano frente ao mesmo mês do ano passado, ao atingir 40.318 GWh contra 39.800 GWh. No acumulado do ano, a alta foi de 1,1%, com consumo de 432.473 GWh frente a 427.584 GWh de janeiro a novembro de 2017. Já nos últimos 12 meses encerrados em novembro, a elevação foi de 1,2%, de 466.339 GWh para 472.048 GWh. Os dados foram divulgados pela EPE na quinta-feira (27/12).
Entre os submercados do país, o Norte foi o único que apresentou queda de consumo, de 8,1% em novembro deste ano, em comparação com o igual mês do ano passado, de 3.012 GWh para 2.768 GWh. No acumulado de 2018, a retração foi de 5%, de 31.855 GWh para 30.270 GWh, e nos 12 meses encerrados em novembro, a queda foi de 4,4%, de 33.257 GWh contra 34.803 GWh dos 12 meses anteriores.
Por outro lado, no Nordeste, houve elevação de 5,5% quando se compara o penúltimo mês deste ano com o penúltimo mês de 2017, tendo o consumo passado de 6.270 GWh para 6.618 GWh. No acumulado, porém, se manteve um pouco abaixo da média nacional, com elevação de 1,5%, ao passar de 66.535 GWh para 67.531 GWh. Já no acumulado dos últimos 12 meses, findos em novembro, a alta observada é de 1,4%, ao passar de 72.908 GWh para 73.805 GWh.
No principal submercado consumidor, o Sudeste/Centro-Oeste, o desempenho foi similar ao nacional. Em novembro, o crescimento registrado chegou a 0,9%, ao passar de 23.323 GWh para 23.522 GWh. No acumulado de 2018, a variação positiva observada é de 1,7%, ao sair de 248.681 GWh para 252.876 GWh. Quase o mesmo se dá no acumulado de 12 meses, findos em novembro, quando há aumento de 1,8%, ao sair de 271.027 GWh para 275.814 GWh. No submercado Sul, o consumo aumentou 3,1% em novembro, somando 7.145 GWh, contra 6.933 GWh em igual mês do ano anterior.
Segmentos
O segmento industrial registrou crescimento de 1,1% no consumo, ao chegar a 14.498 GWh contra 14.343 GWh do mesmo mês em 2017. O desempenho melhora quando se compara o acumulado de 2018: entre janeiro e novembro, foram consumidos pela indústria, 155.551 GWh contra 153.273 GWh do acumulado do ano anterior. Nos últimos 12 meses, o aumento foi de 1,7%, já que até novembro deste ano, o consumo foi de 169.673 GWh frente a 166.776 GWh dos 12 meses anteriores.
No segmento residencial, o consumo no penúltimo mês de 2018, atingiu 11.639 GWh contra 11.462 GWh em igual mês do ano passado, o que representa uma variação positiva de 1,5%. No acumulado de 2018, a elevação foi de 1,3%, ao passar de 122.927 GWh do ano passado, para 124.503 GWh neste ano. Para o período de 12 meses encerrado em novembro, a elevação registrada é de 1,2%, de 134.284 GWh para 135.944 GWh.
Já o comercial consumiu, em novembro, 7.603 GWh contra 7.491 GWh, uma alta de 1,5%, ao passo que o consumo do acumulado de 2018 passou de 80.673 GWh para 81.119 GWh, ligeira alta de 0,6%. Nos últimos 12 meses, o consumo chegou a 88.739 GWh contra 88.199 GWh, o que também representa uma elevação de 0,6%.
Fonte: Brasil Energia
Petrobras reduz em 3% preço da gasolina nas refinarias
A Petrobras reduz em média, a partir desta sexta-feira (28), o preço da gasolina em 3% nas refinarias. Com isso, o litro do combustível passará de R$ 1,5554 para R$ 1,5087. Na quarta (26), a estatal já havia anunciado a redução de 3,99% no valor do combustível a partir desta quinta (27), o que levou o preço do litro nas refinarias a R$ 1,5554.
Quanto ao diesel, a Petrobras reduziu, no dia 22, o preço nas refinarias em 0,14%. Na ocasião, o valor do litro do diesel passou de R$ 1,8115 para 1,8088. Essa redução aconteceu uma semana depois de a estatal elevar em 0,72%, relativamente ao 6º Período da 3ª Fase do Programa de Subvenção ao Preço do Diesel, que seria válido de 16 de dezembro a 31 de dezembro.
O programa de subvenção ao diesel foi 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 15,03% e, o do diesel, valorização de 33,42%.
Fonte: Valor Online
Petróleo devolve ganhos antes da divulgação de dado de estoque nos EUA
Os preços do petróleo anotaram perdas significativas na quinta-feira (27), devolvendo parte dos forte ganhos anotados na quarta-feira, quando a referência americana, o WTI, registrou o seu maior ganho diário, em percentual e preço, desde o fim de 2016.
O contrato do petróleo WTI para fevereiro fechou em queda de 3,48%, a US$ 44,61 por barril em Nova York, enquanto o Brent para março avançou 3,70%, a US$ 52,73 por barril na ICE, em Londres. Ambos os contratos acumulam fortes perdas no mês de dezembro, de 10,42% e 9,47%, respectivamente.
Na quarta-feira, a recuperação dos preços foi induzida por comentários de autoridade da Rússia, no sentido de grau maior de estabilidade na oferta global, amenizando a pressão de baixa sobre os preços em meio aos sinais de enfraquecimento da demanda pela commodity.
Nesta quinta, os ativos de risco voltam a ficar sob pressão, em base ampla, com os futuros do Dow Jones sinalizando perda de 400 pontos após um histórico salto de mais de 1.000 pontos no dia anterior.
Os investidores aguardam agora os dados oficiais de estoques de petróleo do Departamento de Energia dos Estados Unidos (DoE), que serão excepcionalmente divulgados nesta sexta-feira, devido ao feriado de Natal.
Fonte: Valor Online
Consumo de gás natural cai em outubro, aponta Abegás
O consumo de gás natural no Brasil totalizou 71,083 milhões de metros cúbicos diários em outubro, queda de 7,88% em relação a igual período de 2017, de acordo com dados divulgados na quarta-feira (26) pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás). Na comparação com setembro deste ano, o consumo do energético no país recuou 10,27%.
Segundo a entidade, as quedas observadas nas comparações mensal e anual devem-se a um menor acionamento de termelétricas no país devido à melhora do regime hidrológico. O consumo de gás do setor termelétrico em outubro, de 28,275 milhões de metros cúbicos diários, foi 22,94% menor que o observado em igual mês do ano passado e 20,13% inferior em relação a setembro.
GNV
O destaque positivo foi o setor automotivo. As vendas de gás natural veicular (GNV) totalizaram 6,351 milhões de metros cúbicos diários em outubro. O volume é 15,29% superior ao contabilizado em outubro de 2017 e 1,61% maior que o observado em setembro deste ano.
“Desde que a Petrobras adotou uma política de preços de mercado para os combustíveis líquidos em 2017, a competitividade do GNV tem ficado mais evidente para o consumidor. O consumo de GNV, desde então, vem aumentando de forma consistente e chegou ao maior patamar na nossa série histórica”, afirmou o presidente executivo da Abegás, Augusto Salomon, em nota.
“Com a greve dos caminhoneiros e a escassez de gasolina e etanol nos postos naquela ocasião, a percepção do consumidor sobre as vantagens do GNV ficou mais clara”, disse Salomon.
Fonte: Valor Online
