terça-feira, 26 de abril de 2016
Para sobreviver, petroleiras terão que vender ativos
Pressionadas por dívidas e pelo preço baixo do barril de petróleo, as empresas de petróleo e gás deverão buscar vender seus ativos menos rentáveis.
De acordo com uma pesquisa da consultoria A.T. Kearney, este ano será de consolidação do setor com aumento no número de fusões e aquisições.
No último ano, por conta da queda do preço dos combustíveis fósseis, as empresas viram seu faturamento diminuir e endividamento aumentar.
Nesse cenário, para sobreviver “elas vão precisar vender seus ativos. Muitas estão chegando ao seu limite de endividamento”, diz o sócio do escritório brasileiro da A.T. Kearney, Dario Gaspar, em entrevista a Exame.com.
No entanto, há muitas empresas querendo vender seus ativos, mas nem tantas assim dispostas a comprá-los.
Segundo a consultoria, as empresas capitalizadas e com caixa forte irão buscar oportunidades de capturar as sinergias de reservas e fusões.
“Há compradores limitados atualmente, mas a situação atual representa uma enorme oportunidade para aqueles com a solidez financeira necessária”, afirmou Alvin See, diretor e coautor do estudo de M&A no setor de petróleo e gás.
Porém elas irão buscar as melhores condições de compra e "podem esperar as empresas estarem mais apertadas”, analisa Gaspar. Por isso, segundo ele, “algumas empresas sentem que estão vendendo seus ativos a preço de banana”.
No Brasil
A Petrobras, maior empresa do setor no Brasil, enfrenta não só o cenário mundial complicado, mas também graves problemas internos, como a Operação Lava Jato.
No ano passado, a petroleira afirmou que pretende vender 15,1 bilhões de dólares em ativos neste ano e 59 bilhões de dólares até 2018.
Ela negocia sua fatia na Braskem, a subsidiária na Argentina e a malha de gasodutos do Sudeste, além de poços pouco rentáveis.
Por enquanto, o único negócio que saiu foi o repasse de 49% da Gaspetro, da área de distribuição de gás natural, por 1,9 bilhão de reais, para a japonesa Mitsui.
A brasileira está disposta inclusive a fornecer descontos e receber valores menores pelos seus ativos para tornar a negociação mais vantajosa.
Ainda que existam compradores interessados, a Petrobras irá concorrer com ativos à venda em todo o mundo, afirma Gaspar.
Vacas gordas e magras
Nos últimos anos, o setor de petróleo e gás viveu tempos de vacas gordas. Os preços estavam altos e os investimentos eram fartos.
Em todo o mundo, empresas gastaram milhares de dólares para aumentar sua produção e aproveitar o momento positivo.
No entanto, o cenário mudou. O consumo mundial de petróleo e gás está caindo, puxado principalmente pela desaceleração da China.
Enquanto isso, o Oriente Médio não desacelerou sua produção, gerando excesso de oferta de petróleo e gás. Como consequência, o preço do barril de petróleo despencou no último ano.
Além da queda na demanda e, consequentemente, no preço, as companhias ainda enfrentam dívidas pesadas, contraídas para investir nos tempos de bonança.
Fonte: http://exame.abril.com.br/
Petróleo perde cada vez mais espaço para o gás natural
Depois de uma carreira de 25 anos no Bank of England, o banco central da Inglaterra — seis deles como economista-chefe da instituição —, o inglês Spencer Dale assumiu o comando do time econômico da petroleira britânica BP em outubro de 2014. Naquele ano, o preço do petróleo havia acumulado queda de quase 49%. De lá para cá, a desvalorização do barril atingiu 61%.
Dale, porém, está convicto de que viverá tempos melhores na BP. Para ele, o preço da commodity se reequilibrará em dois anos, e sua demanda global crescerá 20% até 2035.
Ainda assim, a premissa dele é que, em duas décadas, o protagonismo do setor de energia estará com o gás, combustível que mais crescerá na seara dos fósseis, e sobretudo com as fontes renováveis eólica e solar — que competirão em pé de igualdade com as energias poluentes sem nenhum subsídio (nessa seara, a BP conta apenas com três usinas de etanol no Brasil e 16 parques eólicos nos Estados Unidos).
Essas expectativas estão embasadas no BP Outlook Energy 2016, um dos mais abrangentes estudos sobre o futuro do mercado de energia. Realizado por um time de especialistas da empresa desde 2011, hoje sob o comando de Dale, o levantamento é um norte para investidores mundo afora. Da Suíça, o economista concedeu a EXAME a entrevista a seguir.
EXAME: Quais mudanças no mercado de energia mais surpreenderam a BP nos últimos anos?
Spencer Dale: Muita coisa mudou, sobretudo nos últimos quatro anos. O crescimento do gás e do óleo de xisto nos Estados Unidos foi bem maior do que esperávamos. O avanço das renováveis também surpreendeu, principalmente se considerarmos a produção de energia solar e eólica. Os custos dessas fontes caíram numa velocidade imprevista.
EXAME: Em que medida o portfólio da BP vem se adaptando a esse cenário?
Spencer Dale: BP tem reduzido o peso das operações em petróleo e aumentado sua participação em gás natural. Há dez anos, 60% de nossos negócios em fósseis estavam concentrados em petróleo. O gás respondia por 40%. Hoje, a proporção chega a 50% para cada um deles e, nos próximos cinco ou dez anos, o gás deverá responder por 60% dos negócios em fósseis.
Nossas projeções mostram que o gás natural registrará crescimento global acumulado de 44% até 2035. Trata-se do avanço mais rápido ao longo dos próximos 20 anos na categoria dos fósseis, e com um diferencial importante: é um combustível mais limpo, em termos de emissões de gases de efeito estufa, do que o petróleo.
EXAME: Como o atual patamar do preço do petróleo afetará a indústria no longo prazo?
Spencer Dale: O mercado de petróleo responde às quedas de preços como qualquer outro. A baixa está estimulando uma demanda mais forte e, ao mesmo tempo, freando a produção. No ano passado, o incremento da demanda foi de 1,9 milhão de barris por dia.
Nosso entendimento é que o cenário vai se reequilibrar nos próximos dois anos. Os mercados de commodities são cíclicos. Simples assim. Em 2004, quando a demanda saltou, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) aumentou a produção. Durante a crise de 2008 e 2009, diante de uma queda brusca no valor do barril, a Opep cortou a produção e, de novo, os preços se estabilizaram.
O problema é que meu telefone não para de tocar. São pessoas querendo saber quando o preço do barril vai começar a subir e a respostá é: eu não sei. Aprendi a não fazer estimativas de preço para o petróleo. Prevemos que, até 2035, a demanda global pela commodity terá crescido 20%. E esse aumento será atendido principalmente pelos Estados Unidos, com o óleo de xisto, pelo Canadá, com as areias betuminosas, e pelo Brasil, com o pré-sal.
EXAME: O pré-sal é viável na conjuntura atual de redução dos investimentos da Petrobras?
Spencer Dale: Nossa expectiva de que o Brasil se tornará um exportador líquido de energia a partir de 2020 se mantém. Considerando tanto a produção de petróleo e gás quanto as fontes hidrelétrica, nuclear e também as renováveis, a oferta energética no país superará a demanda. Em números, nós vislumbramos que, até 2035, o consumo de energia no Brasil crescerá 45%, enquanto a oferta subirá 90%.
EXAME: Há quem afirme que a exploração dos fósseis chegará ao fim em cerca de 30 anos para dar lugar às renováveis. Como o senhor vê esse tipo de previsão?
Spencer Dale: Não temos cenários que ultrapassem 2035 — 20 anos são suficientes para vislumbrar as mudanças importantes. O fato é que a agenda da energia não é mais apenas do mercado de energia, mas uma agenda que também pertence aos governos, às organizações não governamentais e à sociedade civil.
O consumo global de energia deverá crescer 34% até lá, como reflexo de uma população mundial que chegará a quase 8,8 bilhões de pessoas. Além disso, será necessário responder ao crescimento das economias asiáticas e ainda manter a temperatura do planeta em equilíbrio. Não há como privilegiar um lado em detrimento de outro.
Minha aposta é que o futuro da energia é misto: teremos uma matriz energética cada vez mais diversificada. Nós estimamos que o carvão poderá chegar a uma fatia de apenas 25% do consumo primário de energia em todo o mundo em 20 anos, a menor desde a Revolução Industrial.
Ao mesmo tempo, os custos de produção das fontes eólica e solar continuarão a cair com o aumento da capacidade instalada. Por volta de 2035, essas fontes terão crescido 285% em relação ao ano passado e estarão aptas para competir com o petróleo e o gás sem nenhum subsídio.
EXAME: A desaceleração dos investimentos em carvão é o maior sinal dessa diversificação atualmente?
Spencer Dale: Na última década, o carvão foi a fonte de energia fóssil que mais avançou, puxada pelo crescimento vertiginoso da China. No entanto, nos próximos 20 anos o cenário se inverterá. O carvão será a fonte fóssil que menos vai crescer e será substituído em importância pelo gás natural. Temos visto os chineses desistirem de explorar algumas minas neste momento de desaceleração econômica, mas o fator ambiental também é uma das razões para essa transformação em curso.
EXAME: A adoção de um mercado de carbono em nível global está sendo considerada nessa projeção de futuro?
Spencer Dale: Com certeza. Ainda que a uma taxa anual menor do que vimos nas últimas duas décadas, as emissões de gases de efeito estufa deverão crescer 20% até 2035. Um preço significativo sobre a tonelada de carbono emitida é crucial para que alcancemos as metas traçadas na conferência de Paris.
Esperamos que esse valor gire em torno de 100 dólares por tonelada (em valores de 2015) entre os países da OCDE e pelo menos entre 40 e 50 dólares por tonelada nos países restantes. Se esse senso de urgência em torno da questão climática se traduzir em políticas concretas, as implicações para a demanda dos combustíveis fósseis no longo prazo serão significativas.
Fonte: http://exame.abril.com.br/
ANP determina retomada de operações em 26 campos
A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) notificou a Petrobras e outras cinco petroleiras para retomar as operações em 26 campos de petróleo paralisados no país, sob o risco de perda da concessão.
As empresas terão até 12 meses para reiniciar as atividades nos campos produtores.
A proposta foi autorizada em resolução do CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) publicada no dia 8 de março, que trouxe uma série de medidas para tentar fomentar a retomada dos investimentos no setor.
De acordo com a ANP, a Petrobras tem a maior quantidade de campos de petróleo paralisados no país. São 19, em sua maioria campos de menor porte localizados em bacias terrestres.
A maior parte deles está na Bahia e no Espírito Santo, bacias mais antigas, que saíram do foco da Petrobras após o agravamento da crise financeira da companhia.
Apenas três são marítimos: Maromba, na Bacia de Campos, Siri, no Rio Grande do Norte, e Dourados, no litoral de Sergipe.
A Petrobras confirmou que foi notificada pela ANP e disse que alguns dos campos mencionados pela matéria já retomaram produção ou retomarão em breve. "Outros permanecem em processo de análise", disse a estatal, em nota, sem especificar os projetos.
As outras empresas notificadas para retomar atividades são Proen, Nova Petróleo, Oceania OG, Petrosynergy e Recôncavo.
A Petrosynergy confirmou que foi notificada pela ANP e diz que um de seus campos está com a produção suspensa "devido às dificuldades na comercialização do petróleo" extraído.
O segundo campo, no Espírito Santo, tem apenas um poço que, por problemas técnicos, está produzindo muita água, o que levou à suspensão das atividades. A empresa disse ter informado a ANP sobre o calendário para a retomada da produção.
A ANP acredita que, caso os atuais concessionários não queiram manter os ativos, pode encontrar novos interessados. A estratégia faz parte de uma política de oferecer ao mercado jazidas que já tiveram produção, chamadas de áreas com acumulações marginais.
Neste momento, a agência mantém consulta pública para avaliação do interesse por 16 áreas desse tipo, localizados no Espírito Santo, Bahia e Rio Grande do Norte.
Folha de S. Paulo - 22/04/2016
Maromba pode ser relicitado pela ANP
A ameaça da ANP de retomar a concessão de campos parados e sem produção há mais de um ano pode permitir o rebid não só não só projetos onshore, como também offshore. A lista de 26 campos já identificados pelo órgão regulador inclui, além de campos terrestres localizados nas bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Tucano Sul, a área de Maromba, localizada na Bacia de Campos e operada pela Petrobras em parceria com a Chevron.
Além de Maromba, a relação contempla Cacimbas, Aratu, Siri, entre outros. Os campos são operados pela Petrobras, responsável por nada menos que 19 concessões, Proen Projetos Engenharia Comércio e Montagens (um), Nova Petróleo (um), Oceania OG Exploração e Participações em Petróleo (um), Petrosynergy (dois) e Recôncavo E&P (dois).
A ANP já notificou os seis operadores, concedendo um prazo de um ano para que os projetos sejam colocados em operação. Alguns campos, como é o caso de Maromba, descoberto através dos trabalhos exploratórios feitos no bloco BC-20, da Rodada Zero, sequer chegaram a produzir uma só gota de petróleo. Caso não cumpram a determinação de retomar as atividades, a agência irá retomar as concessões e estudar a possibilidade de colocá-las em leilão em uma nova rodada, conforme diretriz já aprovada pelo CNPE para fomento do mercado.
O campo de Aratu, operado pela Petrobras na Bacia do Recôncavo, é área que registrou produção mais recente. Dados da ANP indicam que a área produziu até feveiro. O campo, produtor de gás, teve atividade entre 2009 e 2013, ainda de acordo com dados da agência.
A maior parte dos projetos está localizada na Bacia do Espírito, onde estão concentrados nada menos que 10 campos, sendo nove operados pela Petrobras e um pela Petrosynergy. A lista inclui projetos das rodadas zero, três, quatro, seis, sete, nove e dos leilões de acumulações marginais.
Fonte: http://geofisicabrasil.com/
ANP submete à consulta 16 áreas com acumulações marginais
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou estar submetendo à consulta de interesse 16 áreas contendo acumulações marginais. Elas estão localizadas nas bacias terrestres do Recôncavo (6), Potiguar (6) e Espírito Santo (4).
A maioria dos campos está inativo há anos, mas cinco deles contam na ANP como concedidos até fevereiro do ano passado. É o caso das áreas de Acauã Leste, Iraúna e Noroeste do Morro Rosada, da Petrobras na Bacia Potiguar; Itaparica, também da Petrobras no Recôncavo; e Garça Branca, da Petrogal no Espírito Santo.
As regras para manifestação de interesse estão disponíveis na página da ANP na internet.
As áreas que tiverem recebido manifestações de interesse válidas, e que apresentarem viabilidade sustentada em parecer ambiental emitido pelo órgão competente, serão sugeridas pela Agência ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para licitação.
As licitações de áreas com acumulações marginais visam ao aumento da participação de empresas de pequeno e médio porte (Resolução ANP nº 32/2014) nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, conforme prevê a Resolução CNPE nº 1/2013.
Fonte:http://geofisicabrasil.com/
UFC sedia defesa de três teses de Geofísica de Prospecção
No Laboratório de Geofísica de Prospecção e Sensoriamento Remoto, da Universidade Federal do Ceará, terão lugar esta semana três apresentações na área de Geofísica de Prospecção e Aplicada, sendo uma tese de doutorado e duas dissertações de mestrado.
Estarão presentes como membros das Bancas Examinadoras os professores doutores Mariano Castelo Branco - LGPSR-UFC; Reinhard Fuck - UNB; Marcelo Henrique Leão - UFG; José de Araujo Nogueira Neto - UFC/UFG, Francisco Nepomuceno Neto - UFC; Christiano Magini - UFC, Mariano da França de Alencar - IFCE, e o Dr. Milenko Markovic.
Convites
Fonte: http://geofisicabrasil.com/
Assinar:
Postagens (Atom)