Os desinvestimentos da Petrobras estão na pauta da companhia desde 2015. Desde então, uma expressiva fatia das operações de upstream, midstream e downstream vêm sendo repassadas para outras empresas.
Uma Organização de Alta Confiabilidade – do original High Reliability Organization (HRO) – é uma empresa com sistemas e governança para prever a natureza de risco do trabalho e manter os níveis de ocorrências baixíssimos.
Entre os dias 02 e 05 de maio, a BIP teve cobertura do Offshore Technology Conference (OTC), realizado em Houston. Mesmo que não tenha alcançado o número de participantes de anos anteriores, os números da feira foram expressivos. Depois de dois anos, foram cerca de 24.000 participantes ao longo dos 4 dias do evento, sendo cerca de 7.000 estrangeiros de 93 países. Na parte de apresentações, foram 17 sessões com executivos, 11 painéis e 5 sessões de networking, além de 44 sessões técnicas, com apresentação de mais de 300 papers, segundo a organização do evento. Ao longo dos 7 dias, tivemos a oportunidade de conhecer e interagir com centenas de profissionais da indústria, que variaram desde donos de start-ups e empresas de pequeno porte que estão buscando espaço no mercado de Oil & Gas, até presidentes e vice-presidentes das gigantes do petróleo. Durante o evento, nosso time trouxe insights sobre as tendências e o futuro do setor de Oil & Gas, através de diferentes perspectivas, a quais estão sendo apresentadas a seguir. ESG e Transição Energética Estes processos vão depender de muitos investimentos, e as empresas precisam considerar e definir quanto do seu fluxo de caixa livre deverá ser direcionado para este fim. O foco? Pessoas, princípios e Planeta, com aumento significativo da captura de carbono, projetos em outras fontes de energia (hidrogênio e eólica foram temas de grande parte dos papers apresentados sobre o tema) e promoção de soluções integradas de energia limpa – no caso de combustível fóssil e energia limpa, não é uma questão de uma ou outro, e sim como adequar a matriz para buscar e prover a melhor solução sob uma perspectiva de “emissão zero”. Nesse sentido, a parceria e os projetos conjuntos entre diferentes empresas de energia e as start-ups serão um ativo valioso para qualquer player da indústria. Transformação Digital Inovação e Transformação Digital são elementos críticos para alcançar uma meta de “net zero emissions” até o final dessa década. Implementar projetos mais rápidos mantendo compatibilidade com emissão baixa vai ser um importante diferencial para quem busca atingir essa meta de forma consistente e nos prazos estabelecidos. Diversidade e Alfabetização Digital Diversidade do workforce e compartilhamento de conhecimento são aceleradores do processo de inovação e, para isso, promover a alfabetização digital (digital literacy) na organização é fundamental. Empresas como a Baker Hughes apresentaram programas nos quais até 20% da equipe envolvida com transição energética tem pessoas neurodivergentes (espectro autista, déficit de atenção, entre outros) na composição, com resultados muito significativos já materializados. A frase chave da apresentação da VP de Energy Transition da Baker Hughes, Allyson Book foi: “Se todos pensarem da mesma forma, como vamos inovar?”. Para estes profissionais, eles criaram um formulário de “como trabalhar melhor comigo”, onde as pessoas apresentam seus perfis, limites e formas de melhor interagir com eles. Outro aspecto que chamou a atenção é o protagonismo feminino, que pede passagem e começa a ter mais representatividade num mercado eminentemente masculino. Essa questão da diversidade fica mais clara quando observamos também que o mercado de O&G está “envelhecendo” e precisa tornar-se mais atrativo para novos talentos. O gap de idade, visão de mundo e até mesmo capacidade de comunicação entre as gerações é palpável e precisa ser discutido para evitar perda de conhecimento e talento. As empresas que estão conseguindo fazer isso, seja através de conexão com start-ups e empresas em distintos ramos de maturidade que trabalham com energia limpa, já estão colhendo importantes frutos que combinam profundidade técnica com soluções inovadoras e eficientes. Tecnologia e Eficiência A eficiência é considerada a base de uma transição energética com net zero emissions. Neste tema, a utilização de dados, ferramentas de analytics, big data, real time information e sensores e inteligência artificial são os veículos para transformar dados em tomada de decisão informada no timing adequado, mas capturar o dado na origem da forma, periodicidade e estrutura correta pode ser a diferença entre sucesso e fracasso. Um grande desafio para o mercado de offshore ainda é a questão da conectividade e transferência de dados. Apesar de transmissão de dados via link de satélite ser uma alternativa, soluções que dependem de real-time data e enxergam um futuro em que haverá atuação intensiva de robôs e telemetria não podem depender de latência alta para comunicação. Renováveis Já se observam investimentos significativos na questão de renováveis – na parte de Climatetech, de 2013 a 2019, os investimentos nesse setor pularam de U$418M para U$ 16B. –Os EUA tem previsão de investimentos para os próximos 5 anos na ordem de U$2 trilhões na parte de “climate infrastructure planning”, sendo que destes, U$ 55B para a parte de climate tech e U$ 300B para fabricação de energia limpa, de acordo com Juliana Garaizar, VP de inovação da Greentown Labs. Conclusões O mercado está progredindo cada vez mais e se alinhando à pautas recorrentes no mundo, que se fazem presentes pelas demandas do mercado e dos consumidores, como em questões relacionadas à tecnologia, diversidade e sustentabilidade. Para crescer e se manter nesse mercado faz-se necessário, cada vez mais, estar por dentro das tendências e notícias globais e se posicionar de acordo com as demandas explicitadas anteriormente. A BIP possui um forte alinhamento entre o posicionamento estratégico na indústria e o que fazemos pelos nossos clientes. Buscamos sempre levar inovação para os nossos clientes e manter nossa atuação atualizada com as demandas do mercado, atuando com métodos sustentáveis e trazendo o novo para a área de Oil & Gas. Para saber mais sobre a nossa atuação entre em contato com os especialistas em O&G da BIP e entenda como sua empresa pode estar à frente desta revolução.
O RenovaBio, que estabelece a Política Nacional de Biocombustíveis, definiu os CBIOs, Créditos de Descarbonização, que tem como objetivo aumentar a participação dos biocombustíveis na matriz energética brasileira. Os CBIOs possuem grande importância para a estratégia do país no cumprimento do compromisso assumido no Acordo de Paris, de redução de emissões de gases de efeito estufa, os GEEs. A meta divulgada é que aproximadamente 18% da matriz energética deva ser de bioenergia até 2030. Além disso, com a política do RenovaBio, o governo prevê uma diminuição da emissão de até 10% dos gases estufa até 2030 na matriz nacional de combustíveis. As empresas que produzem biocombustíveis passam por um processo de certificação, a fim de obter a nota de eficiência energética ambiental. Essa nota refere-se à quantidade de carbono que deixou de ser emitido em relação ao combustível fóssil de referência, e um CBIO equivale a 1 tonelada de CO2. A empresa pode então emitir um título referente à produção e comercialização de biocombustível, na quantidade equivalente para gerar o CBIO. Esse papel é negociado na B3 e os agentes obrigados a comprar esse ativo são os distribuidores de combustível, que precisam adquirir esse papel na proporção de combustível fóssil que comercializaram no ano anterior. Independente da obrigação dos distribuidores de combustíveis fósseis, o papel pode ser adquirido por qualquer empresa ou investidor. O MME informa que a oferta total de CBIOs em 2022 será superior à demanda necessária para atender as metas das companhias, mas o mercado não vem agindo assim. A escalada de preços, que teve início em setembro de 2021, fechou dezembro a 57 reais de preço médio, passando a 60 reais na média de janeiro. O mês de fevereiro apresentou constantes quebras de patamares de máximas, com 72 reais no início do mês, e atingiu 100 reais, marca histórica máxima, no dia 25 de fevereiro. O mês fechou com preço médio de 86 reais. O valor médio de 2021 foi de 39 reais. Vale ressaltar que, como as distribuidoras têm a obrigação de adquirir os títulos, os preços da gasolina e do diesel, para o consumidor final, serão impactados. O quarto trimestre geralmente apresenta a maior demanda por certificados, pois as companhias procuram adquirir o volume de créditos necessários para atender suas metas anuais. Assim, este movimento, no primeiro trimestre, tem sido bastante atípico. Para este ano de 2022, está prevista a emissão de 35,98 milhões de CBIOs, conforme definição da resolução CNPE nº 17, de 05 de outubro de 2021. A ANP também já definiu as metas preliminares de redução de emissão de GEE para os distribuidores de combustíveis para o ano de 2022, de acordo com o art. 4º da Resolução ANP nº 791, de 14 de junho de 2019. Até 31 de março deverá ser publicada a meta individual para cada distribuidor de combustíveis. O fato de o CBIO já ser utilizado por empresas que pretendem compensar parte de suas emissões também pressiona as cotações. Na Europa o movimento é o mesmo, com tendência de alta no mercado de carbono.
A guerra envolvendo Rússia e Ucrânia tem afetado inúmeros segmentos da economia em razão da destruição de parte da infraestrutura logística da Ucrânia, das dificuldades de escoamento das commodities russas e das sanções econômicas promovidas pelos Estados Unidos e seus aliados europeus da Otan. Um impacto imediato, para quase todas as economias do mundo, é a inflação de diversos produtos, principalmente das commodities da Rússia, com grande destaque para o petróleo e o gás natural. A Rússia, atualmente, é um grande exportador de diversos produtos primários, como trigo, alumínio e paládio, principalmente para os países industrializados. Esses produtos afetam a fabricação de outros bens, desde alimentos processados até catalisadores de veículos movidos a gasolina. Dessa forma, as complicações para as exportações russas afetam não apenas a inflação das próprias commodities, como também dos bens industrializados que utilizam esses insumos. Esse quadro se replica para o petróleo. Em 2020, a Rússia era responsável por 12% da produção global de petróleo, 11% das exportações e por quase 8% da fabricação de combustíveis, de acordo com dados da petrolífera britânica BP. Boa parte dessas exportações de petróleo e derivados se destinam para países desenvolvidos e para a China. No caso da Europa, por exemplo, cerca de um quarto do consumo de petróleo é atendido pelos russos. Desde o início da guerra, com as dificuldades logísticas envolvendo não apenas a própria Ucrânia, como também o acesso ao Mar Negro, onde a Rússia concentra seus ataques, surgem obstáculos severos para o transporte do petróleo. Isso se agrava com o receio de transportadores de levarem seus navios até a região russa para buscar o produto. Além disso, as sanções financeiras impostas à Rússia dificultam a própria operacionalização da venda física do petróleo. Os maiores compradores do petróleo russo não estão obtendo as garantias dos bancos ocidentais ou conseguindo navios para transportar o petróleo russo. Por exemplo, foi amplamente noticiado que, na última semana de fevereiro, três grandes compradores de petróleo da Rússia tiveram suas compras inviabilizadas em razão da ausência de cartas de crédito que deveriam ser fornecidas por bancos ocidentais. Associado a esse processo, os grandes produtores do Oriente Médio têm elevado sua produção aquém do esperado. No último dia 02 de março, a Opep+ – grupo que envolve a Opep e outros parceiros, incluindo a própria Rússia – anunciou um aumento de apenas 400 mil barris por dia. Isso representa somente 15% da capacidade ociosa do bloco e mantém a recuperação da oferta num ritmo muito lento. Antes desse aumento, a produção da Opep+ estava “mais de 1 milhão de barris por dia distante de sua meta”, disse Andy Lipow, analista de petróleo e presidente da Lipow Oil Associates em Houston. Para a Opep+, o objetivo atual é estabilizar os preços em patamares elevados, mas sem grande volatilidade. E, para isso, a Arábia Saudita e os Emirados Árabes Unidos não têm o interesse de excluir a participação russa do mercado, ao contrário, buscam retomar a oferta de forma coordenada administrando as cotas físicas de petróleo e o aumento dos preços. Por essa razão, não há interesse em estrangular a indústria russa. Esse quadro, portanto, sugere que a redução das entregas físicas de petróleo russo não deve ser compensada pelo Oriente Médio. Esses dois fatores impulsionaram uma alta significa do preço do petróleo tipo Brent, referência na Europa, onde o consumo depende fundamentalmente de russos a árabes. Desde o início da guerra até o último dia 04 de março, os preços dos petróleos Brent e o Dubai – referência no Oriente Médio – cresceram, respectivamente, 23% e 17%, enquanto o ESPO, o petróleo leve da Sibéria, caiu 4%. Naquele dia, o barril do Brent estava acima dos US$ 118 e o ESPO em US$ 97. As atuais condições do mercado de petróleo sinalizam uma possibilidade de escassez na Europa com os países do Oriente Médio elevando sua produção de forma muito lenta e a Rússia com claras dificuldades de escoamento. Se o conflito se estender, a Europa tende a necessitar de novas fontes energéticas, enquanto a Rússia deve buscar novos mecanismos para escoar sua produção. Enquanto esse desequilibro não for solucionado, as novas altas de preço serão a tônica da indústria nas próximas semanas. Os impactos no setor de Gás Natural No centro da guerra da Rússia e Ucrânia está o futuro do abastecimento de energia em diversos lugares no mundo, principalmente na Europa. A Rússia é um dos maiores players da indústria de gás natural do mundo, sendo o principal fornecedor de gás natural para a Europa via gasodutos. Além de ser um dos players mais relevantes de GNL (gás natural liquefeito) na região. Os Estados Unidos, a partir da sua crescente produção de shale gas, conquistou também um espaço relevante na indústria de gás natural se tornado um grande exportador de GNL para o Mundo. Portanto, os desdobramentos desse conflito também na área energética podem atingir diversas regiões do mundo, incluindo o próprio Brasil. A guerra, de certa forma, é um prenúncio da intensificação desse conflito energético. Em razão, dos EUA almejarem aumentar sua venda de GNL, a partir do shale gas e, por outro lado, a partir da construção de novos terminais de GNL e gasodutos (ex: Nord Stream 2), a Rússia visa elevar a dependência europeia do seu gás natural. Desta maneira, devido própria dinâmica do conflito entre Rússia e Ucrânia e das respostas adotadas algumas nações, como as sanções americanas o mercado de gás natural se encontra bastante volátil enfrentando altas de preço e possibilidade de escassez. Impactos no Brasil Mas, como essa possibilidade de escassez de oferta e altas de preços pode afetar o Brasil? Desde julho de 2020, o Brasil sofre com estiagens em várias regiões, por exemplo, entre julho e junho de 2021, registrou-se afluências até 32% inferiores à média histórica, gerando consequências preocupantes para o volume de água armazenado nos reservatórios das usinas hidrelétricas. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (NOS) anunciou a possibilidade de ser realizado um amplo racionamento para não ocorresse
INTRODUÇÃO O gás natural possui um papel importante na produção de energia ao redor do mundo, sendo visto como combustível de transição para matriz enérgica mundial. Contudo, a constante pressão da sociedade por reduções ainda maiores na emissão dos gases, os quais são responsáveis pelo efeito estufa, cria um cenário incerto para o protagonismo do Gás Natural na matriz energética mundial, em virtude do desenvolvimento tecnológico das alternativas renováveis. O CENÁRIO DAS MUDANÇAS CLIMÁTICAS Os Gases do Efeito Estufa (GEE) compreendem CO2 (dióxido de carbono), CH4 (metano) e NO2 (Óxido nitroso), sendo o setor de geração de energia responsável por ¾ do total global de emissões. Embora os padrões de emissões variem amplamente entre os diferentes tipos de combustíveis, e dependendo do projeto, há uma hierarquia clara, com combustíveis fósseis (carvão, óleo e gás natural) sendo os principais emissores. Nesse sentido, recente relatório do IPCC sinaliza que, para se alcançar o objetivo de limitar o crescimento da temperatura global em 1,5 °C, seria necessária a interrupção de todas as plantas de geração de energia elétrica por carvão e gás natural ao longo da próxima década. O CRESCIMENTO DA DEMANDA MUNDIAL DE ENERGIA ELÉTRICA A Geração Elétrica em nível mundial aumentou 75% entre os anos 2000 e 2020, capitaneada principalmente pelo crescimento em países da Ásia-Pacífico e Estados Unidos. No período, foi observada uma maior diversificação da matriz, com incremento da participação de fontes renováveis na matriz. Fato é que, a necessidade de conferir segurança de suprimento, o custo do combustível e padrões de demanda exercem forte influência na composição dessas matrizes e, mesmo os países com matriz elétrica mais diversificada, ainda dependem predominantemente de combustíveis fósseis, com fontes domésticas complementadas pela importação. A PARTICIPAÇÃO DO GÁS NATURAL NA GERAÇÃO ELÉTRICA Ao longo dos últimos anos, foi observado um crescimento relevante do uso de gás natural na geração de eletricidade, em função principalmente dos seus benefícios ambientais frente às demais fontes fósseis, aliado à facilidade de implementação favorecida pelos avanços tecnológicos do Gás Natural Liquefeito (GNL). Atualmente, o gás natural representa 25% do consumo primário de energia em nível mundial e responde por uma parcela de 23% da geração de energia elétrica, sendo este o principal uso final do combustível, representando cerca de 40% da demanda mundial de gás natural. No entanto, no cenário atual, onde planos internacionais, como o US Infrastructure Bill e EU ‘fit for 55” Legislative Package, apresentam diretrizes claras para cenários de baixo carbono, e fortalecem a expansão de alternativas renováveis, discute-se o papel do gás natural enquanto combustível de transição. OS DESAFIOS DA DESCARBONIZAÇÃO DA MATRIZ ELÉTRICA MUNDIAL Apesar do predomínio das fontes fósseis no setor elétrico mundial, o avanço da adoção de fontes renováveis ao longo dos últimos anos é extremamente relevante e deu-se principalmente em função do desenvolvimento tecnológico que resultou no aumento da sua competitividade em relação aos combustíveis fósseis, em especial para as fontes solar e eólica. Políticas governamentais de incentivo adotadas em diversos países do mundo também vêm contribuindo para a expansão das renováveis nas matrizes elétricas dos países. Por outro lado, dentre os principais desafios, destaca-se os relacionados à intermitência da maioria dessas fontes, dada a dependência de condições climáticas favoráveis à geração (irradiação, regime de ventos e índice pluviométrico, por ex.), o que pode comprometer a segurança de suprimento. Adicionalmente, questões ambientais relacionadas a produção e disposição final de painéis solares e turbinas eólicas ainda precisam ser superadas. Assim, o desafio pousa em como atender à crescente demanda de energia, acelerando a aposentadoria e/ou reduzindo os impactos relacionados aos combustíveis fósseis, enquanto se acelera o a participação das fontes renováveis na matriz mundial. Com o avanço da utilização do gás natural no setor, enquanto combustível da transição, discute-se atualmente o potencial de aplicação de novas tecnologias, como captura e sequestro de carbono e gás natural de baixo carbono, e mecanismos de compensação de carbono. Seriam essas soluções capazes de endereçar os desafios ora postos e conferir sobrevida a utilização das fontes fósseis, garantindo a tão necessária segurança energética em um cenário de combate às mudanças climáticas? Por exemplo, adicionar o processo de captura e sequestro de carbono pós-combustão tem o potencial de reduzir o fator de emissão do gás natural em cerca de 90%, mas não impedem sua emissão em primeira instância. CONCLUSÃO O setor elétrico é o mais intensivo no uso de combustíveis fósseis e, consequentemente, o maior emissor de Gases do Efeito Estufa mundialmente. Em um cenário de combate às mudanças climáticas, torna-se premente a descarbonização dessa matriz. De fato, ao longo dos últimos anos, observou-se a expansão da utilização do gás natural (alternativa menos emissora dentre as fósseis), sendo este setor o maior demandante deste energético, representando um mercado promissor, graças especialmente aos avanços tecnológicos do GNL. Em paralelo, pressões pela descarbonização na geração elétrica, associadas ao aumento da competitividade e incentivos governamentais, vêm aumentando a participação das fontes renováveis. No entanto, dada a intermitência característica das principais alternativas não-fósseis disponíveis (solar, eólia e hidráulica) e a necessidade de conferir segurança energética aos países do globo, urge a necessidade de desenvolvimento e aplicação de tecnologias capazes descarbonizar o gás natural, além de investimentos no aumento da eficiência do setor, favorecendo, assim, sua consolidação e expansão no mercado enquanto combustível da transição.
Nas últimas semanas, o mercado acionário presenciou o crescimento do preço de várias fontes energéticas, como petróleo, gás natural e carvão que atingiram seus valores mais altos desde o início da pandemia. Esses eventos materializaram o agravamento da crise energética global, com efeito direto nas principais economias do mundo, em especial na Europa e na China. Embora fatores como a retomada da demanda global, em resposta à vacinação contra a Covid-19, e os choques de oferta tivessem sido determinantes na elevação expressiva destes preços, outros fatores contribuíram para elevar o risco de abastecimento energético, principalmente nas duas regiões. A crise energética na Europa e na China são apenas dois exemplos de como, em períodos de fortes desestabilizações no mercado de energia, as grandes potências podem impactar a indústria global e exigir uma reavaliação das estratégias energéticas e econômicas de várias regiões. Crise energética na Europa No final do primeiro semestre de 2021, o consumo de gás natural liquefeito (GNL) cresceu 16% em relação ao mesmo período do ano passado, sendo que 30% desse aumento veio da Alemanha e 25% do Noroeste europeu. Por um lado, a demanda, que tem sido impulsionada pelo aumento da vacinação contra a Covid-19, deve aumentar ainda mais com a chegada do inverno no hemisfério norte. Por outro lado, a capacidade da oferta não tem sido suficiente para atender à essa demanda crescente, gerando diversos choques de oferta. Entre esses choques, um dos mais importantes trata do atraso do fornecimento do gás russo para a Europa. A fim de pressionar o uso do recém-construído Nord Stream 2, os especialistas acreditam que o governo russo tem se aproveitado das dificuldades de abastecimento para postergar as vendas de gás para a Europa Ocidental. Não custa lembrar que o gás russo representa quase 40% de toda a importação feita por gasodutos pela Europa. Um outro choque de oferta está relacionado à estratégia europeia de tornar sua matriz energética cada vez mais limpa, reduzindo o uso de energias fósseis. Uma das formas de atingir esse objetivo é por meio do aumento dos preços do carbono na Europa. Esse mecanismo tem encarecido o valor da energia fóssil em vários países e, em alguns deles, tornando o preço de aquisição proibitivo. “O Sistema de Comércio de Emissões da União Europeia, que é o maior programa de comércio de carbono do mundo, cobra aos emissores por cada tonelada métrica de dióxido de carbono que emitem. Os preços recorde do carbono tornaram as fontes de produção de energia altamente poluentes ainda menos atrativas porque o carvão, por exemplo, emite mais dióxido de carbono quando é queimado”, relatou o jornalista da CNBC, Sam Meredith. Ainda em algumas localidades na Europa, como no Reino Unido, a falta de vento tem reduzido significativamente a produção de energia eólica, ironicamente contribuindo para uma tempestade perfeita, em termos de choque de oferta. Crise energética na China Na China, as importações de GNL cresceram 27% entre o primeiro trimestre de 2020 e o mesmo período de 2021, o que sinaliza uma rápida recuperação do consumo. Isso ocorre ao mesmo tempo em que há grandes pressões para reduzir a intensidade energética do país. Ou seja, há uma busca do governo chinês para que essa demanda incremental seja atendida por outras fontes que não o carvão. Como noticiou o jornal Valor Econômico, a partir de uma publicação Nikkei Asia, o presidente do país asiático “prometeu que as emissões de carbono da China atingirão o pico antes de 2030 e que o país alcançará a neutralidade de carbono em 2060. Isso implica em uma grande mudança em um país onde mais da metade de toda a energia é gerada a partir do carvão — e as autoridades estão levando as metas ambientais a sério. Em agosto, o principal órgão de planejamento econômico da China, a Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma (NDRC, na sigla em inglês), questionou as províncias — entre elas Jiangsu, Guangdong e Hubei, importantes centros industriais — por não cumprirem as metas de intensidade energética para o primeiro semestre de 2021. Posteriormente, as autoridades locais enviaram avisos às empresas exigindo que cortassem o consumo de energia”. O crescimento das restrições para o acesso do carvão associado ao aumento do preço da matéria-prima tem gerado escassez no abastecimento energético local. Isso porque, como o preço vendido na China é regulado, os produtores de energia não conseguem repassar integralmente o encarecimento da matéria-prima para os consumidores. Por isso, há um forte desincentivo a produção de energia por muitas usinas no país. “Como os preços da energia são regulados, as usinas perderiam mais de 0,15 yuans por quilowatt-hora de energia gerada com os preços atuais dos combustíveis”, diz a mesma matéria do Valor. No entanto, a situação da China pode ser considerada menos dramática porque o país tem contratos de fornecimento de GNL de diferentes países, como Austrália e Qatar, conta com as exportações do gás russo e possui amplas reservas de carvão. Adicionalmente, a China tem uma forte coordenação da indústria de energia por meio de suas estatais, o que facilita o encaminhamento de soluções, junto com a iniciativa privada, para o aumento da oferta de energia. Apesar disso, até o presente momento, o governo chinês têm optado por reduzir a produção de parte da sua indústria – aquela considerada mais poluidora – visando, ao mesmo tempo, elevar a eficiência energética e diminuir uso de fontes fósseis. Crise energética no Brasil Essa estratégia do governo chinês deve impactar inúmeras cadeias produtivas globais. No caso do Brasil, a queda da produção industrial chinesa deve diminuir as exportações de commodities. “(…) menos crescimento da China (…) pode significar queda tanto nos volumes comprados por ela, quanto no preço dos produtos que ela compra – notoriamente as commodities, que são produtos básicos negociados em bolsas internacionais como minério de ferro, petróleo e grãos. Como o Brasil é um dos principais exportadores de muitas delas, e a China sua principal compradora, principalmente no minério de ferro, a economia brasileira também pode acabar perdendo nesta frente
Nos últimos anos, as empresas de petróleo têm sido confrontadas com a necessidade de adaptação às mudanças na matriz energética global que, gradativamente, está reduzindo o peso das energias fósseis e convergindo para aquelas mais limpas e renováveis. Isso, por sua vez, não significa que todas as corporações estão adotando estratégias de negócio em direção às energias limpas. Embora todas elas estejam buscando reduzir sua pegada de carbono, a forma como isso tem sido feito varia consideravelmente entre cada uma das petrolíferas. E, mais importante: o petróleo e gás natural continuam como seu core business e tudo indica que continuarão assim, ao menos nos próximos anos. Estratégias de Entrada De forma geral, pode-se observar a existência de três principais estratégias para a entrada no segmento de renováveis: Agressiva: constitui numa entrada acelerada e diversificada no segmento de energias renováveis e descarbonização, em termos de expansão do investimento e da inclusão de novos ativos. A expectativa é que, na próxima década, o negócio de energia renovável aumente sua participação na cadeia de valor destas empresas. As principais petrolíferas que estão nesse grupo são as europeias, principalmente a francesa TotalEnergies e a norueguesa Equinor. Equilibrada: constituída por um crescimento dos negócios em renováveis e descarbonização, mas em um ritmo não tão superior ao das atividades de petróleo e gás natural. Nesse caso, é possível que os ativos em energia renovável ganhem espaço na cadeia de valor dessas empresas, mas de forma relativamente mais lenta que no primeiro grupo. A prioridade dessas empresas é de ampliar sua geração de energia em várias frentes, incluindo petróleo e gás natural. As empresas chinesas são bons exemplos neste grupo. Conservadora: concentra-se nos investimentos em ativos de descarbonização. Nessa estratégia, como o objetivo é continuar seu foco nas atividades de petróleo e gás natural, a atuação das empresas está direcionada para a redução de sua pegada de carbono. Ou seja, a prioridade é tornar o processo de produção de petróleo, gás natural e seus derivados “mais limpos”. As petrolíferas americanas vêm seguindo essa estratégia. Cabe ressaltar que, a despeito de existir uma diferença considerável na forma de realizar sua “transição energética”, todas as empresas têm se apoiado em parcerias e entrado de forma cautelosa nos segmentos de renováveis. Como mostra um estudo coordenado por Ensieh Shojaeddini, da US Environmental Protection Agency, a inserção das petrolíferas na indústria de energia renovável ocorre de forma relativamente passiva por meio de “acquisitions and minority investments; venture capital investments; direct ownership of renewable generation assets; and research and development (R&D)”. Um outro estudo, de Zhong e Bazilian (2018), reforça essa percepção ao mostrar que o caminho de atuação das petrolíferas globais em renováveis está concentrado em: Disseminar a expertise operacional do setor de exploração e produção offshore e de refino, respectivamente, para o segmento de eólica e de biorrefinarias; Prover financiamento (venture capital) para startups com alta intensidade tecnológica em renováveis; Construção de negócios integrados com o setor de renováveis, principalmente nas operações de exploração e produção. Apesar disso, de maneira geral, as empresas europeias têm sido mais agressivas na atuação da indústria de renováveis, em relação às IOCs americanas e as NOCs chinesas. Nesses dois últimos grupos de empresas, principalmente em razão dos interesses e potencialidades dos seus países, os investimentos no segmento de renováveis são inexpressivos, embora no caso chinês haja uma sinalização de mudança desse quadro no médio prazo, diferentemente do caso americano. Gráfico – Investimento das majors em energia de baixo carbono (2010-2018). Em proporção do Capex total Font: Shojaeddini et al. (2019) Atuação das Grandes Petrolíferas Mais importante do que o desempenho recente, é a ambição de cada uma dessas empresas no médio prazo e longo prazo. A Equinor, por exemplo, adota uma postura mais agressiva no segmento de energia limpa desde o seu Plano de Negócios de 2008.Com metas audaciosas de elevar significativamente seu Capex em energia limpa e/ou liderar globalmente, alguns elos da cadeia de renováveis, a empresa atualmente possui uma maciça participação no mercado de energia eólica offshore europeu e avança com projetos fotovoltaicos na América do Sul, como o parque fotovoltaico em Apodi, no Brasil, com capacidade de 162 megawatts. Da mesma forma, a Total vem acelerando as parcerias em diferentes áreas, e ampliando sua atuação para vários lugares do mundo, incluindo o Brasil. O recém reposicionamento da marca para TotalEnergies aponta para a estratégia de disputar os mercados de eletricidade, hidrogênio, biomassa, solar e eólica, mantendo ainda investimentos em óleo e gás em seu portfólio de projetos. O mesmo ocorre com outras empresas europeias, principalmente a BP, que tem uma antiga relação com a produção de energia solar. Após sinalizar uma saída do negócio solar em 2011, a BP realizou uma mudança de visão do negócio para reingressar nesse mercado. Seguindo o caminho das petrolíferas globais, apostando em negócios integrados e estabelecendo parcerias com startups, ela ampliou a participação no mercado de energia eólica, nos Estados Unidos e em etanol no Brasil. Desta forma, a companhia sinalizou para o mercado a importância de continuar encontrando novos modelos para atuar, cada vez mais, no ramo de energias renováveis. Em contrapartida, o desempenho das petrolíferas americanas tem sido muito mais tímido do que de seus pares europeus. De 2010 a 2018, a Chevron e a Exxon investiram, cada uma, somente 0,2% do seu Capex em renováveis, enquanto as europeias TotalEnergies e Equinor aplicaram 4,3% e 1,8%, respectivamente. Contudo, recentes movimentos de acionistas, tanto da Exxon quanto da Chevron, podem pressionar ações mais favoráveis à agenda climática, apesar de ainda não se esperar dessas empresas uma diversificação significativa de seus portfólios. Atuação no Brasil Ao mesmo tempo que as petrolíferas europeias demonstram interesse nos ativos de energia renovável, o Brasil se estabelece como um dos mercados com maior potencial nessa frente. Além da nossa imensa fronteira agrícola, que nos fornece grande vantagem competitiva para a produção de biocombustíveis, o Brasil conta com um potencial imenso para a geração solar e eólica, inclusive offshore. Nesse último caso, há ainda a existência
Elaborado por: Bernardo Caldeira, Rodrigo Bragantine e Rubem Gama A indústria de óleo e gás tem passado por um ano desafiador, considerando a pandemia ocasionada pela COVID-19 e com grandes efeitos de oscilação negativa de preços dos petróleos Brent e WTI, motivados pela queda de demanda na commodity em diversos países do mundo, além de recentes desalinhamentos sobre o corte na produção entre a Rússia e a Arábia Saudita. Frente a esta conjuntura, o petróleo Brent atingiu níveis de preço inferiores a 2015, ano marcado historicamente por uma grande redução ante o período de 2010-2014, conforme explicita o gráfico abaixo: Figura 1 – Oscilação de preço do petróleo Brent entre 2005 e 2020 (1) É importante trazermos o panorama de preços do petróleo Brent neste caso em função do tema central deste artigo que é o plano de desinvestimentos da Petrobras. A estatal brasileira, divulgou em novembro de 2019(2) o seu novo plano estratégico. Dentre os destaques deste plano, listamos: Previsão de CAPEX de R$ 75,7 bi, com 85% alocado no segmento de Exploração & Produção (E&P); e Concentração nas operações do pré-sal, com maiores retornos sobre o investimento. De maneira resumida, observamos um posicionamento da Petrobras em se tornar uma empresa menos verticalizada na indústria e mais concentrada no segmento de E&P, com notória especialização em águas ultra profundas. Neste contexto, o parque de refino da Petrobras representa um grande volume de ativos listado no plano de desinvestimentos da companhia. Embora haja intenção de se concentrar nas atividades de E&P, a atual Diretora de Refino & Gás Natural da empresa, Anelise Lara, em recente entrevista(3), afirmou que a Petrobras não planeja se desfazer de todas as suas refinarias e deve manter as operações no eixo Rio-São Paulo, com aproximação estratégica de seus principais ativos de produção no pré-sal e de grandes mercados consumidores do Brasil. Considerando a venda bem sucedida destes ativos, a Petrobras passará a ter, aproximadamente, metade da sua capacidade de produção atual no segmento. De acordo com estudos de 2018, a Petrobras é responsável por 98,4% (4) da capacidade instalada no Brasil. Este panorama traz uma série de questões técnicas e oportunidades para interessados nestes ativos. Será que o investimento em uma refinaria é atrativo considerando o contexto brasileiro, panorama atual da indústria e perspectivas futuras? Neste artigo destacaremos alguns destes pontos com o objetivo de formular uma análise de mercado, identificando oportunidades e ameaças. Abaixo apresentamos um breve resumo das características das oito refinarias listadas para venda no plano da Petrobras com seus resultados de 2019, de forma a começarmos a entender alguns importantes aspectos de atratividade destes ativos: Refinaria Isaac Sabbá (REMAN) (5) A Refinaria Isaac Sabbá foi inaugurada no ano de 1957, na margem esquerda do Rio Negro, em Manaus (AM) sendo estatizada em 1974. A refinaria possui uma capacidade de processamento de 46 mil barris por dia e possui como principais produtos GLP, nafta petroquímica, gasolina, querosene de aviação, óleo diesel, óleos combustíveis, óleo leve para turbina elétrica, óleo para geração de energia e asfalto. A REMAN se liga a três portos de recebimento e entrega de derivados geridos pela Transpetro, atendendo prioritariamente os estados do Pará, Amapá, Rondônia, Acre, Amazonas e Roraima. Além disso, a refinaria é autossuficiente em energia, dispondo de uma central termoelétrica. Origem do petróleo refinado Tancagem de Petróleo (m³) Tancagem de derivados (m³) 100% nacional 129.770 258.537 Tabela 1 – REMAN Origem e Armazenamento de Petróleo e Derivados (6) Capacidade Autorizada (m³/d) Média de Volume Processado (m³/d) Média do Fator de Utilização Efetivo (FUE) 7.300,00 5.046,73 69,13% Tabela 2 – REMAN Capacidade e Volume de processamento (6) Perfil de Produção Média de Capacidade Autorizada/ mês Asfalto (kg) 8.175.105,33 Cimento Asfáltico (kg) 7.962.832,00 DMA-MGO (L) 17.130.915,88 Gasolina A (L) 74.736.358,17 GLP (kg) 3.264.002,50 Nafta (L) 15.163.917,67 Óleo Combustível (kg) 8.619.023,83 Óleo Combustível Marítimo (kg) 4.146.483,75 Óleo Diesel S500 (L) 38.858.881,33 Querosene de Aviação (L) 14.259.663,17 Tabela 3 – REMAN Perfil de Produção (6) Refinaria Abreu e Lima – RNEST (7) A Refinaria Abreu e Lima (RNEST) está localizada em Pernambuco no município de Ipojuca a 45 km da capital Recife. Iniciou suas operações em 2014 com projeto original de produzir aproximadamente 230 mil barris/dia, contudo somente o primeiro conjunto de unidades (Trem I) foi posto em operação com capacidade nominal de 100 mil barris/dia Outro fato relevante é que essa refinaria não produz gasolina, em virtude de possuir unidades de destilação atmosférica o que lhe permite apenas a separação de compostos existentes no petróleo, desta forma não alcançando a octanagem da corrente nafta necessária para produção de gasolina. Entretanto, a sua produção se concentra (cerca de 70%) em outro derivado de extrema importância: o óleo diesel. Origem do petróleo refinado Tancagem de Petróleo (m³) Tancagem de derivados (m³) 90,4% nacional 804.204,83 m3 779.182,75 m3 Tabela 4 – RNEST Origem e Armazenamento de Petróleo e Derivados (6) Capacidade Autorizada (m³/d) Média de Volume Processado (m³/d) Média do Fator de Utilização Efetivo (FUE) 15.900 13.216 83,12% Tabela 5 – RNEST Capacidade e Volume de processamento (6) Média de Capacidade Autorizada/ mês Perfil de Produção Coque (kg) 41.079.005,67 DMA-MGO (L) 3.897.898,00 GLP (kg) 5.118.888,17 Nafta (L) 60.738.370,00 Óleo Combustível (kg) 9.696.399,67 Óleo Combustível Marítimo (kg) 16.145.453,25 Óleo Diesel S10 (L) 202.240.251,50 Óleo Diesel S500 (L) 69.785.015,42 Tabela 6 – Perfil de Produção (6) Refinaria Landulpho Alves – RLAM (8) A Refinaria Landulpho Alves foi fundada em 1950 e foi a primeira refinaria nacional impulsionada pela descoberta de petróleo na Bahia. A RLAM está localizada no município de São Francisco do Conde, na região do Recôncavo Baiano e é o maior complexo industrial do polo petroquímico de Camaçari com uma capacidade instalada é de 323 mil barris/dia. Além de ser a única produtora nacional de food grade (parafina de teor alimentício) e n-parafinas (derivado matéria prima na produção de detergentes biodegradáveis). Origem do petróleo refinado Tancagem de Petróleo (m³) Tancagem de derivados (m³) 97,93% nacional 579.278,90 980.534,58 Tabela 7 – RLAM Origem e Armazenamento de Petróleo e Derivados
This article is available only in English. A New Crisis with potential “Old Effects” In these moments of a global pandemic we all had the chance of thinking about the perspectives for our lives and our working and business environments for next and long-term future. One of my recurring reflections has been whether we might have some positive effects on the environment and the climate changes due to the reduced level of economic activities, use of transportation, both public and private, and the stop to nearly all air travel for some time. I had a great expectation in terms of reduction of emissions throughout the world and that this experience might help us changing structurally the way we use the natural resources. Unfortunately, my expectations are not so likely to be attended. According to IEA It is true that the expected fall in demand for energy in 2020 (- 6%) is mainly due to the fall in demand for fossil sources (Oil -9,1%, Coal -7,7%, Gas -5%) while the demand for energy from renewable sources will grow 0,8%. But also, due to the collapse in demand, the prices of these commodities fell heavily. Historically, investments in alternative sources have always had a great impulse in times of high prices of oil and fossil sources in general: the moment of historical drop in prices of such sources is unlikely to favor investments in renewable sources. So, the drop in oil prices, coupled with the economic slowdown, may discourage investment in energy efficiency and renewable energy, in addition to encouraging the increase in consumption of oil products. The reduction in energy consumption should imply a consequent reduction in GHG emissions in the short term. According to Nature, global emissions of CO2 dropped around 17% by early April compared with the 2019 mean levels. Here in Brazil, nevertheless, emissions are expected to rise (around 10%) due primarily to deforestation. The expectation is to have a drop in emissions worldwide around 8% or 2.6 GtCO2 (IEA) which is more than in any other year on record. Looking back over the past few decades, we always see that economic crises usually are marked by temporary declines in GHC emissions. This happened following the oil shocks of the 1970s and the global financial crisis of 2008. After the latter, though, we saw emissions rise to record heights in 2010, in part because of widespread policies intended to stimulate economic recovery that had limited regard for the consequences on the environment. So, in the end emissions and pollution recover when economies start to reheat, more than offsetting any short-term climate benefits. Can it be different now? The world is currently in the process of trying to understand how our economies can recover from a shock that is expected to cause for the first time in recent history a fall in Real World GDP (-2,4% according to OECD). We are seeing an incredible amount of financial resources put into the economic systems worldwide to try and soften the impact on people’s welfare and companies’ balance sheets and reduce bankruptcies in the short term. In April, all G20 countries implemented already measures amounting more than 7 tn US$, and now it exceeds 10 tn US$. This comes at a tipping point for the destiny of our planet: the UN Environment Programme estimates that Global GHG emissions must fall 7,6% every year from 2020 to 2030 to keep temperature increase to less than 1.5°C. So, we are facing an incredible opportunity to define policies and design and implement global changes that can help our planet and our life on it for the long term. Politicians and Business Leaders are trying to pave the way: in April was launched the “European alliance for a Green Recovery” the “first pan-European call for mobilisation on post-crisis green investment packages (that) will work to build the recovery and transformation plans which enshrine the fight against climate change and biodiversity as a key pillar of the economic strategy”. It was born with the support of more 180 politicians, NGOs, business leaders, trade unions and NGOs, and since many others have joined in, including the leading European manufacturers and financial institutions. At the same time, the public opinion is supporting a change in priorities in the investments that will be made. A survey by IPSOS in mid-April asked people whether they agreed or disagreed with “In the economic recovery after Covid-19, it’s important that government actions prioritize climate change”. Nearly two thirds of agreed with that, supporting a “Green recovery” with a stronger support in BRICS than in the rest of the world (India 81%, China 80% Brazil 66%, world average 65%). In the same survey less people (44% against 48%) were encouraging governments to focus on the economy recovery without taking in consideration the environment. Apparently, the public opinion does not believe, as some politicians do, that investments in the environment are only for rich countries or that the economy comes first and our planet later. We must find a way to create a recovery path for the economy that is smart and greener that our current situation. So, what to do now? The next question is probably the one with most difficult answer: what to do with the massive amount of resources that are likely to be injected and deployed into the economic system? There are many people trying to answer and probably many more will come soon. Here below are the ones I gathered from different studies (the most relevant being “Will COVID-19 fiscal recovery packages accelerate or retard progress on climate change?” Oxford University Press) which I believe can be the most interesting developments in many countries, including Brazil where I live. 1. Some policy types can deliver both economic recovery and climate goals together: Investment in clean physical infrastructure in the form of: renewable energy assets storage (including hydrogen) grid modernization and CCS technology Building efficiency spending for renovations and retrofits including improved insulation, heating, and domestic energy storage systems
