I – NOTICIAS
A petrolífera portuguesa Galp Energia quer centrar crescimento na exploração e produção de petróleo. Toda a estratégia de crescimento da empresa baseia-se na exploração e produção de petróleo e "o plano de investimentos previstos para esta área nos próximos anos foi mesmo acelerada", diz fonte oficial da Galp.
Os últimos dois anos "foram de um enorme desafio em todas as áreas de negócio da empresa", refere a mesma fonte, que destaca ter sido possível "prosseguir o plano traçado que vai transformar a empresa e centrar o seu motor de crescimento na área da exploração e produção de petróleo".
A Galp Energia está actualmente a concluir, um ambicioso investimento, e que se traduz na conversão das duas refinarias, a de Sines e a do Porto - num investimento global de 1,4 mil milhões de euros. Estes projectos permitem, diz fonte oficial, "encarar os próximos anos com optimismo, uma vez que são investimentos que deixam a Galp Energia melhor preparada para os anos difíceis que se antevêem, uma vez que se torna mais competitiva nos mercados em que actua e que não dependem da conjuntura económica em Portugal".
Fonte: TN Petróleo
A Petrobras e a norueguesa Statoil assinaram ontem (25) carta de intenção que prevê a expansão da cooperação entre as duas companhias nas atividades de exploração. Além disso, as empresas esperam que, com o acordo, seja possível promover estudos conjuntos mais aprofundados com o objetivo de avaliar possíveis sinergias operacionais.
A cerimônia de assinatura foi realizada no hotel Copacabana Palace, no Rio de Janeiro, durante seminário comemorativo do primeiro óleo do campo de Peregrino, operado pela Statoil. Estiveram presentes à cerimônia de abertura o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella, o ministro de Petróleo e Energia da Noruega, Ola Borten Moe, e o CEO da Statoil, Helge Lund.
Estrella representou na cerimônia o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli. Ele destacou a “longa e frutífera” relação da Petrobras com a Statoil, especialmente na área de cooperação tecnológica. O diretor ressaltou, também, a descoberta de petróleo leve e gás natural feita pelas
Fonte: Agencia Petrobras
A Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio) celebrou um acordo de cooperação acadêmica, técnica e científica com a Secretaria de Ciência, Tecnologia e Inovação da Marinha (SecCTM), com interveniência da Diretoria de Sistemas de Armas da Marinha (DSAM). Estiveram presentes à assinatura do acordo, entre outros, o Vice-Reitor para Assuntos Acadêmicos da Universidade, prof. José Ricardo Bergmann, o Diretor de Sistemas de Armas da Marinha, Vice-Almirante Elis Treidler Öberg e o Secretário de Ciência, Tecnologia e Inovação da Marinha, Vice-Almirante Ilques Barbosa Junior.
Esta iniciativa tem por objetivo contribuir para o aperfeiçoamento e o desenvolvimento do intercâmbio técnico, científico e cultural entre a universidade e centros de pesquisas da Marinha. Além disso, a crescente demanda por capacitação acadêmica para o desenvolvimento de tecnologias de defesa no País atribui maior valor a esse intercâmbio de conhecimentos. Por meio deste acordo, válido por cinco anos, a Marinha e PUC-Rio irão estabelecer programas conjuntos de atividades anuais, incluindo parcerias em bolsas de estudos e matérias técnicas com referência a projetos de interesses comuns.
Fonte: TN Petróleo
Fonte: Valor Econômico
A HRT decidiu exercer seu direito de compra da participação de 45% da sua sócia Petra em 21 blocos exploratórios que as duas dividem na Amazônia por R$ 1,28 bilhão. Em nota ao mercado, a HRT informou que trata-se de um preço "fixo e irreajustável". A quantia equivale a US$ 796 milhões pelo câmbio de ontem, e foi estipulada com base no valor de fechamento da oferta pública de ações da HRT, em outubro de 2010.
A decisão da HRT de exercer sua opção foi tomada após a Petra, controlada pelo empresário Roberto Viana, recusou oferta de US$ 1,050 bilhão da TNK-BP, joint-venture entre a russa TNK (Alfa Group e Access Renova) e a inglesa BP. O Valor apurou que a Petra entende que sua participação vale mais do que isso, podendo chegar a até US$ 3 bilhões.
Desde que a HRT abriu capital, o papel subiu 24,17% - chegou a acumular alta de 80,83% no dia 17 de março - enquanto o Ibovespa caiu 7,81% no período. O negócio bilionário, que poderia ser mais um entre os que estão agitando o setor de óleo e gás no Brasil, pode se tornar um contencioso de grandes proporções.
Procurada, a Petra não quis se pronunciar, informando apenas que "irá respeitar integralmente todos e quaisquer direitos da HRT e vai exigir o respeito a todos e quaisquer direitos para que receba o valor justo de mercado por suas ações". Após o comunicado sobre a aquisição na manhã de ontem, as ações da HRT subiram 6,8%. A valorização se deve à percepção de que, se não aceitar a oferta russa, a Petra será obrigada a vender seus 45% para a HRT por um valor US$ 250 milhões menor. John Forman, diretor da HRT, explicou que a decisão da empresa de exercer a opção de compra foi tomada porque o prazo venceu na quarta-feira.
II - COMENTÁRIOS
A Petrobras precisa triplicar o número de plataformas que utiliza para conseguir dobrar a produção de gás e petróleo em 2020, afirmou o presidente-executivo da Petrobras durante uma Conferencia.
O Brasil deve se tornar o terceiro maior produtor mundial de ´petróleo novo´ nos próximos anos e o primeiro entre países fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).
Gabrielli afirmou que a Petrobras quer dobrar sua produção total para 5,3 milhões de barris por dia até o final da década, ante nível atual de 2,5 milhões de barris diários.
Fora do Brasil, a companhia estima que a produção diária vai crescer para 3,9 milhões de barris contra 2 milhões este ano.
Para conseguir cumprir estas metas, a Petrobras vai precisar de 53 plataformas em 2020, ante 15 atuais, disse Gabrielli.
´Precisamos aumentar nosso uso de embarcações especiais e de fornecimento para 568 navios até 2020 contra 287 hoje´, disse Gabrielli, acrescentando que a maior parte destes novos navios e plataformas vai precisar ser construída em estaleiros brasileiros.
A maior parte dos promissores campos petrolíferos brasileiros estão em águas profundas, longe da costa, o que torna mais difícil a operação.
´É um desafio logístico´, disse o executivo. ´Precisamos pensar em termos de hubs para produção e armazenagem. Isso exige novas tecnologias e novos sistemas de logística.´
Fonte: Reuters
A península árabe alimentou a economia mundial com petróleo durante cinco décadas. Quanto tempo mais pode continuar a fazê-lo é algo que depende de projetos como o que está sendo desenvolvido aqui, nas areias do deserto na fronteira entre Arábia Saudita e Kuait.
A Arábia Saudita se tornou a maior produtora de petróleo do mundo ao explorar suas enormes reservas de óleo leve e de alta qualidade fáceis de perfurar. Mas o aumento da demanda e o fato de que os campos de "petróleo fácil" ao redor do mundo começam a secar fazem com que os sauditas se voltem a uma fonte bem mais difícil: os bilhões de barris de petróleo pesado presos sob o deserto.
O petróleo pesado é mais difícil de extrair do que o leve e custa mais para ser refinado. Mesmo assim, a Arábia Saudita e o Kuait embarcaram num ambicioso experimento para extraí-lo do campo de Wafra, localizado numa área pouco habitada do deserto compartilhada pelos dois países.
Que os sauditas estejam mesmo considerando um projeto desses mostra como está ficando difícil e caro saciar a sede mundial de petróleo. Também sugere que mesmo os sauditas podem não ser capazes de aumentar a produção rapidamente no futuro se a demanda aumentar inesperadamente. Isso indica que não deve haver um retorno do petróleo barato por um bom tempo.
"O petróleo fácil está chegando ao fim", diz Alex Munton, um analista de Oriente Médio na consultoria escocesa Wood Mackenzie. Os grandes campos da região do Golfo Pérsico, diz, extraíram mais de metade de seu petróleo - ponto em que a produção tradicionalmente começa a declinar.
A Administração de Informação de Energia dos Estados Unidos afirmou este mês que o consumo mundial de petróleo vai atingir um recorde de 88 milhões de barris por dia este ano. A turbulência na Líbia, combinada com o menor crescimento da produção nos países ricos, vai manter a oferta apertada, o que eleva os preços, informou a agência americana. Ela projeta que a cotação do petróleo fique numa média de US$ 103 por barril este ano, uma alta de 30% em relação ao ano passado, e será ainda mais alta no ano que vem.
Ninguém sugere que os países do Golfo estejam ficando sem petróleo. O petróleo pesado, embora difícil de extrair, é abundante. Acredita-se que só o Oriente Médio tenha cerca de 78 bilhões de barris de petróleo pesado que seja recuperável atualmente, mais de três vezes e meia as reservas totais dos EUA.
A Pesquisa Geológica dos EUA estima que haja cerca de 3 trilhões de barris de petróleo pesado no mundo, o que equivale a cerca de cem anos de consumo mundial aos níveis atuais. O problema: apenas uma fração disso - cerca de 400 bilhões de barris - pode ser recuperada com o uso da tecnologia existente. Novas técnicas como a que está sendo tentada em Wafra podem liberar mais.
Para chegar ao petróleo grosso de Wafra, os trabalhadores estão injetando vapor no solo para aquecer o óleo e torná-lo menos viscoso, o que permite que suba à superfície. A técnica é complicada, cara e não foi comprovada no tipo de rocha que prende o petróleo de Wafra.
Para sua metade do projeto, os sauditas buscaram a ajuda da petrolífera americana Chevron Corp., que tem décadas de experiência na extração de petróleo pesado em campos na Califórnia e na Tailândia. É uma rara chance para uma petrolífera de país rico conseguir um pedaço das maiores reservas do mundo.
Mas é também uma aposta. O projeto, muito mais complexo do que os que a Chevron executou antes, custará bilhões de dólares e levará décadas para ser completado. E será a Chevron, não os sauditas, que vai colocar o capital necessário para fazer o projeto funcionar - e assumir o risco de que não funcione.
O campo de Wafra fica a 50 quilômetros do Golfo Pérsico, perto de uma rodovia ladeada por cabos de energia, oleodutos e a ocasional cáfila de camelos que atravessa o deserto. Por trás dos portões policiados do campo, centenas de bombas cinzas balançam lentamente diante de uma floresta de torres de perfuração, antenas de rádio e postes de eletricidade. Oleodutos serpenteiam pela areia, coletando petróleo de mais de mil poços. Cerca de 45% do petróleo de Wafra vai para os EUA.
Esse petróleo é o fácil de extrair. O prêmio maior são os 25 bilhões de barris de óleo pesado do campo.
A Chevron está realizando um teste de quatro anos e US$ 340 milhões num pequeno canto de Wafra. O petróleo, assim como o melaço, fica mais fino quando é aquecido. Grandes tubos prateados carregam vapor a 300°C para o subsolo, inundando a rocha rica em petróleo. Nas proximidades, uma rede de bombas extrai o óleo.
Até agora, os resultados foram encorajadores. Em novembro, os poços estavam produzindo 1.500 barris por dia, sete vezes o que produziam antes de a injeção de vapor começar, em 2009.
A Arábia Saudita e o Kuait estão bastante atentos aos resultados. Príncipes, emires, ministros e embaixadores já visitaram o inusitadamente decorado escritório do projeto, que tem chão de mármore. "Todo mundo está observando nosso projeto", diz Ahmed Al-Omer, diretor-geral da divisão saudita da Chevron.
O consumo mundial de petróleo, ampliado pela forte demanda da China e da Índia, deu um salto de 2,3 milhões de barris por dia no ano passado, um aumento de 2,8%, segundo dados do governo americano. Foi o segundo maior aumento em 30 anos. A produção no mundo desenvolvido, por sua vez, mal cresce. Isso significa que o mundo está cada vez mais dependente da produção dos países da Opep, particularmente da Arábia Saudita, o mais importante membro do cartel.
"Todos os países do Oriente Médio terão de começar a lidar com essas reservas" de petróleo pesado, diz Andrew Gould, presidente da empresa de serviços petrolíferos Schlumberger Ltd., que trabalhou em vários projetos de petróleo pesado na região. "Eles nunca tiveram de pensar nisso antes."
Alguns países, como Bahrein, Abu Dhabi e Omã, já estão tentando explorar suas reservas de petróleo pesado. Mas o projeto Wafra eclipsa todos os outros na região. Se sauditas e kuaitianos decidirem expandir a injeção de vapor para todo o campo, será o dobro do tamanho do maior projeto de vapor atualmente em operação no mundo, na Indonésia. Eles teriam de perfurar 19.000 poços e contratar cerca de 3.000 trabalhadores. No final, a esperança é de recuperarem 6 bilhões de barris.
"É um projeto gigantesco, de muitos bilhões de dólares, que vai tomar mais de 25 a 30 anos de investimento e perfuração", diz o vice-presidente do conselho da Chevron, George Kirkland.
A Chevron não revela o custo total previsto do projeto, mas o Kuait havia anteriormente estimado que ele sairá por US$ 10 bilhões ao longo de dez anos.
As petrolíferas dos países ricos consideram que esses projetos justificam os riscos porque são uma oportunidade de fincar o pé numa região à qual tiveram pouco acesso nas últimas décadas.
Nos anos 30, 40 e 50, multinacionais petrolíferas como as antecessoras da Chevron, da Exxon Mobil Corp. e da BP PLC, ajudaram a descobrir muitos dos maiores campos de petróleo do mundo: o Ghawar na Arábia Saudita, o Burgan no Kuait e o Rumaila no Iraque.
Esses campos eram tão facilmente exploráveis, contudo, que nos anos 70 a maioria dos governos da região havia decidido que não precisava mais da ajuda das multinacionais e nacionalizado seus campos. As grandes petrolíferas internacionais se viram praticamente banidas da região.
Em consequência, viram-se diante de projetos mais difíceis e menos rentáveis: explorar em águas profundas ou nas areias betuminosas do Canadá e extrair as últimas gotas de campos envelhecidos ao redor do mundo.
Esses projetos deram às empresas a experiência que, esperam elas agora, lhes dará uma chance de voltar ao Oriente Médio.
Mas os projetos são demorados e caros, e os governos da região negociam duro, forçando as empresas a arcar com os custos do projeto enquanto eles, os governos, ficam com uma grande parcela dos lucros caso o projeto funcione.
Muitos especialistas acreditam que as empresas estão entrando nesses projetos pilotos iniciais para ter maiores chances em projetos maiores e mais lucrativos no futuro - uma tática que usaram antes em lugares como Rússia e Iraque, com resultados nem sempre favoráveis.
Usar vapor para extrair petróleo não é uma ideia nova. A Chevron usa o método em seu campo Kern River, na Califórnia, desde os anos 60. A empresa extraiu menos de 10% do petróleo do campo usando métodos tradicionais. Usando injeção de vapor, ela está perto de extrair até 80% do petróleo.
O projeto Wafra, contudo, é um desafio bem maior do que os projetos de vapor tradicionais. Como na maior parte do Oriente Médio, o petróleo de Wafra está preso numa grossa camada de calcário que também contém minerais que podem se acumular dentro dos oleodutos e corroer o equipamento.
Um desafio ainda maior é conseguir os dois elementos cruciais para a geração de vapor: água e uma fonte de energia para fervê-la. Os projetos mais bem-sucedidos estão em locais com fácil acesso a água relativamente pura e uma fonte de combustível barata, geralmente gás natural. A Arábia Saudita e o Kuait têm pouco de ambas.
Sem fontes de água pura no deserto árabe, a Chevron foi forçada a usar água salgada encontrada nos mesmos reservatórios subterrâneos do petróleo. A água é cheia de elementos contaminantes que precisam ser removidos antes de poder ser fervida e injetada no solo.
Encontrar a energia para ferver a água é ainda mais difícil. A Chevron poderia usar petróleo em vez de gás natural - literalmente queimar petróleo para produzir petróleo -, mas isso queimaria lucros também. Por isso a empresa deve ser forçada a importar gás natural, um processo dispendioso que envolve o esfriamento dele para que se transforme em líquido e o transporte marítimo por milhares de quilômetros.
A Chevron afirma que o projeto será lucrativo desde que os preços do petróleo fiquem acima de US$ 60 ou US$ 70 por barril.
Ben Casselman
Fonte: The Wall Street Journal
Com a safra de soja batendo recordes e com perspectivas de a produção crescer novamente na nova safra (2011/12), a Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove) avalia que o Brasil teria folga para ampliar a mistura de biodiesel no diesel em meio a investimentos crescentes no setor.
Atualmente, cerca de 80 por cento do biodiesel produzido no Brasil é feito a partir de óleo de soja --a mistura atual é de 5 por cento de biodiesel no diesel.
"Do ponto de vista da oferta, poderia aumentar para 5 a 6 milhões de toneladas (a produção de óleo para biodiesel), hoje está em torno de 2,5 milhões", declarou Carlo Lovatelli, presidente da Abiove, à Reuters, em um intervalo do seminário Perspectivas para o Agribusiness 2011 e 2012, promovido pela BM&FBovespa e pelo Ministério da Agricultura.
"Não haveria aperto na oferta de matéria-prima", acrescentou.
Ele disse ainda que a indústria tem direcionado mais os investimentos para ampliar a capacidade de produção de biodiesel, como é o caso de recentes anúncios da Bunge e da Cargill, além das novas unidades de empresas menores, o que deve possibilitar eventual aumento da mistura, se o governo assim decidir.
Ao comentar uma redução na capacidade ociosa da indústria de soja de 35 para cerca de 25 por cento no último ano, ele declarou que o biodiesel tem sido fundamental.
"O biodiesel está ajudando, passou a ser um negócio expressivo do setor... novas fábricas estão sendo inauguradas," disse, ressaltando que o a indústria não deixou de fazer óleo para a alimentação.
"Não estamos deixando de fazer comida, estamos fazendo os dois", declarou.
Para Lovatelli, diante dos bons preços no mercado internacional, o Brasil pode continuar ampliando a sua produção.
Questionado sobre o tamanho da nova safra, ele afirmou: "71 a 72 milhões de toneladas, mas com viés para subir."
A safra que o Brasil terminou de colher há pouco está estimada pela Conab em pouco mais de 73 milhões de toneladas. Mas analistas avaliam que a área plantada na nova temporada poderá crescer, permitindo um aumento da produção se o clima também colaborar.
26/05/2011
Fonte: Reuters
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