IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 166

I – NOTÍCIAS

1- Petrobras descobre 1ª acumulação de petróleo no RN  

A Petrobras comunicou nesta terça-feira, 17, a descoberta de uma acumulação de petróleo na concessão BM-POT-17, a primeira em águas profundas da Bacia Potiguar, na sua porção localizada no Rio Grande do Norte. Conforme o comunicado, a descoberta ocorreu durante a perfuração do poço 1-BRS-A-1205-RNS (1-RNS-158), informalmente conhecido como Pitu, em profundidade de água de 1.731 metros e localizado a cerca de 55 km da costa do Rio Grande do Norte.

Segundo a estatal, o intervalo portador de petróleo líquido foi constatado por meio de perfis e amostragens de fluido que serão caracterizados por análise de laboratório. O poço ainda está sendo perfurado a uma profundidade de 4.197 metros, e a perfuração prosseguirá até 5.028 metros.

A Petrobras é a operadora da concessão BM-POT-17, com 80% de participação, em consórcio com a empresa Petrogal Brasil, que detém 20%. Ainda conforme a nota da Petrobras, em decorrência de processo de "farm out" (operação de venda de participação) em andamento, e depois de obtida a aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a BP Energy do Brasil passará a atuar como concessionária e as participações das consorciadas no BM-POT-17 ficarão assim: Petrobras terá 40%, BP Energy do Brasil, outros 40% e Petrogal Brasil, 20%.

"O consórcio dará continuidade às operações para concluir o projeto de perfuração do poço até a profundidade prevista, verificar a extensão da nova descoberta e caracterizar as condições dos reservatórios encontrados", acrescenta a Petrobras, no comunicado.

Eulina Oliveira

Fonte: Agência Estado

2- Em 2014, safra de cana no Centro-Sul deve repetir 2013  

Mesmo que algumas usinas ainda estejam processando cana-de-açúcar em dezembro e planejem continuar a operar em janeiro, a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica) já deu por encerrada a safra 2013/14 na região Centro-Sul, que concentra 90% da oferta da matéria-prima no país. Ontem, em encontro com a imprensa, a entidade revisou para cima a estimativa de moagem, para 589,6 milhões de toneladas, 2,6 milhões adicionais em relação ao previsto em outubro. A revisão, no entanto, trará pouco impacto na oferta final de açúcar e etanol.

De fato, o número de 589,6 milhões de toneladas foi o primeiro estimado pela Unica, ainda em abril deste ano. Em outubro, houve a revisão para baixo, dado o clima chuvoso naquele momento, que indicava que as usinas podiam não conseguir moer toda a canadisponível. Mas o efeito na produção de açúcar e etanol não será significativo, porque o teor de açúcar na cana tende a ficar abaixo de 134 quilos por tonelada. Além disso, a produtividade por hectare não será tão grande quanto se esperava em abril, apesar de crescer em relação à safra passada.

Assim, a produção de açúcar em 2013/14 deve ficar em 34,1 milhões de toneladas, em vez de 34,2 milhões estimados anteriormente - queda de 100 mil toneladas. Em etanol, em vez de 25,039 bilhões de litros, a produção deve ficar entre 25,1 bilhões e 25,2 bilhões de litros - um incremento de, no máximo, 160 milhões de litros.

A próxima temporada, a 2014/15, tende a ser semelhante a esta safra, na avaliação do diretor técnico da Unica, Antonio de Pádua Rodrigues. A renovação de canaviais foi menor, o que não deve trazer produtividade muito mais elevada do que a registrada neste ciclo. Além disso, a capacidade industrial instalada não cresceu, e continua em 3,6 milhões de toneladas de cana por dia.

"A moagem pode ser um pouco superior se o clima for favorável (mais seco) no começo da safra, o que possibilitaria mais usinas iniciarem as operações mais cedo, antes de 15 de abril", afirmou Rodrigues. A entidade estima que nove unidades industriais não devem operar no próximo ano. A matéria-prima que pertence a essas usinas deve ser absorvida por outros grupos.

Segundo levantamento feito pelo Centro de Tecnologia Canavieira (CTC), as usinas do Centro-Sul plantaram 15% menos cana em 2013. No acumulado de janeiro a novembro, foram 774 mil hectares, ante os 908 mil hectares do mesmo intervalo de 2012. A Unica avalia que 45% das usinas do Centro-Sul reduziram a área plantada na comparação com 2012, enquanto 27% mantiveram o ritmo de cultivo e apenas 28% conseguiram ampliar a área plantada. Os números não consideram área de fornecedores de cana.

A redução no ímpeto por plantio de cana se deveu a diversos fatores, conforme a Unica. Entre eles perda de mudas com as geadas de junho e julho e a dificuldade operacional para o plantio de cana de 18 meses em algumas regiões, devido ao clima chuvoso. Além disso, segundo Rodrigues, as usinas têm tido dificuldade de continuar investindo em plantio em decorrência da baixa rentabilidade do açúcar e do etanol neste ciclo.

No que diz respeito ao mercado de etanol, o dirigente da Unica espera que o hidratado, que é usado diretamente no tanque dos veículos, perca vantagem em relação à gasolina no ano que vem. Isso porque a oferta desse biocombustível não vai crescer em 2014, e deve ficar entre 13 bilhões e 14 bilhões de litros no Centro-Sul. Por outro lado, o consumo de combustíveis vai avançar, diante do próprio aumento da frota de veículos. "O preço dohidratado tende a subir para controlar o ímpeto da demanda. Deve se aproximar da paridade de 70% do preço da gasolina em 2014", calcula. Essa relação torna indiferente para o consumidor usar etanol ou gasolina.

Já para a produção de açúcar em 2014/15, o executivo não vê grandes alterações. Se houver alguma mudança, a sinalização ao mercado virá no segundo semestre de 2014. Entre abril e novembro deste ano, o preço médio de venda de açúcar bruto pelas usinas da região recuou 16,7% na comparação com igual período do ano passado. O de etanolhidratado avançou 6% e o do anidro, que é misturado à gasolina, subiu 6,3%. No caso dohidratado, pesaram no aumento a desoneração do Pis/Cofins e os reajustes da gasolina.

Fabiana Batista

Fonte: Valor Economico

3- Governo faz leilão de energia e resultados ficam abaixo do esperado  

O governo fez  um leilão de energia. O resultado ficou abaixo do esperado e pode representar uma alta na conta dos brasileiros.

O leilão serviu para ajustar o estoque de energia. As distribuidoras foram às compras para completar o que estava faltando para o ano que vem, equivalente ao consumo de 44% das residências do país. Conseguiram menos da metade do que precisavam.

"Foi frustrante, porque não atendeu a necessidade que as distribuidoras têm para atender os seus consumidores no ano que vem e ainda colocou esses consumidores sob a ameaça de ter que pagar um custo mais caro de energia em decorrência dessa situação", explica Claudio Sales, presidente da Acende Brasil.

A energia que ficou faltando terá que ser comprada em outro mercado, onde os preços obedecem a lei da oferta e da procura. No leilão dessa terça-feira, a energia mais cara saiu por R$ 191,40 o megawatt hora. No mercado, o preço está em torno de R$ 300.

O preço de mercado varia bastante. Depende do volume de chuvas, já que a nossa energia vem, principalmente, das hidrelétricas. Hoje, ele está alto porque ainda não começou a temporada de chuvas fortes. A perspectiva é que o valor caia, mas não a ponto de livrar o consumidor de um reajuste na tarifa.

"É o preço da urgência. Você não tem mais tempo hábil para construir uma usina e entregar essa energia e isso vai ser repassado. Não de imediato, mas ela cai no próximo reajuste tarifário. A conta vem. Demora, mas vem", afirma Luis Carlos, especialista em energia da Deloitte.

Para a agência reguladora do governo, o leilão conseguiu pelo menos diminuir o impacto. "Para a distribuidora, qualquer montante que seja contratado vai proteger a compra de energia. Isso já reduz a exposição das distribuidoras no mercado de curto prazo", acredita Ricardo Takemitsu, assessor da Aneel.

Janaína Lepri

Fonte: Jornal da Globo - Rede Globo

4- Dilma: concessões abrangerão ferrovias em 2014

Fonte: Agência Brasil 

Após um ano de avanços nas concessões de portos, rodovias, aeroportos e petróleo, a presidente Dilma Rousseff disse que as concessões continuarão em 2014 com enfoque no setor ferroviário.

“No caso de ferrovias, acredito ser essencial investir em parceria com o setor privado. É inadmissível que um país de dimensões continentais não tenha esse investimento. É imperdoável não termos feito esses investimentos no final do século 19 e no século 20, mas o século 21 exigirá um sistema ferroviário de porte internacional”, disse a presidenta ao participar da abertura do 8º Encontro Nacional da Indústria, organizado pela Confederação Nacional da Indústria (CNI).

A presidente explicou que a parceria com o setor privado é essencial não apenas na área financeira, mas também na gestão. Segundo ela, as parcerias com o setor privado vão permitir a aceleração do crescimento econômico do país e a oferta de bens e serviços mais adequados.

Aos empresários, Dilma lembrou que medidas adotadas pelo governo este ano permitiram reduzir o custo da energia elétrica, atendendo a uma demanda do setor industrial, e também foram ampliadas as desonerações tributárias e da folha de pagamento.

“Fizemos muito para reduzir e racionalizar a carga tributária, mas quero reconhecer que dificuldades e barreiras existentes diante do desafio de promover uma efetiva reforma tributária no Brasil vai exigir de nós ainda mais emprenho e determinação”, disse.

O 8º Encontro Nacional da Indústria reúne, hoje e amanhã (12), mais de 1,5 mil líderes empresariais brasileiros e também acadêmicos e representantes do governo para discutir os desafios que o Brasil precisa vencer para aumentar a participação na economia global.

II – COMENTÁRIOS

1- PRÉ-SAL VAI EXIGIR TECNOLOGIAS INOVADORAS PARA CONSTRUÇÃO DE NOVAS LINHAS DE DUTOS

FONTE: PETRONOTICIAS

Paulo Fernandes,
presidente da Liderroll

A necessidade logística para movimentação de derivados de petróleo a partir do leilão do Campo de Libra, assim como a expansão da produção do pré-sal, vai demandar investimentos significativos nos próximos anos. E, mais do que isso, exigirá uma releitura e uma consequente modernização do Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural, da Agência Nacional de Petróleo (ANP). Conhecido como RTDT, este regulamento é relativamente recente, de fevereiro de 2011, mas não prevê a possibilidade, por exemplo, de novos e modernos métodos construtivos de dutos existentes nos países que detém as maiores produções de petróleo no mundo.

A nossa legislação não prevê, por exemplo, a construção de oleodutos e gasodutos aparentes, que significam mais economia, melhor capacidade de manutenção, monitoramento com alta tecnologia, preços três vezes menores e com tempo de construção também três vezes menor. A Agência Nacional de Petróleo até promoveu encontros com a participação de especialistas no assunto, inclusive da diretora-geral, Magda Chambriard, que ouviu as sugestões, mas oficialmente ainda não se pronunciou.

A explosão de um oleoduto da Sinopec recentemente na China, que matou mais de 50 pessoas e deixou cerca de 200 feridas, acendeu o sinal amarelo e trouxe a lembrança dos dias ruins que o Brasil viveu durante o maior vazamento na Baía da Guanabara, no ano 2000. Um acidente que ainda hoje tem passivos a serem recuperados.  Na China, as investigações sobre as causas da explosão estão chegando perto de um grupo que vendia combustíveis roubados diretamente de dutos enterrados. Um fenômeno conhecido aqui no Brasil, mas pouco divulgado também.  Esse tema tem gerado uma grande preocupação, principalmente na Transpetro, maior responsável pela rede de dutos e o transporte de derivados no país.

Recentemente, em entrevista exclusiva ao Petronotícias, o diretor de operações da ASME,Timothy Graves, falou que a pouca infraestrutura no Brasil, aliada à enorme  demanda, deverá gerar uma onda de inovação no país. Este tema será tratado na próxima edição da IPG – International Geotechnical Conference, em abril de 2014, em Florianópolis, Santa Catarina. Graves também destacou que um grupo de trabalho está desenvolvendo uma lista de práticas recomendáveis para o gerenciamento de riscos ambientais que afetam dutos na América do Sul e destacou a empresa brasileira Liderroll como um destaque que pode ajudar o Brasil nessas soluções.

A American Society of Mechanical Engineers (ASME – Sociedade Americana de Engenheiros Mecânicos, em tradução livre), fundada em 1880, é uma das maiores fornecedoras de certificados e padrões de segurança para a indústria de óleo e gás mundial. Com mais de 130 mil membros, espalhados por 150 países, a instituição fica sediada em Nova York, nos Estados Unidos, e está ampliando sua atuação na América do Sul, em vista da expansão da indústria regional.

Tim Graves, diretor de operações da ASME

A malha dutoviária brasileira é muito pequena, em relação ao tamanho de seu potencial de produção e distribuição de óleo, gás e biocombustíveis. A sua rede não chega a 7.200 km de oleodutos e 7.330 km de gasodutos, segundo os dados oficiais da Transpetro.  A Rússia, por exemplo, possui 62 mil km de dutos e os Estados Unidos, 322 mil km de dutos para transporte de derivados de petróleo. Com a produção do pré-sal, os números brasileiros serão insuficientes. E é preciso agir rápido para não acabarmos tropeçando no menor e mais fácil dos itens logísticos (dutos terrestres) frente os desafios da produção de petróleo a 7 mil metros de profundidade e a 300 quilômetros da costa.

Em recente seminário em Hannover, na Alemanha, a tecnologia brasileira criada pela Liderroll para o lançamento de dutos em ambientes confinados e transposição de maciços, pântanos e serras, foi o destaque principal da apresentação do engenheiro alemão Philipp Elsner, da empresa Babendererde Engineers, especializada neste tema.  Elsner considerou a solução da Liderroll combinada com o uso de tuneladoras (máquinas especiais utilizadas para a escavação de túneis), uma tecnologia do futuro no processo de construção de dutos em ambientes confinados, que virá a viabilizar muitos projetos hoje engavetados pela dificuldade e pelo custo de execução pelo método convencional, anterior ao da Liderroll – um processo ainda inédito no mundo, que já foi usado duas vezes pela Petrobrás. Uma no Gasduc III e outra no túnel de 5,1 km do Gastau, que corta a Serra do Mar, em São Paulo, levando o gás do Campo de Mexilhão até Taubaté (SP), para ser processado na Refinaria Henrique Lage (Revap).

O Petronotícias ouviu o presidente da Liderroll, Paulo Fernandes, que no início do ano passado esteve com a diretora Magda Chambriard e uma equipe multidisciplinar da ANP, apresentando suas sugestões para acelerar o processo de construção de novas linhas de dutos:

“O Brasil está num momento de ter que chamar a responsabilidade para a construção de novos dutos. Há neste momento duas novas refinarias sendo construídas: o Comperj e a Rnest, e temos que planejar o futuro”, disse Fernandes.

Como a ANP recebeu as suas propostas?

Creio que muito bem.  A minha proposta de construção de dutos aparentes é a saída mais rápida e mais barata, convergindo com as necessidades financeiras atuais do sistema Petrobrás. Esta minha posição inclusive foi a base e o tema até mesmo de uma monografia de pós-graduação, aprovada com grau “A”, da primeira turma de especialistas em regulação da defesa da concorrência em petróleo, gás e biocombustível que a ANP contratou junto à UFRJ, a qual consolidou a comprovação de todos os  seus benefícios. Ela está lá. É só pegá-la e por a mão na massa.

Existe uma discussão sobre segurança dos dutos aparentes. Eles realmente são seguros?

Eu não tenho a menor dúvida. Há tecnologias capazes de monitorar uma dutovia permanentemente, online, evitando qualquer tipo de risco. O monitoramento pode ser feito por satélite, por sistemas acústicos de detecção de vazamentos que indicam com precisão de metros qualquer pequeno vazamento ocasional ou intencional, por imagens ao vivo, etc. Como acontece nos grandes países produtores, que não podem enterrar seus dutos por problemas climáticos. Os benefícios do controle de corrosão e manutenção das linhas são uma vantagem a mais. O uso de suportes por roletes especiais que desenvolvemos proporcionam um enorme conforto para as linhas, sem risco de deformação da tubulação, eliminam a corrosão pontual e não causam estresse para a linha, sem falar nas vantagens para o meio ambiente e a possibilidade de uma manutenção muito mais barata. Esta é uma discussão que precisa ser levada adiante.

2- Exportação de petróleo em 2014 deve compensar queda de outras commodities--AEB  

A exportação de petróleo do Brasil, grande decepção das vendas externas totais do país em 2013, deverá crescer quase 50 por cento em 2014 e compensar a queda de preços esperada para o ano que vem em importantes commodities do país, previu a Associação de Comércio Exterior do Brasil (AEB) nesta terça-feira.

As exportações de commodities do Brasil respondem por mais de 60 por cento das vendas externas do país.

"Petróleo deverá ser exportado em uma quantidade maior, no mínimo 50 por cento a mais do que neste ano, é o que se espera. A previsão é que em 2014 não haja tantas interrupções de operação (de plataformas) quanto neste ano", afirmou o presidente da AEB, José Augusto de Castro, em nota.

Segundo ele, com menos paradas para manutenção, a produção de petróleo do Brasil deverá crescer aproximadamente 10 por cento, em cerca de 200 mil barris de petróleo/dia.

O petróleo, no passado recente, foi a segunda commodity exportada pelo Brasil, atrás apenas do minério de ferro. Em 2014, apesar da recuperação, o produto ainda ficará em terceiro do ranking da AEB, atrás da soja em grão.

Considerando todos os produtos, inclusive os manufaturados, a AEB projeta que as exportações do país somem 239,05 bilhões de dólares em 2014, leve baixa ante a projeção de 239,9 bilhões de dólares para 2013.

Desse total, o minério de ferro responderá por 31,02 bilhões de dólares em 2014 (-3,1 por cento ante 2013); a soja por 21,07 bilhões de dólares (-7,7 por cento ante 2013); e o petróleo por 19,2 bilhões de dólares, alta de 49,6 por cento ante o total projetado para este ano.

O Brasil prevê colher e exportar volumes recordes de soja em 2014, mas a receita deve cair ante 2013, por conta dos preços mais baixos, com uma alta na oferta global.

"Todas as commodities, sem exceção, estarão com preços abaixo dos observados neste ano. Não é uma queda de preços forte, mas serão preços mais baixos. Algumas tiveram recorde de exportações neste ano, como o açúcar, soja e minério, e isso não deve se repetir", disse Castro.

"O produto que poderá fazer a balança ser positiva para o lado brasileiro é o mesmo que, em 2013, está prejudicando o desempenho das exportações: o petróleo", acrescentou ele, indicando que, além das vendas externas menores da commodity energética, este ano o Brasil ainda elevou fortemente as importações de combustíveis.

O saldo da balança comercial este ano foi fortemente afetado pela conta petróleo. Se houver déficit, ele ocorrerá em função das fortes compras de combustíveis e da redução nas vendas de petróleo ante 2012.

Castro disse que ainda é difícil traçar estimativas para as importações em 2014. Elas, no entanto, deverão ser menores do que neste ano, em parte por causa do dólar, que está valorizado e torna as compras no exterior menos atrativas.

"A quantidade geral importada deverá ser menor. Uma queda de 5 por cento, até devido à influência de um câmbio mais forte."

A previsão da AEB é de um superávit em 2014 de cerca de 7 bilhões de dólares.

Roberto Samora

Fonte: Reuters

Philipp Elsner, engenheiro da empresa
Babendererde Engineers

A construção de uma rede de dutos aparentes quebraria um paradigma no Brasil. Isso seria possível? Como o senhor avalia?

Este é o ponto. Precisamos quebrar paradigmas para avançarmos. Se continuarmos repetindo os mesmos modelos, teremos sempre os mesmos resultados.  A nossa sugestão para a ANP é que se faça algo novo, mais barato e de melhor resultado. Imagine triplicar a nossa malha de dutos por um terço do preço e muito mais rápido?  Com os dutos aparentes, as chamadas obras especiais, como os cruzamentos de rios, valas, lençóis freáticos e falhas geológicas, seriam eliminadas e trocadas por estruturas aéreas pré-fabricadas. Imaginem a velocidade de montagem com uma equipe indo na frente do duto só instalando estas estruturas e o duto vindo atrás? Outro ponto de muito atraso e custo são as desapropriações de novas faixas.  Com este novo conceito, podemos aproveitar as faixas congestionadas com a cravação de estacas helicoidais entre os dutos e colocar os suportes aéreos. Escolham um trecho e vamos testar.

Como seria esta construção?

Como falei.  Nós já temos tecnologia para isso. Como exemplo, excluindo-se a instalação dos suportes, temos condições de executar a fase da soldagem, acabamento e posicionamento permanente de 10 quilômetros de um duto de 28 polegadas em seu eixo, em apenas 25 dias. E ainda podemos atuar em várias frentes simultaneamente. Nosso processo é garantido e bastante seguro.

E quanto aos impactos ambientais?

Aí mesmo é que este método construtivo é incomparável, imagine você sair do Rio de Janeiro até Macaé (182 km) abrindo uma vala de um metro e meio de profundidade por um metro de largura com máquinas pesadas, passando por cima da vegetação, queimando diesel, caminhões imensos e guindastes fazendo o desfile de tubos, poluindo e degradando o ecossistema? Com o nosso método, não haveria essa movimentação de terras e todas as operações seriam mínimas para instalação de cada suporte.  As operações de desfile de tubos não existiriam e toda logística de trabalho e suprimentos só seria necessária a cada 10 km, 20 km. Você consegue dimensionar isso? Temos muita preocupação com o meio ambiente e com os trabalhadores deste segmento, que é muito insalubre e perigoso, e por isso pensamos em soluções que minimizem estes riscos e custos. Acho que é por isso que a Liderroll sempre é citada pelo mundo afora. Temos tudo aqui para fazer história frente ao mundo,  como já fizemos. Na verdade, não entendo por que não partimos para um piloto em escala natural ligando um trecho de uns 30 Km? É uma proposta.

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 165

I – NOTÍCIAS

1- Wilson Sons Estaleiros assina contrato para quatro OSRVs

Fonte: Ascom Wilson Sons

A Wilson Sons Estaleiros fechou um novo contrato. A companhia vai construir quatro Oil Spill Recovery Vessels (OSRVs), embarcações de apoio offshore especializadas no combate ao derramamento de óleo, que serão operadas pela Oceanpact Serviços Marítimos. Cada OSRV tem 67 metros de comprimento, 14 metros de largura e capacidade de armazenagem de 1.050 m³ de óleo derramado.

Pela construção das quatro embarcações, a Oceanpact desembolsará cerca de R$ 333 milhões. Os OSRVs serão construídos no complexo de estaleiros da Wilson Sons, em Guarujá (SP), e têm previsão de entrega à Oceanpact até 2016.

Além desta encomenda, a Wilson Sons Estaleiros possui outras 17 embarcações em carteira, sendo 12 rebocadores para a Wilson Sons Rebocadores, um Platform Supply Vessel (PSV) para a Wilson Sons Ultratug Offshore, um Remotely Operated Vehicle Support Vessel (ROVSV) para a Fugro Brasil e dois OSRVs e um PSV para a Geonavegação.

2- Produção mundial de aço bruto sobe 3,6% em novembro

Fonte: Valor Online - 20/12/2013 

A produção de aço bruto ao redor do mundo totalizou 127 milhões de toneladas em novembro, o que significa alta de 3,6% frente ao mesmo mês do ano passado, informou hoje (20) a Worldsteel Association, entidade que reúne as principais siderúrgicas do mundo. Ante outubro, contudo, houve baixa de 5,4%.

O acompanhamento, que é feito com 65 diferentes países e cerca de 170 fabricantes, mostrou perda de ritmo em volume na comparação com o mês anterior. Em outubro, a alta anual havia sido de 6,6%, enquanto em bases mensais a produção havia crescido 1,3%.

O relatório da associação mostra também que, considerando o acumulado dos 11 meses de 2013 até novembro, foi observado avanço de 3,2% na produção de aço bruto, quando comparada com igual período do ano passado. No total, foram fabricadas 1,45 bilhão de toneladas.

A China, maior fabricante do produto no mundo, apresentou expansão de 4,2% no volume de aço bruto produzido durante novembro, em 12 meses. No total, o gigante asiático fabricou 60,9 milhões de toneladas - também uma desaceleração frente à alta de 9,2% vista em outubro. Em 11 meses, o país teve volume de 712,9 milhões de toneladas, aumento de 7,8%.

A Worldsteel informou ainda que o Brasil produziu 2,7 milhões de toneladas de aço bruto em novembro, queda de 2,8% em bases anuais. No acumulado de 11 meses, as siderúrgicas nacionais produziram 31,5 milhões de toneladas, ou 1,4% a menos. Neste ano, as empresas brasileiras fabricaram cerca de 2,2% do volume mundial total.

Segundo a entidade, a utilização da capacidade instalada das companhias alcançou 75,8% em novembro, o que representou alta de 0,3 ponto percentual ante o mesmo mês de 2012 e recuo de 1,7 ponto percentual no comparativo com  outubro deste ano.

3- Petrobras declara comercialidade de Franco e Sul Tupi

Fonte: Agência Petrobras

A Petrobras comunicou que apresentou à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a declaração de comercialidade das acumulações de petróleo e gás de Franco e Sul de Tupi, áreas previstas no contrato de Cessão Onerosa, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos.

Na proposta encaminhada à ANP, os nomes sugeridos para os novos campos foram Búzios e Sul de Lula para Franco e Sul de Tupi, respectivamente.

     Franco – Campo de Búzios

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Franco, de 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (entre 26º e 28 º API). 

Durante a execução do Plano Exploratório Obrigatório de Franco, a Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área, perfurou dois poços obrigatórios e seis adicionais, com o objetivo de delimitar e caracterizar os reservatórios da jazida. Além disso, foi realizado um teste de formação estendido.

O campo de Búzios está localizado a aproximadamente 200 km da costa do Estado do Rio de Janeiro em profundidade d’água entre 1.600 e 2.100 metros. 

O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja a entrada em operação de cinco sistemas de produção para o campo de Búzios até 2020, conforme abaixo:

     Búzios 1 - 3º trimestre de 2016

     Búzios 2 - 4º trimestre de 2016

     Búzios 3 - 3º trimestre de 2017

     Búzios 4 - 4º trimestre de 2017

     Búzios 5 - 4º trimestre de 2019

     Sul de Tupi – Campo de Sul de Lula

O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Sul de Tupi, de 128 milhões de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal, nesse campo, são portadores de óleo de boa qualidade (27º API).

A Petrobras adquiriu dados sísmicos 3D em toda a área e perfurou um poço, conforme previsto no Plano Exploratório Obrigatório.

O campo de Sul de Lula está localizado a aproximadamente 300 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’agua em torno de 2.200 metros. 

A produção do campo de Sul de Lula será feita por meio do mesmo sistema de produção previsto para o módulo Extremo Sul do campo de Lula. O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Companhia planeja o primeiro óleo desse sistema para o 1º trimestre de 2017.

Com as declarações de comercialidade das áreas de Franco e Sul de Tupi, inicia-se o processo formal de revisão do contrato de Cessão Onerosa, que será realizada bloco a bloco, levando-se em consideração as premissas técnicas e econômicas de cada área. 

4- Justiça barra exploração de gás no Piauí  

Em decisão inédita, a Justiça Federal no Piauí suspendeu os efeitos da venda, em leilão da ANP (Agência Nacional do Petróleo), de um bloco na bacia do Parnaíba para a exploração de gás não convencional.

Na prática, isso significa que a exploração de gás não convencional está suspensa no Piauí. A sentença, de primeira instância, estabelece ainda multa de R$ 500 mil diários caso a determinação não seja cumprida e suspende novos leilões do gênero no Estado. Cabe recurso.

O bloco foi comprado na 12ª rodada de licitações da ANP, em 28 de novembro, pela Geopark, empresa com sede em Bermudas. Custou R$ 920 mil.

A ANP informou que já foi notificada da decisão e que avalia as medidas cabíveis. A Folha não localizou representantes da Geopark.

A 12ª foi a primeira licitação da ANP dedicada apenas a blocos de gás natural em terra. Pela primeira vez também foram indicadas áreas com potencial para gás não convencional.

Responsável pela redução para menos da metade do preço do gás nos EUA, o gás não convencional enfrenta a resistência de ambientalistas no mundo todo, inclusive do Ministério do Meio Ambiente brasileiro, por causa do método usado para sua extração.

Por estar contido em rochas (no Brasil, folhelho; nos EUA, xisto), a produção precisa ser feita por fraturamento hidráulico, técnica que explode as rochas para liberar o gás e que ainda não está regulamentada no país.

A ANP está elaborando uma instrução para regulamentar a técnica, que deverá ser publicada em janeiro.

Segundo o juiz federal Derivaldo de Figueiredo Bezerra Filho, autor da sentença, a ANP ignorou o parecer técnico do grupo de trabalho do Ministério do Meio Ambiente e do Ibama, que aponta riscos de contaminação de recursos hídricos, colocando em perigo inclusive a sobrevivência da população do Piauí e do Maranhão.

Segundo o juiz, a partir do parecer técnico, "chega-se à conclusão de que a técnica exploratória do gás de xisto (não convencional), no nível tecnológico em que se encontra, causa impactos ambientais irreversíveis sobre os lençóis freáticos e corpos aquíferos subterrâneos e superficiais, sendo ainda desconhecidas as suas dimensões".

Denise Luna

Fonte: Folha de S. Paulo

5- HRT fecha venda de 6% do Solimões em janeiro

A HRT deve assinar contrato de venda de 6% dos blocos na Bacia do Solimões, no Amazonas, para a russa Rosneft ainda em janeiro. Depois que for aprovado pelos órgãos competentes, a operação dos ativos também será passada para a russa, que terá ao todo 51% de participação. O negócio inclui a venda de quatro sondas chinesas da HRT para a Rosneft, por um valor entre US$ 35 milhões e US$ 40 milhões.

Milton Franke, presidente da empresa, disse ainda que deve apresentar para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), até janeiro, uma proposta de como avaliar as sete descobertas feitas na Bacia de Solimões. Segundo ele, a empresa tem uma reunião hoje para tratar sobre esse assunto. Até agora a petroleira ainda não encontrou uma solução para escoar o gás encontrado no Solimões. Uma das possibilidades, dentre muitas, é a atração de um investidor para tornar possível o escoamento.

A atração de novos sócios tem sido a batalha diária da HRT para viabilizar as suas operações. Nos 60% do Campo de Polvo, comprados por US$ 135 milhões da BP, a empresa negocia a venda de uma parcela para a norueguesa BW Offshore. Ricardo Botas, diretor financeiro da HRT, explicou que a negociação é uma oportunidade e que o objetivo da empresa é permanecer como operadora. "Nós não perdemos o nosso direito de decidir com eles onde e quando investir", frisou Botas ontem, em reunião pública anual com investidores. "A BW é um parceiro estratégico para o campo [de Polvo]", declarou o executivo. A norueguesa é dona da plataforma do Campo de Polvo, que também é capaz de perfurar. Ele também reiterou acreditar que o ativo tem reservas não exploradas a serem desenvolvidas, e que ainda prevê redução de custos do ativo.

Botas destacou que os resultados de Polvo para BP, a partir de 1º de janeiro de 2013, reverterão para HRT como redução no preço de aquisição. Já estão previstos a perfuração de mais dois poços em Polvo, o primeiro deles no segundo semestre de 2014.

Além da venda de participação em Polvo, que começou a ser discutida antes da compra ser aprovada pela ANP, a empresa também procura investidores para Solimões, Namíbia e até mesmo para ser um grande acionista da empresa. Um banco de dados sobre a empresa foi criado para a consulta de investidores.

Segundo Franke, novos investidores poderão vir por meio de participação acionária na empresa ou com a injeção de capital. O executivo informou que cerca de meia dúzia de empresas já consultaram esse banco de dados, mas não deu detalhes.

Sobre o plano de venda de ativos não estratégicos em curso, de R$ 100 milhões, Franke afirmou que a empresa vai concluir cerca de 60% assim que as quatro sondas forem vendidas para a Rosneft. Franke reiterou que a companhia está se reestruturando para criar uma empresa mais sustentável para o futuro. Segundo o presidente, a petroleira chegou a ter 600 empregados e hoje esse número está por volta de 250. De acordo com o presidente, quando a Rosneft assumir a operação no Solimões muitos empregados passarão a ser da empresa russa e não da HRT.

Fonte: Valor Econômico

II – COMENTÁRIOS

1- DIESEL MENOS POLUENTE A PARTIR DE JANEIRO

A diretoria da ANP aprovou resolução que estabelece as especificações dos óleos diesel de uso rodoviário e prevê a comercialização obrigatória em todo o território nacional, a partir de 1º de janeiro de 2014,  apenas do diesel S-10 (10 partículas por milhão - ppm) e do S-500 (500 ppm), com baixo teor de enxofre, para a frota de caminhões, ônibus e outros veículos do ciclo diesel de uso em estrada. A medida da ANP fecha o ciclo de mudanças previstas desde 2009 para o óleo diesel e contribui para a redução das emissões de poluentes, beneficiando o meio ambiente e a saúde humana. O novo regulamento substitui a Resolução ANP nº 65/2011.

O texto aprovado suprime as referências ao diesel S-50 (fora do mercado desde o final de 2013) e ao diesel S-1800, que deixarão de ser comercializados no mercado brasileiro em 1º de janeiro de 2014.  A lista dos municípios onde deve ser comercializado o diesel S-10 será divulgada na página da Agência na internet. A nova Resolução também estabelece prazos e regras para a transição entre a comercialização do S-1800 e a do S-500. Distribuidores e revendedores varejistas de municípios em que ocorrerá essa migração terão prazo de 60 e 90 dias, respectivamente, para escoar seus estoques de diesel S1800 adquiridos até 31 de dezembro deste ano.

A introdução do diesel com menor teor de enxofre no mercado brasileiro está sendo feita pela ANP gradualmente. Em 2006, o S-500 passou a ser comercializado em 237 municípios das regiões metropolitanas de São Paulo, Rio de Janeiro, Belo Horizonte, Porto Alegre, Recife, Fortaleza, Salvador, Curitiba, Campinas, Belém, Aracaju, Vitória, Baixada Santista (SP), São José dos Campos (SP) e Vale do Aço (MG) e em 2009, iniciou-se a migração do óleo diesel S-1800 para o S-500 e a entrada do diesel de baixo teor de enxofre, à época o diesel S-50.

A partir de 1º de janeiro de 2014, o óleo diesel S-500 será comercializado em todo território nacional, com exceção das cidades de Recife, Fortaleza e Belém e suas regiões metropolitanas nas quais a obrigatoriedade de comercialização é exclusiva do óleo diesel de baixo teor de enxofre, S-10. Diferente do óleo diesel S-500, o S-10 está disponível apenas nos postos de revenda listados na página da ANP na internet. Atualmente, são 4173 obrigatórios e 8244 voluntários, totalizando cerca de 12.400 postos de revenda em todo o país. Os veículos movidos a diesel fabricados a partir de 1º de janeiro de 2012 que possuam a tecnologia SCR (Selective Catalytic Reduction) devem utilizar somente o óleo diesel S10.

2- Mercado de carbono exige sistema de informações  

Se o governo brasileiro optar no futuro pela criação de um mercado de carbono para reduzir emissões de gases-estufa terá que antes criar um sistema detalhado de informações sobre as fontes emissoras, decidir sobre a governança, escolher quem entra na dança e debater critérios de confidencialidade.

Essas são algumas das recomendações de três estudos sobre o tema, que serão lançados hoje pelo GVCes, o centro de estudos de sustentabilidade da Fundação Getulio Vargas (FGV), a que o Valor teve acesso com exclusividade. O trabalho foi feito com apoio do Ministério da Fazenda. Foi um ano de pesquisa e análise de quatro experiências internacionais já consolidadas: União Europeia, Califórnia, Nova Zelândia e Austrália.

"A ideia era ver quais são os elementos necessários para se construir um mercado de emissões, se um dia o Brasil quiser ter um", explica Guarany Osorio, coordenador dos estudos e do programa de política e economia ambiental do GVCes. O primeiro passo foi analisar como os outros países desenvolveram seus sistemas de monitoramento, relato e verificação de emissões - um diagnóstico que ficou conhecido pela sigla MRV nas negociações internacionais.

"Para dar preço e montar um instrumento econômico, é preciso montar um sistema que seja o mais acurado possível", diz Osorio. O MRV é uma espécie de radiografia de quem está emitindo, onde, quanto e que tipo de gás. "Cada tonelada de carbono será uma moeda com valor, por isso a informação tem que ser precisa", diz o pesquisador.

A experiência europeia, que tomou corpo em 2003 em função do Protocolo de Kyoto, pagou o preço de ser pioneira. A Europa iniciou seu mercado sem saber ao certo as emissões setoriais. "Subvalorizou alguns setores e supervalorizou outros, porque só havia estimativas agregadas. Por isso é preciso ter o histórico das emissões", diz Osorio. "Não dá para fazer um mercado de emissões do dia para a noite. É preciso ter uma linha de base."

A pequena Nova Zelândia inovou ao colocar todos os setores da economia dentro do processo, até os pescadores. Já a Califórnia mirou os produtores de energia elétrica, cimento, vidro, hidrogênio, ferro, aço, cal, ácido nítrico, petróleo e gás, papel e celulose.

Definidos os setores que devem começar a elencar as emissões, o passo seguinte é a forma de fazer o relato - base do segundo estudo do GVCes - e dizer quem é o órgão que executa a política. "O pilar para o relato das emissões costuma ser criar uma plataforma virtual robusta", diz Alexandre Gross, coordenador de projeto do GVCes.Nas experiências estudadas pelo grupo, o órgão executor costuma ser o mais capacitado a lidar com emissões de gases-estufa. No caso brasileiro, o Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação coordenou os inventários nacionais de emissões.

O outro ponto é montar a estrutura de governança que irá receber as informações e verificá-las - a terceira ponta do tripé. Nos Estados Unidos, por exemplo, a agência ambiental EPA faz a verificação dos relatos de emissões dos estabelecimentos. Em outro caso, o poder público certifica empresas e terceiriza o processo.

A criação de mercados de carbono é uma iniciativa que vem sendo testada em sete províncias chinesas. A Coreia do Sul, México e Chile também vêm fazendo estudos. A Índia montou um instrumento econômico baseado em MRV e focado em eficiência energética.

O estudo da FGV reforça que é preciso respeitar as particularidades do país. "O foco nas emissões de gases-estufa é apenas um retrato da economia", diz Inaiê Takaes, pesquisadora do GVCes. "Mas os países em desenvolvimento são economias em crescimento e é preciso ver como aplicar este instrumento", diz ela. Há sistemas mais complexos que contemplam o cruzamento das emissões com as unidades de PIB, por exemplo.

Na construção do mercado de emissões, há algumas abordagens mais comuns, segundo o estudo. Em alguns casos ocorre a distribuição gratuita de permissões de emissão, em outras, ela é leiloada. Também são criados mecanismos de compensação e flexibilidade. A Europa estuda a criação de uma espécie de "banco central" para regulamentar o mercado.

Daniela Chiaretti

Fonte: Valor Econômico

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 164

I – NOTÍCIAS

1- Petrobras começa discussão sobre cessão onerosa com ANP

A Petrobras iniciou  reuniões com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sobre o processo de declaração de comercialidade de duas áreas da cessão onerosa, conjunto de blocos de petróleo cedidos pela União à estatal em 2010, em troca indireta por ações da companhia.

De acordo com o diretor da ANP Florival Carvalho, as duas primeiras reuniões foram realizadas, quando a empresa fez uma exposição sobre as descobertas feitas em Franco e Sul de Lula (ex-Tupi) e informou que irá declarar a comercialidade dessas áreas ainda este ano.

A declaração de comercialidade, ou seja, a confirmação de que o campo é viável comercialmente é condição fundamental para iniciar a revisão do contrato da cessão onerosa.

"A partir daí é que se começa a revisão do contrato da cessão onerosa, para saber se a União terá que pagar à Petrobras ou a Petrobras terá que pagar à União", disse Carvalho à Folha.

O contrato estipula que após a declaração de comercialidade, cujo prazo limite é setembro de 2014, as premissas do contrato seriam refeitas. Atualmente, o petróleo supera os US$ 100 o barril e o dólar está sendo negociado em torno dos R$ 2,30. Em 2010, o petróleo custava cerca de US$ 80 o barril e o dólar era cotado em trono dos R$ 1,80.

A dúvida sobre um possível pagamento a ser feito pela Petrobras, pela diferença do preço que pagou pelo barril de petróleo na época (US$ 8,51 em média pelo petróleo in situ, antes de ser extraído), se deve ao fato da empresa ter o direito de abater investimentos feitos, e que também subiram de preço no período.

"Ainda é cedo para falar, muita coisa será levada em conta", disse Carvalho, indicando porém que os campos cedidos têm se mostrado melhores do que o inicialmente previsto. Ao todo foram seis áreas (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Tupi) e uma contingente (Peroba).

Enxofre

Franco, por exemplo, só tem como ponto negativo a presença de "um pouco de enxofre", informou o diretor, "mas cumpriram todo o plano exploratório mínimo e o resultado final mostrou que tem produtividade excelente, boa porosidade, todos os testes de formação excelentes, todos os testes de produção excelentes".

Segundo ele, a Petrobras perfurou seis poços a mais do que era necessário em Franco, totalizando oito, além do que já havia sido perfurado pela ANP, o que significou uma avaliação mais precisa do campo.

O tamanho da reserva de Franco será conhecida apenas na declaração de comercialidade, mas não será maior do que Libra, segundo Carvalho, "vai ser perto de Libra".

Libra, vendido em leilão em outubro, tem entre 8 a 12 bilhões de barris de petróleo em recursos recuperáveis. Inicialmente, os recursos recuperáveis de Franco eram de cerca de 5,5 bilhões de barris, mas apenas 3 bilhões entraram no contrato da cessão onerosa.

Após a declaração de comercialidade, a Petrobras terá 180 dias para apresentar um Plano de Desenvolvimento dos campos, quando irá informar à ANP quantas plataformas serão instaladas e quantos poços mais serão abertos, e poderá, inclusive, pedir a produção antecipada dos campos.

Fonte: Folha de São Paulo

2- OAB promove seminário de direito do petróleo no Rio

Divulgação 

A Comissão de Petróleo e Derivados da OAB/RJ promoveu no Rio, o seminário Direito do Petróleo no Brasil. Durante o evento foram debatidos diversos temas acerca do setor brasileiro de petróleo e gás, entre eles a fiscalização por parte da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), contratos de concessão e arbitragem.

De acordo com Ivan Tauil, presidente da comissão, que falou sobre tributação na indústria de petróleo pré-sal e pós-sal, o debate tem uma grande importância por causa do momento que o setor vivencia. “Com o leilão de Libra e o aquecimento da indústria por causa do pré-sal, é imprescindível que algumas questões tão peculiares desse setor sejam discutidas. O seminário contou com a presença de grandes nomes da área de petróleo e gás.

O seminário direito do petróleo no Brasil aconteceu no Auditório Evandro Lins e Silva, que fica na sede da OAB/RJ, conta com o patrocínio da Terrana – Distribuidora de Combustíveis, da Wärtsilä Brasil e apoio da Associação Brasileira de Tributação de Petróleo (ABTP) e da Association of International Petroleum Negotiators (AIPN).

Fonte: Redação TN

3- Estaleiro EBR inicia atividades no começo de 2014

Estaleiro EBR. Divulgação

O estaleiro EBR, em São José do Norte no Estado do Rio Grande do Sul, está com as obras bastante avançadas e no começo de 2014 estará com parte do empreendimento pronto para iniciar a construção de módulos para plataformas. O EBR encontra-se na fase de edificação das áreas industriais e construção do cais. 

Alberto Padilha, presidente do estaleiro, afirma que no segundo semestre de 2014 o EBR estará com o cais pronto para iniciar serviços de integração de módulos em plataformas de petróleo. O estaleiro terá capacidade para processar 110 mil toneladas de aço por ano e cais de 820 metros, extensão suficiente para realizar a integração de módulos em duas plataformas simultaneamente.

"Cerca de 650 pessoas trabalham na implantação do estaleiro. No pico de operação do estaleiro, previsto para final de 2014 e início de 2015, deve-se atingir 3 mil empregos diretos e 10 mil indiretos", informou.

O EBR já nasce com a encomenda da construção e integração dos módulos da plataforma P-74 para a Petrobras, que será a primeira plataforma a operar no campo da Cessão Onerosa e terá capacidade para processar 150 mil barris de petróleo por dia.

Fonte: Redação TN

Autor: Maria Fernanda Romero

4- Companhia quer o uso de gás natural em novas aplicações  

Grelhas, aparelhos de ar-condicionado e secadoras de roupas movidos a gás natural. Essas são algumas das apostas da Comgás para ampliar o consumo do produto principalmente nos segmentos residencial e comercial.

A parceria com fabricantes em busca de novas utilidades para o gás foi uma estratégia adotada após a entrada da Cosan no negócio--o grupo sucroalcooleiro comprou 60% da Comgás em 2012.

"O Brasil tem uma tradição elétrica muito grande, mas queremos mostrar que, para muitas aplicações, o gás natural é uma excelente alternativa", diz o presidente, Luis Henrique Guimarães.

"Estamos com um esforço enorme no comércio, como em restaurantes, bares e academias de ginástica."

Na área residencial, o crescimento maior é puxado pelas classes C, D e E, de acordo com o executivo.

Na tentativa de ganhar mais mercado, investimentos em marketing também serão ampliados pela companhia.

O montante deverá crescer 50%, de R$ 12 milhões neste ano para uma previsão de R$ 18 milhões em 2014. 

Maria Cristina Frias com Luciana Dyniewicz, Leandro Martins e Isadora Spadoni

Fonte: Folha de S. Paulo 

5- Congresso do México abre setor do petróleo  

A Câmara de Deputados do México aprovou  a maior reforma do setor energético em 75 anos, que abre a indústria petroleira ao investimento privado e coloca fim ao monopólio estatal.

Após uma tumultuada sessão de 20 horas, 353 parlamentares votaram a favor e 134 contra a reforma que modifica a Constituição e permite ao governo dar contratos e licenças a empresas nacionais e estrangeiras para que participem da exploração e produção de petróleo e gás. Até agora, a estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) detinha o monopólio do setor. Será criado ainda o Fundo Mexicano de Petróleo, administrado com uma comissão encabeçada pelo Banco Central, que manejará a riqueza gerada pela renda petroleira.

Por alterar a Constituição, a reforma deve ainda ser aprovada por 17 dos 31 congressos estaduais. As chances de sucesso são grandes, pois o governista Partido Revolucionário Institucional (PRI) é dominante na maioria dos Estados.

Líderes da oposição de esquerda disseram que tentarão impulsionar uma consulta popular para tentar reverter a mudança.

A reforma é sensível a um país que nas últimas décadas viu a indústria petroleira como um símbolo de soberania e nacionalismo. O setor foi estatizado em 1938.

O México é um dos cinco principais exportadores de petróleo para os Estados Unidos, com mais de um milhão de barris por dia.

Depois de décadas de uma crescente produção, a Pemex tem enfrentado problemas nos últimos anos para sustentar a extração de petróleo e gás, o que levou a vários atores a considerar necessário fazer uma mudança profunda para revitalizar o setor.

A produção de petróleo no México teve seu ápice em 2004, com uma média de 3,4 milhões de barris diários. A partir de 2005, começou a decair até os atuais 2,5 milhões de barris. 

Associate Press

Fonte: Texto extraído do Valor Econômico 

II – COMENTÁRIOS

1- Grupo russo estuda construir estaleiro de grande porte no Ceará

Fonte: Diário do Nordeste  

O grupo russo JSC SSTC assinou,em Brasília, um termo de compromisso para a realização de estudos com o objetivo de construir um estaleiro de grande porte Ceará. O documento foi firmado entre os empresários, a Prefeitura Municipal de Camocim, município que deverá receber o empreendimento, e a Agência de Desenvolvimento Econômico do Estado (Adece), durante reunião da Comissão Intergovernamental Brasil/Rússia de Cooperação Econômica, Científica e Tecnológica.

De acordo com o diretor da empresa cearense Pentagonal Consultoria e Investimentos, Aécio Gonçalves, que participou da reunião, "técnicos russos deverão vir ao Brasil após o dia 20 de janeiro de 2014 para avaliar a área que deverá receber o estaleiro em Camocim"

A Pentagonal, através de sua filial em Berlim, captou o contato com o grupo russo, levando os empresários ao deputado Sérgio Aguiar, que recebeu a autorização do governador Cid Gomes para iniciar as tratativas dos investidores com a Transpetro.

O interesse dos investidores russos foi divulgado, com exclusividade pelo Diário do Nordeste, em julho deste ano, quando houve uma reunião com o presidente da Transpetro, Sérgio Machado, para tratar do assunto. Em setembro, uma comitiva cearense liderada por representantes da Adece e do deputado Sérgio Aguiar, que está à frente das negociações, visitou o grupo em São Petesburgo, na Rússia.

Agora, conforme reforça o deputado, que também esteve na reunião em Brasília, os engenheiros navais da JSC deverão vir ao Estado para que possam definir com maior precisão os tipos de equipamentos que serão necessários para a fabricação e manutenção das embarcações.

Área

Segundo o deputado Sérgio Aguiar, já está disponível, como de interesse público, uma área de 200 hectares, às margens do rio Coreaú, a ser destinada à instalação de "um grande estaleiro", com foco na construção e manutenção de embarcações comerciais no município.

Após estudo realizado em todo o litoral cearense, a Transpetro apontou Camocim como um dos municípios do Estado mais adequados para a instalação de um estaleiro de grande porte.

Além disso, o deputado informou ainda que foi assinado, na reunião da comissão, um protocolo de entendimento entre os dois países para a instalação de empreendimentos de construção naval no Brasil. "É o segundo passo para se ter um estaleiro de grande porte no município de Camocim ou, uma intenção maior, uma área de manutenção de navios de grande porte", assinalou Sérgio Aguiar. Participaram do encontro cerca de 30 empresários, além de representantes dos governos dos dois países e da empresa russa JSC SSTC.

A JSC SSTC (Shipbulding & Shiprepair Technology Center) tem experiência na indústria naval por meio da construção de navios de grande porte e submarinos, além de reparação de embarcações. A companhia tem relações comerciais e de pesquisa com mais de 30 países.

2- Impactos da gasolina  

As tentativas da Petrobras de melhorar a situação de suas finanças por meio da interferência nos preços da gasolina e do diesel têm deixado estilhaços para aqueles que menos deveriam ser impactados: os consumidores. 

Somente neste ano, a estatal autorizou três reajustes sobre os combustíveis nas refinarias. Logo em janeiro, mês bastante onerado por impostos e gastos adicionais da população, o aumento foi de 6,6% para a gasolina e 5,4% para o diesel. Em seguida, em março, mal a alta anterior havia sido absorvida pelo mercado, e outra elevação fora anunciada: 5% a mais no diesel. A mais recente, no fim de novembro, deixou o diesel 8% mais caro e a gasolina, 4%.

A companhia petrolífera aprovou nova política de reajuste de preços, com o objetivo de assegurar melhorias em seus indicadores de endividamento e alavancagem financeira estabelecidos no plano de negócios 2013-2017. No entanto, frustrou ao não anunciar as metodologias utilizadas. Portanto, o mercado segue sem conhecer os parâmetros usados para embasar os cálculos que levam aos aumentos.

Ademais, ainda não foi descartado pela Petrobras o reajuste automático, proposta que definiria prazos específicos no calendário para mudança nos valores dos combustíveis, com base em taxa de câmbio, variação dos derivados no exterior e outros indicadores. A meta de tal projeto é equiparar os preços cobrados no Brasil com os patamares internacionais. Essa disparidade de valores com o mercado global é apontada como uma das principais causas dos problemas financeiros da empresa.

Contudo, ao subir os preços, a estatal sana seus problemas e cria outros para o País. A inflação é o maior deles. Em outros momentos, o governo valia-se do corte da Cide (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico) que incidia sobre a gasolina para aliviar os impactos no bolso do consumidor. Hoje, no entanto, esse tributo encontra-se com alíquota zerada, o que significa que os reajustes autorizados às refinarias tendem a ser repassados quase integralmente às bombas dos postos. Logo, os índices inflacionários ganham força.

Os efeitos de combustíveis mais caros afetam toda a cadeia produtiva, visto que os custos com a logística são alterados. O IPCA acumulado dos últimos 12 meses está em trajetória de desaceleração, em 5,77%, mas o Banco Central deu indícios de que se mantém vigilante no que toca ao controle da inflação. É em virtude disso, inclusive, que o Copom aumentou consecutivamente a taxa básica de juros, atualmente em 10%.

Os encarecimentos desses derivados de petróleo ocorrem na esteira da ascensão do consumo. No primeiro semestre do ano, foi recorde o volume de vendas de gasolina no País, crescendo acima de 7%. Em 2012, somente no Ceará, ultrapassou-se, pela primeira vez, a marca de 1 bilhão de litros do produto comercializado. O ganho de renda da Classe C nos últimos anos e as desonerações de IPI de automóveis impulsionaram o fenômeno.

Apesar de ser grande produtor, o Brasil possui uma das gasolinas mais caras das Américas, ficando abaixo apenas do Chile. Pratica-se, no País, um valor médio 80% maior que o cobrado nos Estados Unidos. A razão é a elevada carga tributária incidente, responsável por metade do preço do combustível. A fim de que se evitem solavancos inflacionários, é imprescindível que haja aumentos parcimoniosos dos preços de gasolina e diesel. Os contribuintes, cuja renda já é tão comprometida por impostos, acabam arcando com as consequências. 

Editorial

Fonte: Diário do Nordeste

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 163

I – NOTÍCIAS

1- P-58 e TAD da P-61 seguem para suas locações em Parque das Baleias e Papa Terra

A Petrobras informa que a plataforma de produção FPSO P-58 e a plataforma de apoio à perfuração SS-88 TAD (Tender Assisted Drilling), projetos estratégicos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017, estão a caminho das suas respectivas locações em Parque das Baleias e Papa Terra, respectivamente. 

A P-58 deixou no  dia (4/12), o Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS), onde foram concluídos os serviços de conversão e integração dos 15 módulos à unidade. A previsão é que a plataforma chegue ao complexo denominado Parque das Baleias, na Bacia de Campos, dentro de seis a oito dias, a depender das condições de mar. 

A Plataforma Semissubmersível-88 - TAD, construída nos Estaleiros Dalian Shipbuilding Industry Company-DSIC, na China, e Superior Derrick Services-SDS, nos EUA, está a caminho do Brasil com previsão de chegada em janeiro de 2014. Após a liberação pelas autoridades competentes, a plataforma seguirá para o campo de Papa-Terra, ao Sul da Bacia de Campos, onde atuará em conjunto com a plataforma de produção P-61, no campo de Papa Terra. 

P-58 

Do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo, na sigla em inglês), a unidade tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e seis milhões de metros cúbicos de gás natural, dos reservatórios do pré-sal e pós-sal. 

A P-58 será instalada a cerca de 85 km da costa do Espírito Santo, em águas com profundidade de 1.400 metros. A esta serão interligados 15 poços produtores, dos quais oito do pré-sal e sete do pós-sal, e nove poços injetores dos campos de Baleia Franca, Cachalote, Jubarte, Baleia Azul e Baleia Anã, por meio de 250 km de dutos flexíveis e dois manifolds submarinos (equipamentos que transferem o petróleo dos poços para a plataforma). O escoamento de petróleo se dará por navios aliviadores; e o do gás natural, por gasoduto até a Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas, no município de Linhares, Espírito Santo. 

Junto com outros empreendimentos da Petrobras, a construção da P-58 consolida a expansão da indústria naval brasileira. A obra gerou cerca de 4.500 empregos diretos, 13.500 indiretos, e alcançou 64% de conteúdo nacional. A construção dos 15 módulos, a conversão do casco e a integração da unidade foram feitas no Brasil. 

Integrante do Programa de Aceleração do Crescimento do Governo Federal (PAC), a plataforma está entre as nove novas unidades que serão entregues à companhia em 2013. A cerimônia de conclusão das obras da P-58 ocorreu no Estaleiro Honório Bicalho, no último dia 8 de novembro, com as presenças da presidenta da República Federativa do Brasil, Dilma Rousseff, e da presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster. 

Dados da P-58: 

Capacidade de processamento de petróleo: 180 mil barris/dia; 

Capacidade de tratamento e compressão de gás: 6 milhões m3 /dia; 

Conteúdo local: 64%; 

Capacidade de tratamento de água de injeção: 58 mil m³/dia; 

Capacidade de geração elétrica: 100 MW; 

Profundidade de água: 1.400 m; 

Acomodações: 110 pessoas; 

Peso total da plataforma: 63.300 toneladas. 

SS-88 TAD 

A SS-88 TAD é uma Plataforma Semissubmersível do tipo TAD (Tender Assisted Drilling), unidade que foi afretada pela Petrobras junto à empresa americana Bass Drill para prestação de serviços de perfuração e completação de poços. A SS-88 TAD trabalhará em conjunto com a Plataforma de Produção P-61 no campo de Papa-Terra. 

A SS-88 TAD, que será ancorada ao lado da Plataforma P-61, possui pacote modularizado de perfuração que será montado no convés da Plataforma P-61. A SS-88 TAD dará suporte de energia, acomodações, armazenamento de fluido de perfuração e sistemas de apoio para possibilitar a perfuração dos poços a partir da Plataforma P-61. 

P-61 

A plataforma P-61, hoje cem por cento concluída, é a primeira plataforma do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) a operar no Brasil e será instalada no campo de Papa-Terra. A partir dela serão perfurados e completados, 13 poços produtores. A construção do casco e integração foram realizados no Estaleiro BrasFels em Angra dos Reis (RJ). A construção do topside foi realizada em Cingapura. A obra gerou no Brasil cerca de 2.450 empregos diretos, 7.350 indiretos e atingiu conteúdo nacional de 67%. Seu deslocamento até a Bacia de Campos ocorrerá em dezembro de 2013. 

No campo de Papa-Terra, a P-61 e a TAD atuarão em conjunto com o FPSO P-63, que iniciou a produção de petróleo no último dia 11 de novembro.

Fonte: Agência Petrobras

2- Shell lança ao mar o casco da maior instalação flutuante do mundo

FLNG Prelude. Divulgação

Shell lança ao mar o casco da maior instalação flutuante do mundo, a Prelude FLNG

Unidade está em construção na Coréia do Sul

O casco de 488 metros de comprimento (maior que quatro campos de futebol) da instalação flutuante de gás natural liquefeito (FLNG) Prelude, da Shell, foi lançado para fora do estaleiro da Samsung Heavy Industries (SHI), localizado em Geoje, Coréia do Sul, onde a unidade está em construção. Uma vez terminada, a Prelude FLNG será a maior instalação flutuante já construída e irá desbloquear novas fontes de energia offshore, produzindo anualmente cerca de 3,6 milhões de toneladas de gás natural liquefeito (GNL) para atender à crescente demanda por energia.

"Tornar a FLNG uma realidade não é tarefa simples", disse Matthias Bichsel, Diretor de Projetos e Tecnologia da Shell. "Um projeto dessa complexidade - tanto em tamanho quanto em engenhosidade - aproveita o melhor da engenharia, do projeto, fabricação e cadeia de suprimentos de todo o mundo. Chegar a esta fase de construção, considerando que o primeiro corte de aço foi há apenas um ano, é graças à equipe de especialistas que temos, que garante que as dimensões críticas do projeto de segurança, qualidade, custo e cronograma serão entregues."

A Prelude permitirá à Shell produzir gás natural no mar, transformá-lo em gás natural liquefeito e depois transferi-lo diretamente para os navios que o transportarão para os clientes. Ela irá permitir o desenvolvimento de recursos de gás que vão desde grupos de campos mais remotos, menores, para campos potencialmente maiores, através de múltiplos locais onde, por uma série de razões, um desenvolvimento em terra não é viável. Isso pode significar estratégias de desenvolvimento e implantação mais rápidas, mais baratas e mais flexíveis para os recursos que antes eram economicamente inviáveis ou limitados por riscos técnicos.

A Prelude FLNG é a primeira implantação da tecnologia FLNG da Shell e irá operar em uma bacia remota, 475 quilômetros ao nordeste de Broome, na Austrália Ocidental, por cerca de 25 anos. A unidade permanecerá no local durante todos os eventos meteorológicos, tendo sido projetada para suportar ciclones de categoria 5.

A Shell é a operadora da Prelude FLNG em uma joint venture com a INPEX (17.5%), KOGAS (10%) e OPIC (5%). 

Fonte: Redação TN/ Ascom Shell

3- Suspensa tramitação conjunta de recuperação de OSX e OGX

A 14ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro suspendeu a tramitação por dependência da recuperação judicial de OSX e OGX. A liminar foi concedida em um recurso da espanhola Acciona, uma das principais credoras da empresa de construção naval do grupo X, com uma dívida de R$ 300 milhões. Atualmente os dois processos correm na 4ª Vara Empresarial do Rio.

Na prática, a medida paralisaria o processo de recuperação judicial da OSX até o julgamento do mérito do recurso em que a Acciona pede a separação dos processos. Mas o desembargador Gilberto Guarino, da 14ª Câmara Cível, entendeu que isso poderia agravar a crise financeira da empresa de construção naval e causar mais prejuízos aos credores.

Assim, permitiu que o juiz da 4ª Vara Empresarial, Gilberto Clovis Matos, continue tomando medidas "necessárias e urgentes" que evitem o total congelamento da recuperação. É possível, entretanto, que a análise dos pedidos de impugnação de créditos na recuperação judicial da OSX fiquem parados. Isso pode significar um atraso na entrega do plano de pagamento da empresa aos credores.

Redistribuição

Caso o desembargador julgue o recurso da Acciona procedente em sua decisão final, o processo de recuperação da empresa OSX será redistribuído para outra vara empresarial. O novo juiz vai analisar o processo do zero e provavelmente indicar outro administrador judicial para a empresa. Por enquanto a Deloitte foi designada para atuar nas recuperações de OGX e OSX.

O desembargador levou em conta que os grupos são conglomerados distintos, com ativos, dívidas e credores independentes. O reflexo da crise econômica da OGX sobre a OSX não seria argumento suficiente para gerar a conexão entre os processos. Para ele não há risco de decisões conflitantes caso as recuperações judiciais corram em separado.

Assessorada pelo escritório Antonelli & Associados, a Acciona alegou no pedido de liminar que os processos não devem ser acompanhados pelo mesmo juiz porque os grupos têm situações financeiras distintas - a OSX teria mais chances de se recuperar da crise - e interesses conflitantes.

A análise é de que a reunião dos casos poderia prejudicar os credores da OSX. A empresa é uma das maiores credoras da petroleira, mas não há consenso quanto ao valor devido. Na lista de credores da OGX aparece uma dívida de R$ 2,4 bilhões, mas que pode superar os R$ 3 bilhões segundo fontes.

Quando encaminharam o pedido de recuperação judicial da OSX - que incluiu a OSX Brasil, a OSX Construção Naval e a OSX Serviços Operacionais Ltda - os advogados da companhia de Eike Batista pediram que o processo fosse enviado à 4ª Vara Empresarial do Rio de Janeiro, que cuida da recuperação judicial da OGX. Segundo eles, embora sejam independentes, as empresas de construção naval e de petróleo sempre atuaram de forma integrada. Também destacam a posição relevante da OSX na lista de credores da OGX. O pedido de distribuição conjunta havia sido deferido em 19 de novembro e a recuperação judicial, no dia 25.

Fonte: Agência Estado

4- Portos brasileiros podem lucrar com lixo

Em 2012, os 22 portos que participam do Programa de Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes nos Portos Marítimos Brasileiros da Secretaria de Portos da Presidência da República (SEP?PR), coordenado pelo Instituto Virtual Internacional de Mudanças Globais (IVIG/Coppe/UFRJ), geraram 1,6 mil toneladas de lixo reciclável que podem ser transformar em possibilidade de negócio. Para se ter uma ideia do potencial econômico desses resíduos, o valor de mercado no primeiro trimestre de 2013 para apenas três tipos de materiais equivalentes a 35 mil toneladas de metal, papel limpo e plástico, chegou a R$ 15,2 milhões. Nos portos europeus é comum o aproveitamento de resíduos e mesmo receber resíduos de outros locais para uma valorização.

No entanto, para alcançar este objetivo de transformar o lixo em renda é preciso que os portos implementem um programa contínuo de coleta seletiva. Atualmente, 9% dos portos visitados fazem a separação de seu lixo e 11 possuem centrais de resíduo, algumas delas precisando de adequação.

Além do lixo reciclável, resíduos denominados como perigosos, lixo comum, orgânico e de construção civil foram identificados durante o trabalho dos pesquisadores. O resultado deste levantamento e recomendações constam do Guia de Boas Práticas Portuárias, lançado dia 5 de dezembro, em Brasília. O Guia foi desenvolvido pelo Instituto Virtual Internacional de Mudanças Globais - IVIG/COPPE/UFRJ e Programa de Planejamento Energético (PPE) da COPPE/UFRJ, para a Secretaria de Portos da Presidência da República (SEP/PR).

A publicação propõe um modelo de gestão integrado dos resíduos, efluentes líquidos e medidas de manejo e controle da fauna sinantrópica nociva (ratos, pombos, insetos e outros animais), com indicações de boas práticas de gestão ambiental que garantam uma melhoria da eficiência das atividades portuárias.

No caso dos efluentes líquidos, variados tipos são gerados pela operação portuária em terra e pelas embarcações. O principal deles é o esgoto sanitário e o problema central é a carência de sistemas de tratamento. Nas áreas arrendadas, 4% dos portos visitados possuem estações de tratamento e 14% deles está ligada rede pública de esgotamento sanitário. Nos portos localizados em municípios onde exista rede pública para coleta e tratamento de efluentes sanitários, a conexão com a rede é a melhor solução técnica para tratamento e disposição do efluente sanitário gerado nas edificações dos portos, de acordo com o Guia.

As águas pluviais, por sua vez, são fontes alternativas importantes que devem ser aproveitadas, devido às grandes áreas de telhados e pátios disponíveis nas áreas portuárias, e apresentam qualidade superior aos efluentes considerados para reuso. O aproveitamento de águas pluviais demanda estudos para cada situação, mas as recomendações básicas incluem a implementação de sistemas de reuso de água de telhado, desenvolvendo projeto do sistema de coleta de água de chuva.

De acordo com os pesquisadores, esta água, após as etapas de tratamento, podem ser usadas na lavagem de pisos, de equipamentos e de veículos, minimizando a demanda do consumo de água potável da concessionária de serviço público.

Finalmente, no quesito fauna sinantrópica nociva, as equipes de campo identificaram seis tipos: pombos, roedores, baratas, mosquitos, moscas e escorpiões. Todos eles foram observados e catalogados e estão disponíveis em um banco de dados com informações qualitativas e quantitativas. A maior parte das espécies encontradas foi de insetos, roedores e pombos, especialmente nos terminais que possuem movimentação e armazenagem de grãos perecíveis.

A recomendação do Guia é intensificar os programas de manejo e controle dessas espécies, com a criação do Programa de Controle Integrado de Fauna Sinantrópica Nociva, que inclui medidas preventivas (boas práticas e educação), corretivas (instalação de barreiras e armadilhas) e controle químico (desinsetização e desratização). O Guia lista 22 medidas de controle gerais para evitar a entrada, o alojamento e a propagação desses animais para evitar problemas significativos para a economia portuária, a saúde dos trabalhadores e ao ambiente como um todo.

Rede de Competências

A pesquisa que resultou neste Guia foi desenvolvida por uma Rede de Competências, formada por 17 Instituições, entre Universidades Federais e Estaduais, Institutos ou Centros de Pesquisa, localizados em 14 estados. Com quase 300 pesquisadores, entre professores, doutores, mestres, graduados e estagiários, sob a coordenação geral e orientação técnica do PPE/COPPE/UFRJ, a Rede desenvolveu trabalhos e linhas de pesquisa em temas de interesse estratégicos, como: legislação e regulação ambiental, gestão de resíduos, gestão ambiental, logística, energia, tecnologias verdes e gestão ambiental portuária.

Baseado no Guia, a equipe também produziu 22 Manuais de Boas Práticas Portuárias para cada um dos portos integrantes do Programa, adequando-o às necessidades locais e características específicas de cada Porto. Este manual fornece orientações das práticas operacionais para cada instalação portuária, garantindo condições ambientais seguras em conformidade com a legislação

Fonte: Ascom Coppe - 05/12/2013 

II – COMENTÁRIOS

1- Opep: preços de petróleo não devem oscilar muito em 2014

O secretário-geral da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), Abdallah Salem el-Badri, disse que os preços de petróleo não devem subir ou cair de maneira acentuada no próximo ano. 

Falando a repórteres após a decisão da Opep de manter as quotas de produção de óleo por mais seis meses, Abdallah Salem el-Badri afirmou esperar que 2014 não seja complicado. Segundo ele, poderá ser um "ano normal" no qual o preço do petróleo brent deverá continuar a ser negociado entre US$ 100 e US$ 110 por barril. 

"Eu acho que a decisão de manter a produção atual é excelente", disse o secretário-geral. "Neste momento, todo mundo está feliz e queremos continuar assim." 

Para El-Badri, o mercado deve permanecer bem equilibrado no futuro previsível. Na última quarta-feira, os países membros da Opep também estenderam o mandato de el-Badri por mais um ano.

Fonte: Dow Jones Newswires

2- Novo plano de negócios desafia Graça Foster

Perdido o embate sobre reajustes, o grande problema da presidente da Petrobras, Graça Foster, é desenhar o plano de negócios 2014-2018. Terão que ser incluídos investimentos iniciais no campo de Libra, dando continuidade aos planos que não podem parar, enquanto a companhia continuará perdendo patrimônio para subsidiar combustíveis. As premissas de financiabilidade do plano atual preveem o dólar a US$ 1,85 e o petróleo a US$ 100. Mas em 2013 a cotação média está em US$ 2,1465 e do petróleo brent em 108,70. 

Também não será fácil negociar o ajuste no preço dos 5 bilhões de barris adquiridos na cessão onerosa. O campo de Franco, sozinho, deve ter mais de 5 bilhões de barris. E o contrato prevê ajuste no preço para cima ou para baixo, dependendo da economicidade e dos preços do petróleo. Como o pré-sal se mostrou mais produtivo e o petróleo subiu, esses barris devem custar mais caro do que o preço médio de US$ 8,51 negociado em 2010. Mas ninguém vê de onde a Petrobras pode tirar dinheiro para essa despesa em 2014. 

O plano atual vai até 2017 e soma US$ 236,7 bilhões de investimentos. Os projetos estão diferenciados de modo que US$ 207,1 bilhões se referem àqueles em implantação. Incluem refinarias e áreas adquiridas na cessão onerosa. O tratamento que será dado no plano às refinarias do Ceará e Maranhão, hoje nos projetos em avaliação, ainda é incógnita. 

Os projetos em análise não são discriminados e somam US$ 30 bilhões. Ali deve estar incluída, por exemplo, a fábrica de fertilizantes em Minas. Apesar de o mercado não enxergar espaço para investimentos em obras de grande porte, mesmo contando com o alívio do fim das obras da RNEST (PE) em novembro, aumentou a percepção de que a empresa não controla seus investimentos ou receitas. 

"A alternativa que ela tem para acomodar tudo é deixar de lado projetos mais rentáveis para fazer aqueles que são mais do interesse do seu controlador", afirmou ontem um analista. 

Ontem o mercado não "comprou" a informação da Petrobras sobre a metodologia de reajuste. Quando informou, em 30 de outubro, que a diretoria apresentou proposta ao conselho, a Petrobras dizia textualmente: "a metodologia contempla reajuste automático do preço do diesel e da gasolina, em periodicidade a ser definida". 

Embora houvesse ressalva de que a fórmula teria um mecanismo para impedir o repasse da volatilidade dos preços internacionais, o termo "reajuste automático" estava lá, e apenas o período estava em discussão. Quase um mês depois, quando anunciou a decisão sobre a aprovação da nova política de preços (que não parece tão nova), a estatal disse que deu início à implementação da política, mas os parâmetros seriam sigilosos. 

Não mencionou que foi abandonada a ideia de reajuste automático, mas como ele não foi mencionado e o reajuste inicial foi tímido, o mercado supôs que ele estava descartado. Agora, após intervenção da CVM, esclareceu que "a metodologia de precificação aplicada a partir de 23 de novembro contém parâmetros baseados em variáveis como preço de referência dos derivados no mercado internacional, taxa de câmbio e ponderação associada à origem do derivado vendido, se no Brasil ou importado". Com exceção do critério de origem, que parece ter sido incluído a pedido de Dilma Rousseff (que não concorda que combustível produzido no país tenha preço atrelado ao câmbio), não parece haver grande surpresa nos parâmetros. A defasagem ante o preço internacional sempre foi calculada com base nesses indicadores. A dúvida continua sendo sobre o que foi aprovado na sexta.

Fonte: Valor Econômico

3- Estoques de petróleo nos EUA recuam em mais de 5 milhões na semana

Os estoques de petróleo dos Estados Unidos recuaram em 5,6 milhões de barris na semana terminada em 29 de novembro, em relação à anterior, para 385,8 milhões de barris. 

As reservas de gasolina, segundo relatório do Departamento de Energia americano, tiveram alta de 1,8 milhão de barris na semana passada, somando 212,4 milhões de barris. 

Os estoques de destilados, por sua vez, avançaram em 2,6 milhões de barris, alcançando 113,5 milhões de barris. 

As refinarias utilizaram 92,4% da capacidade operacional na semana passada, acima da taxa anterior.

Fonte: Valor Econômico