IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 170

I – NOTÍCIAS

1- Brasil deve duplicar a produção até 2020,diz a Presidente da Petrobras

A presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, disse ontem em Davos, na Suíça, que o Brasil vai se tornar o sexto maior produtor mundial de petróleo, devendo dobrar sua produção até 2020 e triplicar até 2035.

A descoberta de petróleo é "impressionante" no Brasil, afirmou a executiva no Fórum Econômico Mundial. A executiva disse ainda que a produtividade é boa no pré-sal e que o custo da exploração é "muito bom", de US$ 54 por barril.

Segundo Graça, a Petrobras investirá US$ 236 bilhões nos próximos cinco anos - sendo 95% destinados ao Brasil, em razão de inclusão social e aumento de renda. A produção viria da Petrobras e de 68 companhias que exploram petróleo no país. A expectativa é que, até 2020, o país possa dobrar a produção atual de 2 milhões de barris por dia, passando a 6 milhões de barris até 2035. Conforme Graça Foster, o Brasil só ficará atrás da Arábia Saudita, Estados Unidos, Rússia, Iraque e Canadá.

A executiva afirmou também que as regras para o setor de petróleo são muito claras no país, incluindo a exigência de 65% de conteúdo local. Ela destacou a importância do conteúdo local, lembrando que a Petrobras encomendou nove plataformas, algumas vindas da China com atraso considerável por causa de problemas com navios.

A executiva disse não acreditar que os preços vão baixar muito nos próximos dez anos. Além disso, afirmou que as produções de etanol, biodiesel e energia solar não são prioridades da estatal, ao destacar o tamanho das descobertas de petróleo no Brasil.

No mesmo evento, a China sinalizou interesse em produzir justamente mais energia renovável, diante dos estragos ambientais causados também pelo número crescente de automóveis na segunda maior economia do mundo.

Fonte: Valor Econômico

2- Veja capacidade de refinarias da Petrobras e novos projetos  

24/01/14 - A Petrobras, única empresa refinadora de combustíveis para veículos do Brasil, tem se mostrado cada vez mais incapaz de atender a demanda interna de gasolina e diesel a partir de suas 13 refinarias.

Para reduzir a demanda por importações, que agora respondem por cerca de um quinto das necessidades do país, a Petrobras está construindo ou planejando quatro novas refinarias, que devem atingir até 1,14 milhão de barris de capacidade de refino por dia (bpd), aumentando a capacidade da empresa em mais de 50 por cento, para 3,1 milhões de bpd.

Controles de preços fizeram a unidade de refino e distribuição da Petrobras perder mais de 12 bilhões de dólares nos últimos dois anos.

Capacidade existente

A Petrobras, única grande empresa refinadora do Brasil, processa cerca de 2 milhões de barris por dia com suas 13 refinarias nacionais, 11 das quais refinam gasolina, diesel e outros produtos derivados do petróleo bruto. A empresa também possui uma refinaria de lubrificantes e uma instalação de processamento de carvão que produz óleos combustíveis, gás manufaturado, nafta e enxofre.

Investimentos

A Petrobras reservou 64,8 bilhões de dólares de seu plano de investimentos 2013-2017, de 237 bilhões de dólares, para investimentos em refino. Desse total, 21,6 bilhões ainda estão em fase de projeto e ainda não foram aprovados para construção.

Calendário/custo

Todos os atuais projetos e planos de refino da Petrobras estão atrasados ??e acima do orçamento. Originalmente orçado em 4,5 bilhões de dólares, o custo da refinaria RNEST subiu para 20 bilhões quando completa. As refinarias Premium I e II foram originalmente orçadas em 20 bilhões de dólares cada.

Refinarias estrangeiras

A empresa já vendeu ou está vendendo suas refinarias estrangeiras na Argentina e no Japão. A Petrobras pretende manter apenas uma de suas unidades de combustíveis no exterior sua refinaria de 100.000 bpd em Pasadena, no Texas.

23/01/14

Jeb Blount

Fonte: Reuters

óleo combustível

3- FPSO Cidade de Ilhabela chega ao Brasil

O FPSO Cidade de Ilhabela, unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo e gás programada para operar no campo de Sapinhoá, na Bacia de Santos, chegou ao estaleiro Brasa, em Niterói (RJ), para conclusão das operações de içamento e integração de 13 módulos da sua planta de processamento. A nova plataforma foi convertida a partir de um navio petroleiro no estaleiro CXG, na China.

A obra de integração dos módulos será executada pelo estaleiro Brasa em parceria com as empresas SBM Offshore e o Grupo Synergy. O estaleiro também é responsável pela construção de 13 dos 18 módulos da planta de processamento do FPSO.

A plataforma, que tem capacidade para armazenar até 1,6 milhão de barris de óleo, deverá entrar em operação no segundo semestre de 2014. Instalada em profundidade de 2.140 metros, terá capacidade para processar até 150 mil barris por dia (bpd) de petróleo e comprimir diariamente 6 milhões de m³ de gás. O FPSO Cidade de Ilhabela chegou ao Brasil no dia 29 de dezembro e está atracado no estaleiro Brasa desde o dia 12 de janeiro.

O consórcio que detém a concessão do campo de Sapinhoá, no bloco BM-S-9, é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil (30%) e a Repsol Sinopec Brasil (25%). O FPSO Cidade de Ilhabela foi afretado ao consórcio SBM/QGOG (Queiroz Galvão Óleo e Gás), que será também responsável pela operação da unidade.

Dados do FPSO Cidade de Ilhabela

Processamento de petróleo: 150 mil barris/dia;

Tratamento e compressão de gás: 6 milhões m³/dia;

Tratamento de água de injeção: 180 mil barris/dia;

Capacidade de armazenamento: 1,6 milhão de barris de óleo;

Profundidade de água: 2.140 metros;

Comprimento Total: 344,9 metros;

Boca: 58 metros;

Pontal (altura): 30,3 metros;

Peso: 75 mil toneladas.

Fonte: Agência Petrobras

4- BNDES aprova R$ 10 bilhões para Sete Brasil

A Sete Brasil, empresa criada para construir as sondas que vão explorar o pré-sal, fechou contrato de financiamento com o BNDES. A empresa receberá um empréstimo de R$ 8,8 bilhões para financiar as nove primeiras sondas de um total de 28 encomendadas pela Petrobras. O banco aprovou também a participação do BNDESPar na emissão de debêntures (títulos de dívida), até o máximo de R$ 1,2 bilhão, que podem ser convertidas em ações. Com isso, o banco de fomento pode se tornar sócio da companhia.

Trata-se do segundo maior aporte da história do BNDES. Fica atrás apenas dos R$ 22,5 bilhões para a construção da usina de Belo Monte. A Sete Brasil tem entre seus acionistas a Petrobras, com 5%, e o Fundo de Investimento em Participações FIP Sondas, com 95% do capital. O FIP reúne os fundos de pensão (Petros, Funcef, Previ e Valia), três bancos de investimentos privados (BTG Pactual, Santander e Bradesco), o FI-FGTS, além do EIG (novo controlador da LLX, de Eike Batista).

Das nove sondas do primeiro lote, duas são do tipo semissubmersível e sete do tipo navio-sonda. Os equipamentos estão em construção em cinco estaleiros. No Jurong Aracruz, no Espírito Santo, são três (uma para entrega em 2015 e as outras duas para 2016). No Estaleiro Atlântico Sul, em Pernambuco, são mais duas - ambas para 2016. A Brasfels tem duas unidades - uma com entrega em 2015 e outra em 2016.Os estaleiros Rio Grande, no Rio Grande do Sul, e o Enseada Paraguaçu, na Bahia, têm uma sonda, cada, para 2016.

Empresa precisa de mais R$ 4 bilhões

As debêntures que a BNDESPar poderá subscrever serão conversíveis em ações a serem emitidas pela Sete Brasil Participações. Os recursos deverão ser usados na execução do plano de negócios da empresa, que inclui a construção de outras 19 sondas de águas ultraprofundas para a Petrobras, além das nove que já tiveram seu financiamento aprovado. Todas serão fabricadas em estaleiros brasileiros.

Além dos recursos do BNDES, a Sete Brasil obteve ainda outros US$ 215 milhões do UK Export Finance, banco que concede empréstimos a empresas britânicas que exportam a outros países.

João Ferraz, presidente da Sete Brasil, disse que, além desses recursos, as nove primeiras sondas ainda precisam de mais US$ 1,7 bilhão (R$ 4 bilhões) em empréstimos:

- É um projeto que demanda muito capital. Esperamos fechar esse US$ 1,7 bilhão adicional até o fim do primeiro trimestre. O selo do BNDES vai ajudar a obter mais recursos com outras instituições.

O superintendente da área de Insumos Básicos do BNDES, Rodrigo Barcellos, destacou que a liberação de recursos começa neste primeiro semestre.

- O banco só financia a parte que será construída no Brasil - destacou Barcellos. - Pelos contratos assinados entre a Sete Brasil e a Petrobras, o conteúdo local começa com 55% nos primeiros navios até atingir 65% nos últimos.

O projeto de financiamento das sondas da Sete Brasil foi dividido em três fases. Além desta primeira leva, o segundo grupo envolve 12 sondas (com entrega entre 2017 e 2018). O terceiro terá oito sondas e entrega entre 2019 e 2020. Uma 29ª plataforma será construída para ser afretada ao setor.

- Ao todo, o projeto prevê investimento de US$ 25,6 bilhões. O plano de negócios da companhia prevê que US$ 19,2 bilhões virão de dívida e US$ 6,4 bilhões de capital próprio. As sondas vão envolver mais de dez mil trabalhadores - lembrou Ferraz.

A construção das sondas é essencial para que a Petrobras dê conta de seu plano de negócios. Até 2020, a estatal pretende alcançar produção diária de 4,2 milhões de barris de petróleo. Nesta quinta-feira, a estatal informou que as reservas provadas no pré-sal em 2013 cresceram 43% em relação ao ano anterior. Em 2013, a Petrobras fez a perfuração de 42 poços na camada do pré-sal, que hoje produz 390 mil barris/dia.

Fonte: O Globo

5- Dilma quer atrair R$ 123 bi para o setor elétrico

O plano de atrair R$ 123 bilhões em novos investimentos para o setor elétrico até 2017 é uma das cartas na manga que a presidente da República, Dilma Rousseff, irá levar para o Fórum Econômico Mundial, em Davos, na Suíça. O número faz parte do material de apoio da presidente, que busca em sua primeira presença no evento recuperar a confiança dos investidores estrangeiros na economia brasileira, abalada pelas más notícias sobre a política fiscal e a inflação.

Os dados sobre o setor elétrico foram consolidados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) a pedido da presidência. O presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, detalhou que os leilões entre 2014 e 2017 devem contratar 27,575 mil megawatts (MW) de capacidade em novas usinas e ampliar a extensão do Sistema Interligado Nacional (SIN) em 19,658 mil quilômetros. Os números repassados a Dilma mostram ainda que as hidrelétricas continuarão a liderar a expansão da geração e dos investimentos. Em torno de 12,16 mil MW de novas usinas hidrelétricas devem ser contratadas até 2017, cujos projetos demandarão investimentos totais de R$ 44,2 bilhões.

As fontes renováveis de energia também terão uma contribuição importante na expansão do sistema, com a contratação de 13,810 mil MW. Usinas eólicas representam boa parte desse volume, agregando 7,2 mil MW. A novidade é que, pela primeira vez, as usinas solares aparecem com força nos estudos do governo, e a EPE projeta que 2 mil MW da fonte serão contratadas, demandando R$ 10 bilhões de investimentos.

Em transmissão, Tolmasquim explicou que 13.321 mil quilômetros de novas linhas serão licitadas até 2017 e que os projetos de outros 6.337 mil quilômetros devem ser encaminhados ao Ministério de Minas e Energia (MME) para que também sejam ofertadas ao mercado no período. Os novos investimentos estimados para os projetos somam R$ 21 bilhões.

Leilões

Tolmasquim sinalizou ainda que 2014 promete uma agenda intensa no calendário dos leilões de geração. No cenário otimista, o governo federal pode promover até oito licitações, entre leilões de energia nova, existente e de reserva.

Cenário desfavorável

A presidente Dilma Rousseff terá sessão exclusiva de meia hora para falar ao público do Fórum Econômico Mundial. Ela será apresentada pelo fundador e presidente do Fórum, Klaus Schwab, e terá uma chance rara de expor sua política a uma audiência altamente qualificada e formada por empresários, profissionais e políticos de dezenas de países.

Poderá falar de oportunidades de negócios no Brasil e tentar atrair investimentos. Poderá, além disso, tentar recompor a imagem de um governo marcado por maus resultados econômicos e pressionado por agências de classificação de risco.

Seu antecessor, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, foi à reunião logo depois da primeira posse, em janeiro de 2003. Tentou vender a imagem de governante confiável e foi elogiado. Dilma preferiu esnobar o Fórum nos três primeiros anos de mandato e recusar os convites. Vai aparecer, agora, no pior momento de seu governo.

A inflação continua alta, com projeções na vizinhança de 6%. O balanço de pagamentos vai mal e a conta comercial teria fechado no vermelho, em 2013, sem os US$ 7,74 bilhões da exportação fictícia de sete plataformas de petróleo.

As contas públicas foram embelezadas no fim do ano com receitas atípicas e grande volume de pagamentos diferidos. Além disso, o Fundo Monetário Internacional e o Banco Mundial preveem para o Brasil, neste ano, crescimento inferior à média global.

Fonte: Diário do Nordeste

II – COMENTÁRIOS

1- Pré-sal alimentará escalas de encomendas dos estaleiros brasileiros

Estaleiro BrasFELS. Divulgação Sete Brasil

As demandas do pré-sal alimentarão as escalas de encomendas dos estaleiros brasileiros. A afirmação foi feita pelo presidente da Sete Brasil, João Carlos Ferraz, durante a coletiva de imprensa que apresentou a recém chegada parte inferior do casco da sonda semissubmersível Urca, que chegou em Angra dos Reis.

"A indústria naval vai além da construção de estaleiros. É necessário haver demanda para todas as indústrias que atuam conjuntamente com esses estaleiros. O que nós queremos deixar como legado para o Brasil após a construção das 29 sondas de perfuração em águas ultraprofundas é a capaciade de gerar escala, produtividade, qualidade... Um círculo virtuoso que alimentará o mercado nos anos seguintes", afirmou Ferraz.

Ao todo a Sete Brasil contratou cinco estaleiros (EAS, BrasFELS, Rio Grande, Enseada do Paraguaçu e Jorong Aracruz) para a construção das 29 sondas - seis semissubmersíveis e 23 navios sonda -, gerando mais de 180 mil empregos entre a fase de construção dos demais estaleiros, das sondas e também da operação das mesmas. No total, serão investidos US$ 25 bilhões na construção das sondas, sendo US$ 6,4 bilhões de capital próprio e US$ 19,2 bilhões em dívida de longo prazo.

Para Ferraz, o cronograma de construção segue à frente da programação. Segundo ele, no fim de novembro, a porcentagem de realização chegou a 13%, sendo que a previsão era de 12,8%.

Entre os principais financiadores da Sete Brasil estão o Fundo de Marinha Mercante (FMM), BNDES e agências internacionais de crédito à exportação (ECAs) dos países de fornecedores de peças e equipamentos para o projeto.

Investimento do BrasFELS é de R$ 300 milhões

No período de 2013 a 2016, o estaleiro BrasFELS, localizado em Angra dos Reis (RJ), receberá investimento de cerca de R$ 300 milhões, que serão investidos em obras de expansão e aperfeiçoamento das instalações. A afirmação foi feita pelo diretor comercial da controladora Keppel Fels Brasil, Gilberto Israel. Segundo o executivo, as melhorias darão suporte ao número crescente de encomendas.

Além da Urca, o Brasfels construirá mais cinco sondas semissubmersíveis encomendadas pela Sete Brasil e seus sócios-operadores Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG), Odebrecht Óleo e Gás e Petroserv, são elas: Frade, Portogalo, Mangaratiba, Bracuí e Botinas.

O Brasfels tem hoje em construção: o FPSO Cidade de Mangaratiba, com entrega prevista para meados desse ano; e os replicantes P-66 e P-69. O pico de obras acontecerá no início de 2016, quando o estaleiro terá quatro sondas sendo construídas.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação

Autor: Karolyna Gomes

2- Fase exploratória de Libra terá investimentos de até US$ 500 milhões

As atividades da fase de exploração do campo de Libra, o primeiro do pré-sal licitado no modelo de partilha, demandarão investimentos que ficam entre US$ 400 e US$ 500 milhões - cerca de R$ 1 bilhão. O orçamento foi aprovado em reunião do Comitê Operacional, realizada no último dia 21, que reuniu o consórcio que adquiriu os direitos de exploração do campo, formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%), juntamente com a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

Segundo um comunicado da Petrobras, as principais atividades que compõem o programa de trabalho incluem: o reprocessamento sísmico de toda a área do bloco; a perfuração de dois poços com início no 2º semestre de 2014 e término previsto para o 1º semestre de 2015; além de estudos para uma nova aquisição sísmica usando tecnologia de ponta e para a realização do Teste de Longa Duração (TLD) previsto para o final de 2016.

O contrato de partilha de Libra estabelece que a fase exploratória do bloco tenha duração de quatro anos a contar da assinatura do contrato, realizada em 2 de dezembro de 2013. Nesse período o consórcio deverá executar as atividades do programa exploratório mínimo, que prevê levantamentos sísmicos em 3D em toda a área do bloco, a perfuração de dois poços exploratórios e a realização de um TLD.

O bloco de Libra está localizado em águas ultraprofundas no pré-sal da Bacia de Santos, sendo considerado de elevado potencial. A área possui 1.547,76 km2 e foi descoberta com a perfuração do poço 2-ANP-0002ARJS, em 2010.

Fonte: Agência Petrobras

3- Feira do Polo Naval tem poucos espaços a serem comercializados

Há cerca de dois meses da 3ª edição da Feira do Polo Naval, a organização comemora os bons números registrados pelo evento deste ano. A procura pelos estandes da feira está em ritmo acelerado e cerca de 90% dos espaços já estão comercializados para empresas e entidades do setor naval. Em 2014, serão 250 estandes em mais de quatro mil metros quadrados. A Feira do Polo Naval irá ocorrer no Centro Integrado de Desenvolvimento e Estudos Costeiros da Universidade Federal do Rio Grande. 

“Estamos muito contentes pelos resultados que estamos obtendo junto aos nossos parceiros e aos empresários que visitamos. A Feira do Polo Naval se tornou um importante momento de negócios e de movimentação para as empresas. Diferente de outros eventos da região e do Brasil, a do Polo Naval tem esse objetivo de aproximar empresários e movimentar a cadeia naval além de discutir todos os gargalos e vantagens dessa indústria”, afirma o organizador Fernando Estima. A Petrobras, patrocinadora máster da feira, e grande responsável pelo reaquecimento da indústria naval brasileira também irá estar presente durante a realização do evento. 

Entre os grandes nomes que irão participar da Feira deste ano estão os estaleiros EBR e Engevix que possuem contratos com a Petrobras para a construção da P-74 em São José do Norte, e de oito cascos no Estaleiro Rio Grande, de propriedade da Engevix. Outros estandes já confirmados garantem ao evento um apropriado momento para acelerar os negócios e encontrar novos parceiros comerciais. Irão participar nomes como HD Distribuidora, Caixa Econômica Federal, Usimec, SGS Industrial, Euronema, Hummel e Vértice. Para o setor público, o evento também serve para mostrar as grandes empresas as potencialidades de sua região e apresentar novas opções para que esses investidores coloquem unidades de suas empresas como é o caso da Prefeitura do Rio Grande, de Triunfo e Charqueadas que já confirmaram presença neste ano.

A Feira do Polo Naval ocorre de 11 a 14 de março de 2014. Proposta pela Bolsa Continental de Mercadorias e organizada pela Estima Mercados juntamente com a FURG tem o patrocínio máster da Petrobras e patrocínio platina do BNDES. Para o público, a abertura dos portões ocorre às 14 horas e a visitação segue até às 21 horas. 

Fonte: Assessoria Revista Intermarketing

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 169

I – NOTÍCIAS

1- Sete Brasil terá R$ 8 bilhões para a construção de sondas

O investimento total projetado para viabilizar o Projeto soma aproximadamente US$ 25 bilhões.

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou apoio financeiro no valor de R$ 8,8 bilhões, aproximadamente, para a Sete Brasil, além de dar o sinal verde para a sua empresa de participações, a BNDESPAR, subscrever até R$ 1,2 bilhão de debêntures conversíveis em ações a serem emitidas pela holding Sete Brasil Participações S.A.

O financiamento é destinado a apoiar a construção do primeiro grupo de nove sondas de perfuração offshore – sendo duas do tipo semissubmersível e sete do tipo navio-sonda – de um total de 29 equipamentos em construção no Brasil, contratados pela Sete Brasil, sendo que 28 dessas unidades já foram contratadas pela Petrobras para atuar na exploração das reservas do pré-sal.

Estas nove sondas que serão as primeiras a serem entregues - entre 2015 e 2016 - estão sendo construídas para exportação em cinco estaleiros brasileiros: Jurong Aracruz (ES), Estaleiro Atlântico Sul (PE), BrasFels(RJ), Estaleiro Rio Grande (RS) e Estaleiro Enseada Paraguaçu (BA).

Os equipamentos serão adquiridos por nove sociedades de propósito específico holandesas subsidiárias da Sete Brasil S/A. – Arpoador Drilling B.V, Copacabana Drilling B.V, Grumari Drilling B.V, Urca Drilling B.V, Frade Drilling B.V, Ondina Drilling B.V, Guarapari Drilling B. V, Camburi Drilling B.V e Cassino Drilling B.V.

O financiamento do BNDES ajudará a impulsionar o desenvolvimento da indústria de construção naval e da cadeia nacional de fornecedores do setor de óleo e gás, além de contribuir para o atendimento da política de conteúdo local estabelecida pelo governo federal no desenvolvimento de campos de produção de petróleo (conteúdo local mínimo crescente de 55% a 65%).

Além disto, o banco está dando suporte a um player nacional que passará a ser um dos principais afretadores de sondas de águas ultraprofundas da Petrobras.

O início da produção nacional deste tipo de equipamento traz uma série de externalidades positivas, como a geração de empregos de qualidade em estaleiros brasileiros e acesso à tecnologia de construção de sondas através das parcerias com grandes players internacionais do setor.

Subscrição de debêntures

O BNDES aprovou a subscrição de até R$ 1,2 bilhão em debêntures conversíveis em ações a serem emitidas pela Sete Brasil Participações S.A através de sua empresa de participações, a BNDESPAR. Os recursos destinam-se à execução do plano de negócios apresentado pela empresa, que inclui a construção de outras 19 sondas de águas ultraprofundas, além das nove que já tiveram seu financiamento aprovado. Todas serão fabricadas em estaleiros brasileiros para posterior afretamento.

Para João Ferraz, presidente da Sete Brasil, o acordo que será celebrado com o BNDESPAR é um marco importante para a companhia. “Temos hoje mais uma prova de que o nosso trabalho é um impulsionador para o desenvolvimento do Brasil. Essa operação nos dá ainda mais capacidade financeira para fazer frente aos investimentos necessários ao desafio da exploração do Pré-sal brasileiro".

Ferraz destaca ainda que a celebração do acordo prova a solidez da companhia e do projeto de construção de sondas no país, e encerra um importante ciclo na medida em que a entrada do BNDESPAR na Sete Brasil faz com que a empresa passe a atender 100% da sua demanda de equity para todo o projeto, atingindo um montante total de capital de mais de R$ 11 bilhões.

O investimento total projetado para viabilizar o Projeto soma aproximadamente US$ 25 bilhões.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação com Assessoria

2- Estatais chinesas disputam ativos entre si

A investida da China Three Gorges (CTG) no Brasil está apenas no começo. Segundo fontes próximas aos executivos chineses, a controladora da hidrelétrica de Três Gargantas, no rio Yangtze, já teria encontrado um endereço na Avenida Faria Lima, na cidade São Paulo, para abrir seu próprio escritório, e conta com o aval de Pequim para competir pelos ativos de geração e distribuição de energia no mercado brasileiro até mesmo com outra gigante chinesa, a State Grid, o maior grupo de transmissão de eletricidade do mundo.

Tanto assim que as duas estatais entraram no leilão da usina de São Manoel, no Pará, realizado em dezembro, contrariando as expectativas do mercado. Em outros leilões, apenas uma empresa chinesa costumava participar, evitando, assim, a concorrência entre elas, diz um consultor.

No caso de São Manoel, a CTG venceu a disputa. A concessão da hidrelétrica foi arrematada por um consórcio liderado pela Energias do Brasil (EDB), subsidiária brasileira do grupo português EDP, do qual a CTG é sócia desde 2011, quando o governo de Portugal privatizou a companhia. A EDB possui 67% do consórcio que venceu São Manoel, enquanto Furnas, do grupo Eletrobras, detém os 33% restantes.

É bem provável que os chineses comprem no futuro uma participação direta na usina, cuja obra está orçada em R$ 2,7 bilhões, assim como já fizeram em outros dois projetos que estão sendo construídos pela EDP no Brasil. No início de dezembro, a CTG pagou um preço generoso à EDP do Brasil, de R$ 865 milhões, por participações de 50% nas hidrelétricas de Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, no Amapá. Os valores desembolsados pelos chineses corresponderam a 70% do valor patrimonial dos ativos, segundo um analista. "Eles pagaram bem", afirma.

Procurada pelo Valor, a Energias do Brasil não retornou o pedido de entrevista.

Segundo uma fonte, é possível que a CTG compre um terço das ações de São Manoel, apesar de não estar claro ainda para o mercado como a operação será configurada. Mas, para os futuros leilões, pode ser até mesmo que os chineses já entrem com uma participação direta nos próprios consórcios que disputarão os ativos, ao lado dos portugueses, avalia um executivo do mercado.

O fato de ter por trás uma estatal chinesa explica a agressividade da Energias do Brasil no leilão de São Manoel. O lance feito pela empresa surpreendeu o mercado, mas também assustou os acionistas minoritários da EDB, ao demonstrar que a empresa será mais um vetor para a expansão das estatais chinesas no setor elétrico brasileiro.

A Energias do Brasil ofereceu vender o megawatt-hora que será gerado pela usina por R$ 83,49, valor 22% inferior ao preço-teto estabelecido no leilão. O deságio, comemorado pelo governo, ficou bem abaixo dos lances feitos pelos concorrentes, que teriam se situado entre R$ 95 e R$ 100, segundo rumores. O governo não revela quais os consórcios que disputam os leilões, ou os preços ofertados, por considerar essas informações estratégicas para as futuras licitações. Circulam nos bastidores do mercado que a State Grid participou do leilão em um consórcio com a Copel e que a CPFL também teria apresentado uma proposta.

Pelo acordo firmado em Portugal, a CTG comprometeu-se a investir € 2 bilhões na aquisição de participações acionárias em projetos da EDP no mundo. "Esses aportes dobram o poder de fogo da multinacional portuguesa no Brasil", afirma Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Segundo ele, a expectativa é que a CTG concentre sua expansão, nesta primeira fase, no setor de geração, mas a Energias do Brasil também pode investir em distribuição se aparecer a oportunidade.

Castro avalia ser improvável que a empresa se desfaça de seu braço de distribuição no país, onde os portugueses controlam duas companhias, a EDP Bandeirante, que atua no interior de São Paulo, e a EDP Escelsa, que atende o Espírito Santo.

Fonte: Valor Econômico

3- BG Brasil investe R$ 11 mi em Centro de Excelência em Geoquímica

Fonte: BG Brasil  

A BG Brasil assinou um acordo com a Universidade Federal da Bahia (UFBA) para investimento de R$ 11,23 milhões pela companhia de óleo e gás no Laboratório de Estudos do Petróleo (Lepetro), que integra o Núcleo de Estudos Ambientais (NEA)/Instituto de Geociências (IGEO) da UFBA. O objetivo é contribuir para que a universidade se torne um centro de excelência em geoquímica do petróleo no Brasil. As Bacias Ceará e Potiguar; Paraná e Parnaíba e Tucano devem ser o principal foco dos primeiros projetos de análises geoquímicas.

“A parceria da BG Brasil com a Universidade Federal da Bahia contribuirá para o desenvolvimento de pesquisas em geoquímica do petróleo que irão impactar positivamente a produção de óleo e gás brasileira”, afirma o CEO BG América do Sul, Nelson Silva.

O programa prevê, inicialmente, a adequação da infraestrutura do Lepetro. A primeira fase deste projeto, prevista para durar cerca de três anos, incluirá a aquisição e calibração de instrumentos analíticos que ampliarão a capacidade de análise geoquímica de petróleo realizada no país.

Os novos equipamentos possibilitarão o desenvolvimento de outros projetos a serem realizados também em parceria com a BG Brasil.

“A iniciativa visa capacitar pesquisadores e subsidiar estudos acadêmicos; analisar e interpretar geoquimicamente o petróleo das Bacias Ceará e Potiguar; recuperar informações geoquímicas de um petróleo degradado em reservatórios; e avaliar a potencialidade de geração de petróleo de folhelhos da Bacia de Tucano”, explica o gerente de Projetos de Tecnologia de Subsuperfície do BG Group, Richard Moore.

4- Curso:      INOVAÇÃO TECNOLÓGICA – VISÃO DA EMPRESA

ORGANIZAÇÃO:  FACULDADE DE CIÊNCIAS ECONÔMICAS – FCE - E DIRETORIA DE ADMINISTRAÇÃO E FINANÇAS – DAF

CARGA HORÁRIA: 72/ha

DIAS DA SEMANA: 4ª e 6ª FEIRAS

HORÁRIO: 19 ÀS 22:00 HORAS

LOCAL: AUDITÓRIO DA D.A.F – 2º ANDAR BLOCO F

INVESTIMENTO: R$ 1 200,00

1ª PARCELA NO ATO DA INSCRIÇÃO MAIS DUAS DE R$ 400,00

DATAS PREVISTAS DOS TRÊS CURSOS EM  2014:

INÍCIO: 12/03/2014

TÉRMINO (ESTIMADO): 26/06/2014

INÍCIO: 10/07/2014

TÉRMINO: 18/09/2014

INÍCIO: 09/10/2014

TÉRMINO: 20/12/2014

MATERIAL DIDÁTICO: FORNECIDO PELO CURSO: ANOTAÇÕES DAS AULAS, C.D E ACESSO VIA WEB DOWNLOAD DO LIVRO DE INOVAÇÃO  TECNOLÓGIA DE AUTORIA DO PROF. RONALD CARRETEIRO... EDITORA L.T.C.

COORDENAÇÃO GERAL: PROF. PAULO HENRIQUE SOTO COSTA, VICE DIRETOR DA 

FACULDADE DE CIÊNCIAS ECONÔMICAS.

COORDENADOR ADJUNTO: PROF. NILO DO VALE

PROFESSORES INSTRUTORES: RONALD CARRETEIRO E JOSÉ BRANCATO

CONTATOS: Prof.  Nilo do  Vale

E-mail:  valenilo@hotmail.com

II – COMENTÁRIOS

1- Reservas provadas no pré-sal cresceram 43%

FPSO Cidade de São Paulo. Andre Motta de Souza/ Agência ...

As reservas provadas da Petrobras no pré-sal cresceram 43% em 2013, quando comparadas ao ano de 2012. Segundo a companhia, a perfuração de 42 poços nesta camada do pré-sal - que se estende do sul do estado do Espírito Santo até o estado de Santa Catarina -, associada ao excelente desempenho das plataformas em produção nas Bacias de Campos e Santos permitiu este crescimento.

A empresa destaca que o aumento das reservas ocorre em paralelo com uma produção crescente. Em 13 de janeiro de 2014 entrou em operação, com uma produção de 28 mil barris de petróleo por dia, o segundo poço produtor da plataforma Cidade de Paraty, no campo de Lula, totalizando 58 mil barris de petróleo por dia nesta plataforma.

Em decorrência, em 14 de janeiro de 2014, alcançou-se um novo recorde diário, no qual a produção de petróleo operada pela Petrobras no pré-sal superou o patamar de 390 mil barris de petróleo por dia. O recorde anterior foi estabelecido em 24 de dezembro de 2013, com 371 mil barris de petróleo por dia.

Duas bacias respondem pela produção do pré-sal: a de Campos e a de Santos. Esta  última contribui com 51% deste recorde de 390 mil barris de petróleo por dia, com a operação de nove poços produtores, comprovando a elevada produtividade dos campos descobertos. A produtividade média por poço em operação comercial, no Pólo Pré-sal da Bacia de Santos, tem sido da ordem de 25 mil barris de petróleo por poço por dia, maior do que a registrada no Mar do Norte (15 mil barris de petróleo por poço por dia) e no Golfo do México (10 mil barris de petróleo por poço por dia).

A produção acumulada nos campos da camada pré-sal, iniciada em 2008, já ultrapassou a marca de 290 milhões de barris de óleo equivalente. Desta forma, alcançamos em 6 anos de produção no pré-sal quase o dobro da acumulada em 35 anos de produção do campo de Garoupa (156 milhões de barris de óleo equivalente), localizado na Bacia de Campos.

Em dezembro de 2013, três Declarações de Comercialidade demonstraram a viabilidade da produção em três áreas distintas do pré-sal: Lapa (Carioca), Búzios (Franco) e Sul de Lula (Sul de Tupi), todos na Bacia de Santos.

Adicionalmente, em 2013, descobertas do pré-sal em campos já em produção na Bacia de Campos, como Albacora, Caratinga e Marlim Leste contribuíram para o aumento das reservas, e, principalmente, para a rápida monetização das mesmas, através da interligação dos poços às plataformas em operação.

Sucesso geológico

Outro resultado relevante e que sustenta o planejamento da produção futura das áreas do pré-sal é seu excelente sucesso geológico, que foi de 100% no ano de 2013, ou seja, todos os poços do pré-sal perfurados em 2013 acusaram presença de hidrocarbonetos.

Neste ano de 2014, no Pólo Pré-sal da Bacia de Santos, 17 novos poços serão interligados às plataformas já instaladas.

No segundo semestre de 2014, duas novas plataformas entrarão em produção: a plataforma de Cidade de Ilhabela no campo de Sapinhoá Norte, e a plataforma de Cidade de Mangaratiba no campo de Iracema Sul, acrescentando 300 mil barris de petróleo por dia na capacidade de produção instalada. Nestas duas novas plataformas serão interligados outros 5 novos poços em 2014.

A entrada em operação destas duas novas plataformas (Cidade de Ilhabela e Cidade de Mangaratiba) e o início de operação dos 22 novos poços produtores em 2014 contribuirão para o alcance de novos recordes de produção no pré-sal ao longo deste ano.

Fonte: Agência Petrobras

2- EXPLORAÇÃO DO GÁS  DE  FOLHELHO

Carta aberta à Excelentíssima Senhora

Presidenta DILMA VANA ROUSSEFF

Excelentíssima Senhora Presidenta

As organizações técnicas e profissionais que subscrevem essa carta solicitam que seja imediatamente retirado do Edital da 12ª. Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a exploração e a explotação de gás de xisto.

A tecnologia atualmente utilizada para a explotação – a fratura hidráulica - tem sido proibida em diversos países onde foram considerados patentes e indiscutíveis os riscos de danos às águas subterrâneas e superficiais. No Brasil, a explotação de gás de xisto, prevista no referido edital, acarretará sérios riscos de contaminação dos aquíferos e pode comprometer os usos humanos nas bacias do rio São Francisco, no Recôncavo Baiano e regiões costeiras de Alagoas e Sergipe, e em regiões do Paraná, Parecis, Paranaíba e Acre-Madre de Dios.

Ademais, a Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência e pela Academia Brasileira de Ciências encaminhou carta à Presidenta, em 5 de agosto último, na qual destaca graves fragilidades técnicas no processo em andamento, tais como:

I. a carência de conhecimento sobre as características petrográficas, estruturais e geomecânicas das rochas consideradas para o cálculo das reservas, o que poderá influir decisivamente na economicidade da explotação;

II. o desconhecimento dos impactos negativos da técnica de fratura hidráulica, com a injeção de água e substâncias químicas no subsolo, podendo ocasionar vazamentos e contaminação de aquíferos de água doce fundamentais para o abastecimento de boa parte das cidades brasileiras;

III. os grandes volumes de água necessários ao processo de extração, e que retornam à superfície, poluídos por hidrocarbonetos e por outros compostos e metais presentes na rocha e pelos próprios aditivos químicos utilizados, exigem caríssimas técnicas de purificação e de descarte dos resíduos finais, podendo comprometer as águas superficiais necessárias ao abastecimento humano e outros importantes usos econômicos;

IV. o potencial risco de contaminação das águas do Aquífero Guarani, a maior fonte de água doce de ótima qualidade da América do Sul, que deve ser gerenciada de forma compartilhada pelo Brasil, Argentina, Uruguai e Paraguai.

Tais riscos avultam já que, preliminarmente ao citado leilão, não foram realizadas as seguintes ações:

I. a definição de regras, limites e requisitos mínimos para a atividade de exploração, desenvolvimento e produção de reservatórios de gás não convencional no Brasil, por meio da técnica de fraturamento hidráulico, por parte de Resolução específica da ANP;

II. a elaboração das Avaliações Ambientais de Área Sedimentar, instrumento que deve preceder a contratação de atividades de exploração e explotação de petróleo e gás natural; nos termos da Portaria Interministerial MMA/MME Nº198, de 5/04/2012;

III. a compatibilização nos Planos de Recursos Hídricos das Bacias Hidrográficas entre o uso da água para a referida explotação com os demais usos, conforme estabelece Política  Nacional para as nossas águas (Lei 9.433, de 08/01/97).

É indispensável, preliminarmente, conhecer, avaliar e minimizar os riscos ambientais, em especial os que se constituem em séria ameaça à qualidade das nossas águas subterrâneas e superficiais e que podem colocar em risco o abastecimento de água de populações urbanas e rurais e a disponibilidade de água para as atividades agropecuárias.

Assim, além da retirada da exploração e da explotação de gás de xisto do Edital da 12ª Rodada de Licitações da ANP, as entidades subscritoras sugerem à Presidenta da República que determine ao Ministério de Minas e Energia, ao Conselho Nacional de Políticas Energéticas, à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, ao Ministério da Ciência e Tecnologia e suas instituições de ciência e tecnologia, ao Ministério do Meio Ambiente, à Agência Nacional de Águas, que promovam a realização de programa de estudos que ofereça melhor conhecimento, tanto sobre as propriedades das jazidas e das condições de sua exploração, quanto dos impactos ambientais associados.

Atenciosamente,

Associação Brasileira de Engenharia Sanitária e Ambiental (ABES) Dante Ragazzi Pauli, Presidente Nacional

Associação Nacional dos Serviços Municipais de Saneamento (ASSEMAE) Silvio Marques, Presidente Nacional

Associação Brasileira das Empresas Estaduais de Saneamento (AESBE) José Carlos Barbosa, Diretor Presidente

Associação Brasileira das Concessionárias Privadas de Serviços Públicos de Água e Esgoto (ABCON) Paulo Roberto de Oliveira, Presidente

Associação de Servidores da Agência Nacional de Águas (ASAGUAS) Helvécio Mafra, Presidente

Associação dos Engenheiros da Petrobras (AEPET) Sílvio Sinedino, Presidente

Clube de Engenharia – Francis Bogossian, Presidente

Comitê da Bacia Hidrográfica do Rio São Francisco (CBHSF) Anivaldo de Miranda Pinto, Presidente

Federação Nacional dos Urbanitários (FNU) Franklin Moreira Gonçalves, Presidente

Federação Interestadual de Sindicatos de Engenheiros (FISENGE) Carlos Roberto Bittencourt, Presidente

Federação Única dos Petroleiros (FUP) João Antônio de Morais, Coordenador Geral

Fórum Nacional de Comitês de Bacias Hidrográficas - Affonso Henrique de Albuquerque Junior, Coordenador Geral

Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB) Gilberto Carlos Cervinski, membro da Coordenação Nacional

Sindicato Unificado dos Petroleiros do Estado de São Paulo - Itamar Sanchez, Coordenador

Brasília, 25 de novembro de 2013.

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 168

I – NOTÍCIAS

1- Petrobras terá 2 plataformas no pré-sal no 2º semestre

Fonte: Agência Estado  

A Petrobras prevê para o segundo semestre deste ano a entrada em operação de mais duas plataformas, ambas a serem empregadas no pré-sal. Em 2013, a companhia concluiu um recorde de nove plataformas, sendo pelo menos cinco já em produção e as restantes já no local ou a caminho do destino final de operação.

As duas novas plataformas - Cidade de Ilhabela, em Sapinhoá Norte; e Cidade de Mangaratiba, em Iracema Sul - vão ajudar a companhia a elevar a partir de 2014 sua produção de petróleo, estagnada há três anos.

Nos dois últimos anos, a petroleira reduziu metas anuais para intensificar seu cronograma de manutenção. A retomada da produção é esperada para 2014, embora a elevação seja projetada por alguns analistas para não mais que 7%.

As estimativas podem ser revisadas nas próximas semanas depois que a companhia divulgar o resultado da produção de petróleo em 2013, que deve ficar abaixo da meta de 2,022 milhões de barris por dia.

É a área do pré-sal que tem sustentado a produção da Petrobras estável, compensando baixas na tradicional Bacia de Campos e o declínio natural dos poços, que a estatal divulga ser de 10% a 11% ao ano, em média.

Em 2013, todos os poços perfurados no pré-sal tiveram sucesso exploratório. A contribuição na produção total da empresa é estimada para passar de 7%, em 2012, para 42% em 2017 e 50% em 2020.

A Petrobras ressalta ter alcançado um recorde diário de 371 mil barris de petróleo no último dia 24 de dezembro na área de pré-sal, com 21 poços em operação, ou uma produtividades de 18 mil barris/dia por poço. Em alguns casos, a produção chega a 30 mil barris por poço, acima das expectativas iniciais da própria companhia.

A Petrobras compara o resultado a áreas referência de produção no mundo. A produtividade no Mar do Norte, diz, é de até 15 mil barris/dia, e, no Golfo do México, de até 10 mil barris/dia. A estatal lembra ainda que a marca de 300 mil barris dias foi alcançada em sete anos, enquanto o mesmo número foi atingido no Golfo do México sete anos após a primeira descoberta.

2- Decreto cria oficialmente o Polo Naval do Guaíba

Fonte: Jornal Agora (RS)  

A indústria oceânica do Rio Grande do Sul conta com mais um arranjo setorial. O decreto 51.103/14, publicado no Diário Oficial do Estado, constituiu legalmente o Polo Naval do Guaíba. “É mais um passo na descentralização proposta pelo Governo do Estado, através da Política Industrial. Com o polo do Guaíba, chegamos a três concentrações navais, o que mostra a pujança desta indústria e o sucesso de nossas ações, voltadas ao fortalecimento do setor”, afirma o secretário de Desenvolvimento e Promoção do Investimento, Mauro Knijnik, referindo-se aos já implantados polos do Rio Grande e do Jacuí. O marco legal permitirá o avanço dos processos de documentação e licenciamento necessários à implantação de empresas às margens do Lago Guaíba, abrangendo áreas de Porto Alegre e do município de Guaíba.

Caberá ao programa RS Indústria Oceânica, coordenado pela agência Gaúcha de Desenvolvimento e Promoção do Investimento (AGDI), definir as áreas prioritárias para instalação de indústrias fornecedoras de insumos e de serviços, que serão declaradas áreas de interesse social do estado. As duas primeiras empresas anunciadas para o Polo do Guaíba são a Engevix e a Metalúrgica Koch.

Polos consolidados

A primeira concentração industrial do setor, o Polo Naval do Rio Grande, deverá receber até 2015 investimentos de R$ 14 bilhões, com geração de 40 mil empregos. Já o Polo Naval do Jacuí, que deflagrou o processo de descentralização em curso, abrigará a Iesa, com investimentos da ordem de R$ 1,7 bilhão, e a Metasa, que aplicará em torno de R$ 120 milhões.

3- Abenav participa de missão para o Reino Unido

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação 

A Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Offshore (Abenav) embarca a caminho de uma missão que segue para o Reino Unido, de 13 a 18 de janeiro de 2014, com objetivo  transmitir a importância do desenvolvimento da cadeia de fornecedores para a construção naval e offshore no Brasil.

A instituição participará de dois seminários, em New Castle e Londres, onde também realizará visitas técnicas a empresas britânicas como potenciais fornecedores de equipamentos para o setor.

Esta missão é organizada pela UK Trade & Investment, organismo de fomento de negócios do governo britânico, sediada no Rio de Janeiro.

4- OGX quita parte de dívida e atende ANP  

A Óleo e Gás Participações (ex- OGX), pagou a primeira das parcelas que estavam em atraso nos campos de Atlanta e Oliva, na Bacia de Santos, dentro do prazo contratual, segundo a empresa informou ontem ao Valor PRO, serviço de notícias em tempo real do Valor. As demais parcelas, ainda segundo a empresa, serão pagas "da mesma forma".

A Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), operadora do bloco BS-4, onde estão Atlanta e Oliva, informou em novembro que a OGX deixou de honrar três chamadas de aporte de recursos, entre novembro e dezembro, para o bloco, somando um total de R$ 73 milhões. Caso não cumpra com os compromissos com o consórcio, a petroleira de Eike Batista pode perder o contrato, considerado internamente pela empresa como um dos mais valiosos. Para Atlanta, são estimados 260 milhões de barris recuperáveis. Já para o campo de Oliva, a expectativa é de 62 milhões de barris.

Procurada ontem, a QGEP preferiu não comentar o tema. A OGX também informou ao Valor PRO que já entregou os documentos solicitados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), onde a empresa explica que tem condições financeiras para honrar todos os contratos de concessão já assinados com a agência até agora.

Consultada ontem se recebeu os documentos da OGX, a agência reguladora informou apenas que não teve tempo suficiente para preparar uma resposta, o que será feito hoje.

A solicitação dos documentos foi feita pelo regulador após denúncias da QGEP de que a OGX estaria inadimplente. A Superintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP) da ANP deu 15 dias para a OGX se defender das acusações e provar que está apta para cumprir os todos os contratos já assinados. O prazo começou a contar a partir da data de notificação, em 20 de dezembro.

A OGX é a maior acionista do BS-4, com 40% de participação. Suas sócias nesse ativo são a QGEP, operadora com parcela de 30%, e a Barra Energia, com 30%

A QGEP informou em comunicados passados ao mercado, que a empresa e sua sócia no BS-4, a Barra Energia, vão cumprir compromissos que eventualmente deixem de ser pagos pela petroleira de Eike. O ativo é considerado muito valioso por todas as sócias do bloco BS-4.

Marta Nogueira

Fonte: Valor Econômico

5- Petrobras faz captação em euros recorde entre países emergentes

A emissão de bônus da Petrobras concluída nesta ultima semana é a maior já feita por uma companhia emergente no mercado em euros. A companhia confirmou a captação de 3,05 bilhões de euros com títulos de vencimento entre quatro e 11 anos, além de 600 milhões de libras em títulos com vencimento em 20 anos.

A última captação da Petrobras em euros havia sido feita em outubro de 2012, quando a petroleira levantou 2 bilhões de euros com títulos vencendo em 2019 e 2023. Na ocasião, a companhia também levantou outras 450 milhões de libras em bônus com vencimento em 2029.

Na operação de hoje, a estatal pagou taxas mais elevadas que na captação em euros feita em 2012. Porém, de lá para cá os custos de captação subiram para emissores emergentes em geral e para brasileiros em particular. Além disso, o volume levantado pela Petrobras agora foi maior, o que também ajuda a explicar a diferença.

Ao mesmo tempo, a companhia teve um ganho na arbitragem entre as taxas de juros em euros e dólares na operação.

Segundo comunicado oficial da Petrobras, a conclusão da operação está prevista para ocorrer no próximo dia 14. Os recursos, diz a petroleira, serão utilizados para “financiar os investimentos previstos no Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da companhia”.

A operação foi coordenada pelo BB Securities Limited, BNP Paribas, Banco Bradesco BBI, Crédit Agricole, HSBC, J.P. Morgan e Mizuho. Bank of China e Standard Chartered participaram como co-managers.

A emissão de bônus da Petrobras concluída ontem (7) é a maior já feita por uma companhia emergente no mercado em euros. A companhia confirmou a captação de 3,05 bilhões de euros com títulos de vencimento entre quatro e 11 anos, além de 600 milhões de libras em títulos com vencimento em 20 anos.

A última captação da Petrobras em euros havia sido feita em outubro de 2012, quando a petroleira levantou 2 bilhões de euros com títulos vencendo em 2019 e 2023. Na ocasião, a companhia também levantou outras 450 milhões de libras em bônus com vencimento em 2029.

Na operação de hoje, a estatal pagou taxas mais elevadas que na captação em euros feita em 2012. Porém, de lá para cá os custos de captação subiram para emissores emergentes em geral e para brasileiros em particular. Além disso, o volume levantado pela Petrobras agora foi maior, o que também ajuda a explicar a diferença.

Ao mesmo tempo, a companhia teve um ganho na arbitragem entre as taxas de juros em euros e dólares na operação.

Segundo comunicado oficial da Petrobras, a conclusão da operação está prevista para ocorrer no próximo dia 14. Os recursos, diz a petroleira, serão utilizados para “financiar os investimentos previstos no Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da companhia”.

A operação foi coordenada pelo BB Securities Limited, BNP Paribas, Banco Bradesco BBI, Crédit Agricole, HSBC, J.P. Morgan e Mizuho. Bank of China e Standard Chartered participaram como co-managers.

Fonte: Valor Online

II – COMENTÁRIOS

1- Emergentes atraem investimentos em energia renovável  

Os mercados emergentes, como Brasil, África do Sul, Chile, Turquia e Tailândia, se tornaram mais atraentes para os investidores em energias renováveis, enquanto os empreendedores saíram ou abandonaram projetos nos países desenvolvidos, como EUA, Reino Unido, Alemanha e Austrália, de acordo com pesquisa elaborada pela consultoria EY (ex- Ernst & Young).

A consultoria elabora um índice de atratividade para investimentos em energia renovável (conhecido pela sigla em inglês Recai). O Brasil está em 14º lugar na lista, dentre os 40 mercados avaliados.

Os EUA ainda ocupam o primeiro lugar, mesmo com as incertezas em relação à política energética do país. "Enquanto o país lançou recentemente o primeiro banco verde de Nova York, para alavancar pelo menos US$ 1 bilhão em investimentos privados para projetos de energia limpa, as preocupações quanto ao impacto dos preços do petróleo de xisto e a falta de uma política energética de longo prazo preocupam os investidores", afirma a consultoria.

Apesar de não estarem entre as dez primeiras posições do ranking trimestral de atratividade de investimentos em energia renovável, os países da América do Sul continuam expandindo a presença no setor. A EY cita o Brasil, onde em 2013 entraram em operação 3 GW de capacidade instalada em energia renovável, e quase 40 GW de projetos se inscreveram para leilões em novembro e dezembro.

O estudo atribui a ascensão dos mercados emergentes à adoção de políticas energéticas mais estáveis e confiáveis. "De um lado, temos os países que estão revendo suas políticas energéticas, o que está levando à incerteza. Do outro lado, temos países que estão atraindo investidores pela implantação em larga escala de energia renovável e eliminação de barreiras, conforme vemos em mercados emergentes como o Brasil e a África do Sul", afirma o diretor global de energia renovável da EY, Gil Forer.

Outro destaque é o Chile, que continua a atrair projetos de grande escala, incluindo o maior sistema de energia solar não subsidiado do mundo. Além disso, o governo chileno dobrou a meta de 20% de energia renovável até 2025. Além dos EUA, outro mercado com incertezas é o alemão, onde há pressão do setor elétrico para rever subsídios paraenergia renováveis. No Reino Unido, o aumento das contas de energia trouxe insegurança aos investidores.

Claudia Facchini

Fonte: Valor Econômico

2- Refinarias no limite  

Parece ser mais do que simples coincidência o registro de cinco acidentes em refinarias da Petrobrás em pouco mais de um mês  na Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro - num período em que a empresa bate sucessivos recordes de produção de derivados de petróleo.

Mesmo sem ter ampliado a capacidade física de refino desde 2000, pois não investiu a tempo em novas unidades para atender à demanda, a Petrobrás tem conseguido processar volumes recordes de óleo em suas refinarias. O último recorde foi anunciado em novembro, quando a empresa processou num só dia 2,225 milhões de barris, 25 mil mais do que o recorde diário anterior, de junho. As unidades em operação são as mesmas que já funcionavam em 2000, quando o volume processado por elas era de aproximadamente 1,9 milhão de barris por dia. No ano passado, a produção de derivados nas refinarias da Petrobrás foi 5% superior à de 2012, que já havia sido 6% maior do que a do ano anterior.

A empresa tem atribuído esses resultados ao aumento da eficiência operacional das refinarias, como parte de um programa de otimização da utilização das instalações e de redução de custos. O fato é que, sem o aumento de sua capacidade, as unidades passaram a ser utilizadas em níveis que se aproximam dos limites de segurança, podendo até tê-los superado em alguns momentos, como denunciam dirigentes sindicais da categoria dos petroleiros.

O incêndio na Reduc, responsável por cerca de 10% da produção nacional, paralisou sua unidade de coque, que deve voltar a operar nesta sexta-feira. Foi a segunda ocorrência nessa refinaria em cerca de um mês. Desde o fim de novembro, foram registrados também acidentes nas Refinarias Getúlio Vargas, em Araucária, no Paraná, que provocou sua paralisação por cerca de duas semanas; Landulfo Alves, na Bahia; e Isaac Sabbá, em Manaus.

Esses acidentes são uma espécie de tragédia anunciada. Submetida há anos pelo governo do PT a uma política que lhe impõe perdas - pois o preço do combustível vendido no varejo não é suficiente para cobrir seus custos -, a Petrobrás vem acumulando prejuízos em sua área de refino e abastecimento. Além disso, o preço do combustível artificialmente contido e os incentivos para a venda de carros novos estimularam o consumo, o que levou a Petrobrás a importar volumes crescentes de derivados. Isso aumentou ainda mais suas perdas, pois o que ela paga pelo combustível importado é mais do que recebe pela venda no mercado interno.

Assim, em dois anos, suas perdas com essa política chegaram a R$ 30 bilhões. Para tentar reduzir as perdas, por meio da redução das importações, a empresa acelerou o ritmo de atividade de suas refinarias, alcançado recordes, mas também registrando número crescente de incidentes, que as paralisaram total ou parcialmente. Aumento da capacidade instalada de refino só deve ocorrer em meados deste ano, quando, de acordo com o cronograma mais recente, deverá ser concluída a Refinaria de Abreu e Lima, em Pernambuco.

Por causa da série de acidentes, a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) deve acelerar os estudos para a implementação de regras mais rigorosas para a manutenção das refinarias, semelhantes às que já são aplicadas às áreas de exploração e produção de petróleo. O conjunto de novas regras vem sendo discutido pela ANP desde 2012 e uma minuta da nova regulamentação pode ser publicada nas próximas semanas. O objetivo é evitar que ocorra na área de refino o que já ocorreu nas de exploração e produção, onde, por falta de manutenção, várias unidades dão sinais de obsolescência precoce, com perda acelerada de sua capacidade.

A agência já multou a Petrobrás por operar a Refinaria de Paulínia - a maior do País, responsável por cerca de 20% da produção nacional - acima da capacidade autorizada, segundo o jornal Valor. A multa é simbólica (R$ 151,5 mil) se comparada com o faturamento da estatal, mas pode indicar uma nova atitude da ANP.

Editorial

Fonte: O Estado de S. Paulo

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 167

I – NOTÍCIAS

1- As 10 reportagens mais lidas em 2013 sobre gestão

Muitas organizações não valorizam ou recompensam gestores excelentes. No entanto, sem eles, jamais poderiam ter alcançado o sucesso

Pessoas que possam ajudar times a executar e a entregar resultados são um bem precioso. Há escassez de gestores de qualidade. 

Em muitas organizações, quando um indivíduo contribui com excelência, é comum que seja promovido para uma posição de gestão. A conclusão é a de que se alguém é excelente em uma área operacional, é naturalmente capacitado para gerir outros indivíduos da sua mesma área de expertise. Nada poderia ser menos verdadeiro.

Embora existam algumas pessoas que possam facilmente dar esse salto, excelência em uma área e habilidade para gerenciar pessoas da mesma área são dois conjuntos bem diferentes de habilidades. Saber gerir equipes e mantê-las motivadas não são tarefas simples.

Muitas organizações não valorizam ou recompensam gestores excelentes. No entanto, sem eles, jamais poderiam ter alcançado o sucesso.

Confira, abaixo, as dez reportagens sobre gestão mais lidas em 2013.

   1.1 - Sete habilidades de gestão de projetos para profissionais de TI

Só porque alguém tem o título de "gerente de projeto" não significa que saiba efetivamente gerenciar projetos. Muitos CIOs e outros executivos de TI aprenderam essa verdade da maneira mais difícil.

   1.2 - Cálculos de ROI bem feitos podem ajudar os projetos de TI

Como outras ideias de negócio, propostas de TI devem ser mensuradas por seu potencial para proporcionar velocidade, eficiência e inovação. Isso aumenta as chances de aprovação dos projetos.

   1.3 - Sete dicas para ajudar gestores a controlar equipes de projeto

Embora existam dezenas de soluções para gestão de projetos, a gestão de seres humanos é um pouco mais complicada. CIOs e gerentes de projetos dão sugestões de como controlar melhor as equipes.

   1.4 - Sete dicas para se sair bem em negociações

Especialistas ensinam como os profissionais podem tirar vantagem das interações, em especial se conseguirem ser excelentes ouvintes.

   1.5 - Sete dicas para melhorar a estimativa de projetos de TI

Variáveis mal definidas podem comprometer totalmente o prazo e, consequentemente, o custo e o sucesso dos projetos.

   1.6 - Como usar a gamificação para envolver os funcionários

Mais empresas estão adotando a gamificação para melhorar o relacionamento entre funcionários e clientes. Saiba como começar.

   1.7 - 13 dicas para manter projetos sob controle

Gerentes de projetos e especialistas em gestão de projeto compartilham suas melhores práticas para manter os projetos de TI dentro do cronograma.

   1.8 - Os piores vícios de TI e como curá-los

Você é adepto do uso do jargão? Tem um apetite insaciável por informação? Gerencia os sistemas da sua empresa com punho de ferro? Está na hora de reavaliar seus comportamentos.

   1.9 - Melhores práticas para gestão da TI

Calcular exatamente o custo dos serviços que providencia e explicitar de que forma esses serviços são aproveitados são tarefas árduas.

   1.10 - Por que os líderes de TI temem o ITIL

Não são poucas as resistências enfrentadas pelas equipes de TI sobre ITIL. A maioria delas, alertam os especialistas, tem origem no medo e o medo pode comprometer a estratégia inteira.

Fonte: redação da Revista CIO

2- MARCO CIVIL DA INTERNET EM  2014

A ministra da Secretaria de Relações Institucionais, Ideli Salvatti, disse que o Marco Civil da Internet será o primeiro assunto a ser discutido com o Congresso em 2014. Já a reforma política e o Código da Mineração, apesar da importância, devem exigir mais tempo de debate entre Executivo e Legislativo.

O Projeto de Lei 2.126/11, que define o Marco Civil na Internet, tramita com urgência e, por isso, tranca a pauta do plenário da Câmara. “Vai ter que votar, porque senão a Câmara também não vota mais nada, porque também já ficou claríssimo que a presidenta não vai retirar os vetos”, disse a ministra.

Segundo Ideli, o trabalho do relator da proposta, o deputado Alessandro Molon (PT-RJ), de negociar com todos os partidos da Casa, fez com que os parlamentares avançassem na discussão. “Acredito que temos condições, que podemos evoluir, seja no debate, na discussão ou na votação.”(Agência Brasil)

3- ELEIÇÃO PARA O CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA PETROBRÁS

Crédito da Foto: Blog A Petrobrás Que Queremos

Foi publicado no Diário Oficial da União em 29 de Novembro o Edital da Eleição para o representante dos empregados no Conselho de Administração da Petrobrás. O total de candidatos inscritos chegou a 96 no primeiro turno da eleição onde a votação será iniciada no dia 7 de Janeiro de 2014 e vai até 15 de Janeiro.

O resultado do 1º Turno será divulgado no dia 16 de Janeiro. A campanha eleitoral é liberada durante todo o período de votação. Os dois candidatos mais votados vão para um segundo turno que acontecerá de 1 de Fevereiro e 9 de Fevereiro. O debate na Web TV Petrobrás será realizado no dia 28/01 entre os dois mais votados da primeira votação. A divulgação do resultado final do 2º Turno será no dia 10 de Fevereiro de 2014. 

É importante que todos os petroleiros votem nesta eleição para legitimar uma representação dos empregados da empresa no Conselho de Administração que é o local das decisões financeiras e dos investimentos da maior empresa estatal do Brasil.

Fonte: Redação da AEPET

4- Diesel menos poluente será obrigatório a partir de 2014  

A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou a resolução que prevê a comercialização exclusiva e obrigatória 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 resolução é válida a partir de 1º de janeiro de 2014 em todo o território nacional.

"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", divulgou a agência, em nota.

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 no início do ano que vem.

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 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 4.173 obrigatórios e 8.244 voluntários, totalizando cerca de 12,4 mil postos de revenda em todo o país.

A ANP informou ainda que 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. 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, 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.

Idiana Tomazelli

Fonte: Agência Estado

5- Petrobras declara viabilidade comercial de 3 campos do pré-sal  

A Petrobras declarou a viabilidade comercial dos campos de Franco, que passa a se chamar Búzios, do sul de Tupi, denominado agora Sul de Lula, e do campo Carioca, rebatizado Lapa.

Com isso, as reservas provadas do país aumentam em 3,7 bilhões de barris de óleo equivalente, ou quase um quarto do total brasileiro.

Os três campos estão no pré-sal da bacia de Santos, sendo que Búzios e Sul de Lula fazem parte da cessão onerosa, um conjunto de seis blocos mais uma área contingente que foram cedidos pela União em troca de ações da estatal.

A declaração de comercialidade era condição para iniciar a revisão do contrato da cessão onerosa, que poderá significar mais custos para a empresa pelo aumento da cotação do dólar e do petróleo em relação a 2010, quando o contrato com a União foi firmado.

O termo previa que, em 2014, fosse feita uma revisão de valores, volumes, prazos e percentuais de conteúdo local --exigência de que parcela dos equipamentos seja comprada de fornecedores nacionais.

A revisão poderá levar a estatal a ter um saldo a pagar à União. Na época em que o contrato foi firmado, o barril de petróleo era negociado a US$ 80, ante o patamar atual de US$ 100. O dólar não chegava a R$ 1,80.

Com informações da Reuters

Fonte: Folha de S. Paulo

II – COMENTÁRIOS

1- Três tendências vão mudar a sua empresa em 2014

Elas, seguramente, garantirão a atenção dos CIOs nos próximos 12 meses

Jonathan Hassell, CIO/EUA

A virada do ano é um bom momento para olhar para trás, para o ano que passou, com um olhar para o que podemos esperar em 2014, especialmente no mundo em constante mudança da Tecnologia da Informação. Essas três tendências, seguramente, garantirão a atenção dos CIOs nos próximos 12 meses.

   1.1 - Diante das revelações da NSA, as empresas vão ter mais cuidado com a nuvem

Para a maioria das empresas, 2013 foi o ano da nuvem. As empresas que ainda hospedavam seu sistema de e-mail em casa já pensavam seriamente em mover essa despesa para a nuvem quando Edward Snowden deu o alerta, com uma série de vazamentos contundentes sobre a capacidade da NSA para espionar nossas comunicações. No início, a maioria das pessoas não chegou a ficar terrivelmente alarmada. Mas com o passar do tempo, a profundidade das supostas capacidades da NSA para tocar em comunicações privadas - com e sem conhecimento do fornecedor de serviços - começou a abalar a fé de muitos CIOs na adoção de serviços em nuvem.

Para as empresas em indústrias fortemente regulamentadas, é difícil ignorar a descoberta continuada da profunda capacidade da NSA de ler os dados, tanto em trânsito e como em repouso. Registros de privacidade dos pacientes, transações financeiras sensíveis e quaisquer outros dados que devam, por lei, ser mantidos em sigilo - deixaram agora de serem considerados privados? Você pode garantir a privacidade e a segurança desses dados aos seus clientes? Você pode garantir a seus reguladores? Será que a segurança dos dados é algo que você ainda pode controlar?

Em 2014, vamos ver uma análise contínua somente daqueles serviços na nuvem que façam sentido. E alguns, como e-mail e colaboração, deixarão de ser considerados "ganhos fáceis" por causa dessas acusações contínuas contra a NSA. Talvez a nuvem deixe de ser a opção padrão daqui para frente, e passe a ser uma escolha feita após um estudo cuidadoso do ambiente, usando esses vazamentos do PRISM como contexto.

   1.2 - O CEO do Microsoft definirá o futuro dos produtos em sua organização

Um dos grandes assuntos do primeiro semestre de 2014 deve ser, sem dúvida, a escolha do novo CEO da Microsoft, até por se tratar do terceiro CEO na história da companhia. Esta é uma das posições mais importantes na indústria de tecnologia hoje. Tudo o que o sucessor de Steve Ballmer fizer em seus 100 primeiros dias no cargo irá definir o tom para os próximos cinco a 10 anos.

Relatórios divulgados desde a manhã da segunda-feira após o Dia de Ação de Graças sugerem que o conselho de administração da Microsoft reduziu a quantidade de  candidatos potenciais a apenas dois nomes: Satya Nadella, atual chefe de servidores e ferramentas da empresa, e o estranho Alan Mulally, que atualmente está no comando do Ford Motor Company e tem méritos reconhecido para a execução de uma reviravolta fantástica de operações, lucros e retorno para os acionistas após sua gestão na Boeing. (Mulally nega que esteja  interessado no trabalho da Microsoft , só aumentando a especulação.)

Existem duas principais questões que cercam tanto a escolha do diretor-presidente quanto seus movimentos imediatos assim que assumir o cargo.

Será que o novo CEO continuará a reestruturação da Microsoft em direção a tornar-se  uma empresa de dispositivos e serviços? Steve Ballmer, atual CEO da empresa, tentou convertê-la de uma companhia de software em uma organização capaz de criar e produzir  uma variedade de dispositivos, como tablets e telefones, que se conectam a serviços que a Microsoft vende. Isso foi feito tanto para tornar esses dispositivos mais ricos e úteis para o usuário final, mas também para rentabilizar o uso por meio da atualização de  serviços, de receitas de publicidade e da lucratividade com o modelo de assinatura.

Claro, isso representa uma grande mudança desde a tradicional prática da Microsoft "de cobrar pelo direito ao uso perpétuo" de seus software, que impulsionou a empresa até aqui. Muitos investidores e clientes se perguntam se essa transformação é benéfica para eles. Será que o novo CEO dará continuidade a essa transformação e realizará a visão de Steve Ballmer, mesmo depois de sua partida? Ou será que o novo CEO promoverá uma pausa no processo e levará alguns meses para avaliar se essa transformação é realmente boa, tanto para a Microsoft quanto para  seus clientes? As respostas terão um grande impacto sobre o papel que o software e as tecnologias da Microsoft desempenharão dentro do seu próprio negócio.

Será que a nuvem ainda será o grande foco da empresa? Será que a preferência continuada de desenvolvimento de serviços baseados em nuvem  em vez do  desenvolvimento e da venda de software tradicional irão corroer a confiança dos clientes corporativos que ainda têm investimentos significativos em licenças?

   1.3 - O papel de Broker de Nuvem vai emergir em 2014

O que quer que a Microsoft faça e o que quer que as revelações sobre o programa PRISM, da NSA, signifique para o seu negócio, o impulso contínuo em torno de consumerização vai significar a adoção de mais serviços em nuvem na sua organização, e não menos. As divulgações sobre o PRISM podem frear a migração de e-mails e outras linhas de negócios de dados para a nuvem -, mas outros dados, menos sensíveis, ainda poderão ser armazenados na nuvem.

O departamento de TI da empresa poderão tirar proveito de uma série de empresas de nuvem projetadas para proporcionar economia e reduzir o custo do acesso aos dados, revelando novas perspectivas e fluxos de trabalho antes impossíveis para a sua organização. Ao mesmo tempo em que esses serviços forem adotados, a capacidade de controlar seu uso, desempenho, valor e entrega será fornecida por meio de corretagens de serviços.

Portanto, em 2014, corretores de nuvem ou de soluções em nuvem vão realmente entrar em operação. Esses vendedores neutros serão contratados para analisar a sua situação e recomendar estratégias para fazer uso de produtos e serviços ideais para a realização de uma determinada tarefa ou carga de trabalho.

O próprio departamento de TI tem tudo para atuar como um corretor de serviços na nuvem, segundo o Gartner. Cada vez mais a equipe de TI precisará ser capaz de, com ou sem o auxílio dos corretores, descobrir que solução ou modelo funcionará melhor para a realização de tarefas específicas.

Fonte: Jonathan Hassell, CIO/EUA

2- BLOG BERTO FILHO

No Blogger desde abril de 2011

Sobre Berto Filho:

Introdução:

É um dos maiores apresentadores do telejornalismo brasileiro de todos os tempos, deixou nos últimos 45 anos, sua marca de grande profissional nas maiores e melhores emissoras de rádio e televisão do país. Atuou nos telejornais da Globo durante 11 anos (1974-85) e de 2004 até março deste ano foi um dos narradores doFantástico. Seus serviços de imagem e voz podem ser utilizados em comerciais de TV, Cinema e Internet, em Videocomunicação para veiculação interna (DVDs) e na ancoragem/apresentação de eventos ao vivo. Sua presença marcante no vídeo e no palco aumenta a força da credibilidade de marcas, produtos e serviços, satisfaz as necessidades profissionais de anunciantes, agências e produtoras.

3- Descobertas abrem novas fronteiras do petróleo no NE  

O foco dos investimentos é o pré-sal, no litoral da região Sudeste, mas o sucesso da atividade exploratória recente aponta o surgimento de novas províncias petrolíferas na região Nordeste, até agora grande produtora de petróleo em terra. Apenas no último ano, foram comunicadas à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) , 11 descobertas de petróleo no litoral nordestino, que tem sido alvo de disputa acirrada nos últimos leilões do setor. Nas mais promissoras, na Bacia de Sergipe-Alagoas, as reservas são estimadas extraoficialmente em até 3 bilhões de barris.

A Petrobras anunciou descoberta inédita de petróleo em águas profundas na Bacia Potiguar, no litoral do Rio Grande do Norte. A companhia evitou maiores detalhes sobre o resultado, alegando que o poço permanece sendo perfurado até atingir a profundidade total de 5 mil metros. "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", limitou-se a dizer, em comunicado.

"Ainda é cedo para avaliar sua importância, mas é certamente uma boa notícia", afirma o geólogo Pedro Zalán, da ZAG Consultoria. Ele lembra que a região foi disputada na 11ª Rodada de Licitações da ANP, realizada em maio, com quatro blocos concedidos, o que garante o aumento da atividade exploratória. Dentre os vencedores de blocos na bacia, estão a Petrobras e a gigante norte-americana ExxonMobil. Até agora, o Rio Grande do Norte se notabiliza pela produção terrestre de petróleo, sendo o sexto maior produtor do país. Faz parte da chamada margem equatorial brasileira, principal aposta das petroleiras que operam no país em termos de áreas fora da região do pré-sal.

Nesta área também estão a Bacia do Ceará, que teve uma descoberta em águas profundas este ano, e a de Barreirinhas, região mais concorrida no último leilão da ANP - que começa a viver um período de intensa atividade exploratória. A margem equatorial brasileira tem condições geológicas parecidas com a de Gana, na Costa Oeste da África, onde há descobertas importantes de óleo de boa qualidade.

A principal expectativa no litoral nordestino, porém, está fora da margem equatorial. Desde dezembro de 2012, foram sete descobertas na Bacia de Sergipe-Alagoas, que começa a despontar como a mais nova província petrolífera do país. Estimativas preliminares apontam a presença de até 3 bilhões de barris de petróleo na região, volume equivalente a 1/4 das reservas provadas do Brasil atualmente. "Sergipe é uma realidade e deve ser tornar um polo produtor nos próximos cinco a dez anos", aposta Zalán. "O mais importante é que o óleo encontrado é leve, do tipo que o Brasil precisa", conclui.

Hoje, 72% da produção nacional de petróleo vem da Bacia de Campos. A concentração já foi maior, mas investimentos exploratórios da primeira metade dos anos 2000 resultaram no desenvolvimento das bacias dos Espírito Santo e Santos, em um movimento que culminou descoberta do pré-sal - a bacia capixaba, por exemplo, já responde por 15% do volume produzido no país. A corrida rumo ao Nordeste teve início na virada da década, primeiro pelo Sul da Bahia, que ainda não apresentou grandes resultados, até chegar à margem equatorial.

Rumo ao norte

- No início dos anos 2000, Petrobras busca descentralizar a produção, ainda concentrada na Bacia de Campos, e foca investimentos exploratórios nas Bacias de Santos e do Espírito Santo, em um processo que culminou com a descoberta do pré-sal.

- Após o sucesso na primeira etapa, empresa segue rumo ao Nordeste, primeiro pelo Sul da Bahia, onde há poucas descobertas e, depois na Bacia de Sergipe-Alagoas, que já tem grandes descobertas e pode começar a operar em um prazo de cinco a dez anos.

- Para a próxima década, a aposta recai sobre a margem equatorial, que inclui as bacias da Foz do Amazonas, do Pará-Maranhão, de Barreirinhas, do Ceará e do Rio Grande do Norte, áreas ainda com pouca atividade exploratória, mas com potencial de descoberta de petróleo de boa qualidade.

Nicola Pamplona

Fonte: Brasil Econômico