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
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