IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 63

I – NOTICIAS

1- Petrobras assina novos contratos para COMPERJ

A Petrobrás assinoudois novos contratos referentes a projetos atrelados ao Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). Com a empresa Jaraguá, a estatal negociou, entre outras atividades, a execução dos serviços de elaboração do projeto executivo, construção civil e montagem eletromecânica das interligações, subestações e do sistema de combustão de vapores para a área de tancagem. "Serão executadas as interligações de 49 tanques, cinco vasos, seis esferas, além de quatro subestações", destacou a companhia.

As companhias preveem a utilização de aproximadamente 4.200 toneladas de tubulação, 40 mil metros cúbicos de concreto para as estruturas e 730 km de cabos elétricos. O prazo contratual para execução dos serviços é de 900 dias corridos.

Em outro documento, assinado com a empresa Egesa, ficou estabelecida a execução dos serviços de construção civil da via de acesso para transporte dos equipamentos especiais do Comperj. A via de acesso terrestre possui extensão aproximada de 18 km, dos quais aproximadamente 14 km no município de São Gonçalo e cerca de 4 km em Itaboraí. "O objetivo principal dessa contratação é possibilitar o transporte de equipamentos com pesos e dimensões especiais, desde o píer, que será construído na Praia da Beira, localizada em São Gonçalo, até a Rodovia BR-493, em Itaboraí", explicou a estatal. O prazo contratual para a realização dos serviços é de 480 dias corridos.

Convênio

A Petrobrás também informou a assinatura de um convênio para produção de mudas no Horto do Jardim Botânico de Niterói, destinadas à recomposição vegetal na área de influência do empreendimento. O acordo com a Sociedade dos Amigos do Jardim Botânico de Niterói (Samjarboni) prevê a produção de 750 mil mudas de espécies arbóreas.

Fonte:Agência Estado

2- RIO PLANEJA NOVOS DISTRITOS INDUSTRIAIS

O governo do Rio de Janeiro negocia a desapropriação de 4 milhões de metros quadrados, ao lado do aeroporto internacional de Cabo Frio e perto do porto de Arraial do Cabo, para montar um distrito industrial de logística do petróleo.

A ideia é criar mais três novos distritos industriais. Há conversas com a chinesa JAC, as alemãs BMW e Volkswagen e, na semana passada, outra montadora europeia entrou na lista, mas seu nome não foi divulgado. A produtora de tabletsFoxconn também poderá se instalar no Estado.

Fonte: Folha de São Paulo

3- Consorcio Marquise Galvaoganham contrato da área do Porto do Rio de Janeiro

O processo de licitação para ampliar o porto durou seis meses e contou com três consórcios

A segunda etapa das obras de ampliação do Porto do Pecém já tem definida quem serão as construtoras responsáveis pela sua execução e quando ela começará. Conforme anunciado ontem com exclusividade para o Diário do Nordeste, o consórcio formado pelas cearenses Marquise e Queiroz Galvão e a paranaense Ivaí foi o vencedor do processo licitatório promovido pelo governo do Estado.

A previsão é de que as obras tenham início em janeiro de 2012 e se encerrem em junho de 2014 (duração de 30 meses), mês de realização da Copa do Mundo no Brasil.

As informações são da própria construtora Marquise, que também fez parte do o consórcio responsável pela primeira etapa, iniciada em janeiro de 2009 e concluída em agosto deste ano (duração de 32 meses).

Custo

O contrato, assinado na última terça-feira (20), está orçado em R$ 568 milhões, valor 7% inferior ao preço padrão de R$ 609 milhões oferecido pela concorrência. A licitação durou cerca de seis meses e contou com a participação de nove empresas brasileiras, distribuídas em três consórcios.

A segunda etapa

Sob a condução da Secretaria de Infraestrutura (Seinfra) e da Ceará Portos, a segunda etapa da ampliação do Porto do Pecém consiste na construção de uma nova ponte de acesso ao terminal, com 1.520 metros de extensão e 30 metros de largura; e a "engorda" da parte do quebra-mar existente em mais de 1 milhão de metros cúbicos de pedra.

Toste conjunto de obras faz parte da infraestrutura portuária necessária para o atendimento de empreendimentos estruturantes como a Companhia Siderúrgica do Pecém (CSP) e a Refinaria Premium II. A expectativa é de que a obra seja responsável pela geração de mais de 5,5 mil empregos diretos e indiretos.

A primeira etapa

Executada somente por Marquise e Ivaí, a primeira etapa da ampliação consistiu na construção do Terminal de Múltiplas Utilidades (Tmut), que inclui um pier com dois berços de atracação, com retro área de 87 mil m², que serão utilizados para recepção e transbordo de contêineres e cargas em geral. A obra custou cerca de R$ 420 milhões.

Fonte: Diário do Nordeste (CE)

4-Boas perspectivas em todas as áreas para 2012

Fonte: AgênciaPetrobras

Com mais sondas à disposição, a Petrobras poderá intensificar suas atividades deexploração e produção em 2012. Só em 2011, a companhia recebeu nove sondas de perfuração e outras quatro estão em fase de recebimento/ testes de aceitação. Em 2012, ao menos outras doze sondas, já contratadas, devem começar a operar. Está prevista a perfuração de 66 poços exploratórios no mar. Destes, 18 serão perfurados na Bacia de Santos, 16 na Bacia de Campos, 11 na Bacia do Espírito Santo, 9 em Sergipe, 5 na margem leste (bacias do Jequitinhonha (2) e Camamu/Almada (3)), 7 na margem equatorial (nas bacias de Barreirinhas (2), Potiguar (3) Foz do Amazonas (1) e Ceará (1)).

Para o ano que vem, também está previsto aumento de capacidade de produção de petróleo com a entrada de novas unidades nos campos de Baleia Azul (pré-sal da Bacia de Campos), Tiro/Sidon (pós-sal da Bacia de Santos) e Guará (pré-sal da Bacia de Santos). Os projetos pilotos de Baleia Azul, com capacidade de 100 mil barris por dia (bpd), e de Tiro/Sidon, com 80 mil bpd de capacidade, estão previstos para entrar em produção no terceiro trimestre do próximo ano. A Petrobras têm 100% de participação em ambos. Já o projeto piloto de Guará (capacidade de 120 mil bpd), em que a companhia tem 45% de participação, deve entrar em produção no último trimestre do ano.

A estatal conectará mais poços à P-56, que atingirá seu pico de produção (100 mil bpd) no primeiro trimestre, à P-57, que atingirá sua produção máxima (180 mil bpd) no terceiro trimestre de 2012, e ao FPSO Cidade de Angra dos Reis (Piloto de Lula), que atingirá sua capacidade de produção de 100 mil bpd ao longo do ano. A Petrobras tem 65% de participação em Lula.

O Plano de Negócios 2011-2015 prevê investimentos de US$ 13,2 bilhões na área de gás e energia. A maior parcela dos recursos (US$ 5,9 bilhões) será destinada à conversão de gás natural em ureia e amônia para produção de fertilizantes e à produção de metanol, melamina, ácido acético e ácido fórmico, bem como aos projetos GTL Parafinas, Flua (Arla 32) e sulfato de amônio.

Com esses investimentos, o Brasil, que atualmente importa 53% da amônia que consome, será autossuficiente na produção deste insumo em 2015. As importações de ureia, que totalizam, hoje, 67% do consumo interno, cairão para 28% também em 2015 e, em 2017, a importação de metanol, que atualmente representa 68% do consumo interno, cairá para 17%.

Em março de 2012, a Petrobras inicia a construção do Terminal de Regaseificação da Bahia com capacidade para regaseificar 14 milhões de m³/dia de GNL. Esse terminal tem conclusão prevista para janeiro de 2014 e, somando-se aos terminais da Baía de Guanabara (RJ) e Pecém (CE), ampliará para 41 milhões de m³/dia a capacidade de regaseificação do Brasil.

Em abril, começará a ser construída a Usina Termelétrica Baixada Fluminense que entrará em operação em março de 2014, com capacidade para gerar 530 MW. Em setembro do mesmo ano, começará a operar a Unidade de Fertilizantes Nitrogenados de Três Lagoas-MS (UFN III) que entregará ao mercado 1,27 milhão de toneladas de ureia e 70 mil toneladas de amônia por ano.

A construção da planta de sulfato de amônio, com capacidade para produzir 303 mil toneladas/ano na Fafen-Sergipe, permitirá ampliar a capacidade de produção desse insumo no País, saltando das atuais 477 mil toneladas/ano para 780 mil toneladas/ano em 2013.

Entre 2012 e 2013, entrarão em operação 14 novos pontos de entrega de gás natural, acompanhando o crescimento do mercado das distribuidoras estimado em 12,5% nesse período, o que equivale a um volume adicional de 5,1 milhões m³/dia.

No Abastecimento, a partir de janeiro de 2012, a Petrobras ampliará o fornecimento do diesel S-50, com baixo teor de enxofre, para todos os estados brasileiros. O uso do Diesel S-50 nos novos motores resultará na redução de, no mínimo, 80% da emissão de material particulado. Novas unidades destinadas a melhorar a qualidade da gasolina entram em operação na Recap (Refinaria de Capuava, em Mauá, SP) e na Repar (Paraná), e, para a qualidade do diesel, na Recap, na RLAM (Bahia) e na Repar. Ainda em 2012, a PetroquímicaSuape, em Pernambuco, estará com a planta de PTA (ácido tereftálico purificado) e a unidade de PET em operação.

No exterior, terá sequência em 2012 a exploração dos blocos 57 (participação de 46,16% Petrobras) e 58 (100% Petrobras), ambos operados pela companhia no Peru, onde há perspectivas promissoras em gás natural. A entrada em produção dos campos de Cascade e Chinook, nos quais a Petrobras atua como operadora (participações de 100% e 67%, respectivamente), está prevista para o início de 2012. O projeto representa importante marco para a companhia, por se tratar de projeto de desenvolvimento pioneiro na porção americana do Golfo do México, uma vez que utiliza unidade de produção do tipo FPSO (tecnologia dominada e amplamente utilizada no Brasil pela Petrobras).

Em Angola, há previsão, no início de 2012, de perfuração de um poço no Bloco 26 (bloco de pré-sal localizado na Bacia de Benguela, ao sul do offshore angolano, no qual a Petrobras é operadora com 30% de participação). Já na Tanzânia, deverá ser concluída, também no início de 2012, a perfuração de um poço exploratório no Bloco 5 (50% Petrobras, operadora), iniciada este ano. Na Namíbia, está prevista, para 2012, a perfuração de poço exploratório no Bloco 2714A, no qual a Petrobras é operadora com 50% de participação.

Até 2015, a Petrobras investirá US$ 1,2 bilhão em ações de eficiência energética e de redução de intensidade de emissões, incluindo pesquisa e desenvolvimento na área. A redução das emissões de gases de efeito estufa (GEE), por exemplo, é tema de dois programas tecnológicos desenvolvidos pelo Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes): o Proclima (Programa Tecnológico de Mudanças Climáticas), que estuda soluções tecnológicas para a redução das emissões nos processos da Companhia, e o ProCO2 (Programa Tecnológico de Gerenciamento do CO2), que visa desenvolver e implementar tecnologias de captura, transporte, armazenamento e aproveitamento do CO2 que será produzido no Pré-Sal. Com a entrada em operação do FPSO Angra dos Reis na Bacia de Santos, a Petrobras reinjeta atualmente 220 toneladas/dia de CO2 no reservatório produtor.Na área de Recursos Humanos, a Petrobras estima admitir 17 mil novos empregados até 2015, conforme seu Plano de Negócios. O planejamento da companhia é realizar dois processos seletivos por ano, tanto para cargos de nível superior como para técnicos de nível médio.

Em 2012, o Programa Petrobras Ambiental (PPA) concluirá um ciclo de cinco anos com investimentos de R$ 500 milhões em projetos de conservação ambiental relacionados à água e clima em todo o país. No próximo ano, está prevista nova edição da seleção pública de projetos ambientais. Também será lançado o Programa Petrobras Agenda 21, que investirá cerca de R$ 12 milhões ao longo do ano, na construção de um plano participativo de desenvolvimento sustentável em mais de 200 comunidades em todo o Brasil.

A Petrobras Distribuidora prevê investimentos da ordem de R$ 1,3 bilhão, de um total de R$ 5,2 bilhões incluídos no Plano de Negócios 2011-2015. Com vendas globais estimadas em 47.471 mil m³ (6,4% acima do volume projetado para 2011), a distribuidora espera continuar ampliando seu marketshare, atingindo 39,4%.

Entre os principais projetos que demandarão recursos estão a construção, ampliação e melhoria de terminais e bases em 13 estados das cinco regiões do país, a modernização de cerca de 1.050 postos e a ampliação da rede, investimentos no segmento de GLP (Liquigás), em clientes do segmento de Grandes Consumidores, a implantação do diesel BTE (junto com a solução integrada Flua e Lubrax Advento), modernização e ampliação da fábrica de lubrificantes, obras, instalações e equipamentos em pools e aeroportos, construção de montagem da rede de distribuição de gás natural para atendimento a cidades do interior do ES (Vila Velha, Linhares, Cachoeiro do Itapemirim) e investimentos no segmento de asfaltos, destacando-se a construção de fábrica de emulsões em Mato Grosso.

Na Transpetro, a expectativa é acelerar o ritmo de entregas de navios, com o início das operações dos suezmax João Cândido e Zumbi dos Palmares, construídos pelo Estaleiro Atlântico Sul, e dos navios Sérgio Buarque de Holanda, Rômulo Almeida e José Alencar, que estão em fase de acabamento no Estaleiro Mauá.

II – COMENTARIOS

1- Anp deve impor novas regras para concessão de perfuração

O acidente no campo de Frade, na bacia de Campos, operado pela empresa americana Chevron, que provocou o derramamento de 2,4 mil barris de petróleo, em novembro, pode levar a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a impor novas regras às empresas que queiram perfurar poços exploratórios em áreas já em produção, visando atingir horizontes de profundidade como o pré-sal. Procurada pelo Valor, a ANP não confirma a informação, mas, segundo fontes que preferem não se identificar, há em curso um estudo para aumentar exigências para concessão de autorização de perfuração nessas áreas.

Uma dessas medidas seria obrigar as petroleiras a construir um revestimento interno até o topo dos reservatórios. Um indicativo de que a ANP busca mais rigor envolveu a própria Chevron: a agência não autorizou a petroleira a perfurar um novo poço no campo de Frade, também para atingir o pré-sal, cuja faixa se estende entre o litoral dos Estados do Espírito Santo e de Santa Catarina, numa área de cerca de 800 km2. Em nota à imprensa, a agência explicou que a nova perfuração implicaria riscos idênticos aos que originaram o vazamento. A ANP justificou a decisão com base em análises e observações técnicas "que evidenciam negligência por parte da concessionária na apuração de dado fundamental para a perfuração de poços e na elaboração e execução de cronograma de abandono, além de falta de maior atenção às melhores práticas da indústria."

A Petrobras seria a mais atingida caso estas normas entrem em vigor. O Programa Varredura, coordenado pela Área de E&P da empresa, que visa identificar novos reservatórios em áreas já em produção, identificou 284 prospectos exploratórios nas bacias de Campos e no Espírito Santo, com volume recuperável estimado em 2,235 bilhões de barris de óleo.

"Acidentes de proporções menores serão incluídos no plano", diz o secretário Martins Almeida

No último ano, a Petrobras interligou cerca de 30 poços produtores em mais de dez campos, entre eles Marlim, Roncador, Piranema e Caratinga. As novas descobertas estão no pós-sal e no pré-sal, na bacia de Campos. Os poços representaram um acréscimo de 50 mil bpd à produção.

Para o consultor em Energia e sócio do Centro Brasileiro de Infraestrutura, Adriano Pires, o que é preciso é uma fiscalização melhor. "O governo deveria, primeiro, capacitar órgãos como a ANP e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) para exercerem a atividade de forma adequada", diz.

De 2008 a 2011, a ANP gastou R$ 75,5 milhões na fiscalização das atividades do upstream (exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás), o que representa 90,92% do total previsto nos orçamentos do período. Neste ano, empenhou R$ 13,9 milhões até 30 de novembro para a função - 94% do orçamento do ano.

Pelo acidente em Frade, a Chevron foi multada em R$ 150 milhões: R$ 100 milhões da ANP, por não cumprir o Plano de Abandono de Poço e pela adulteração de informações sobre o monitoramento no fundo do mar; e R$ 50 milhões do Ibama. E o Ministério Público Federal em Campos (RJ) entrou com ação civil pública contra a empresa pedindo indenização de R$ 20 bilhões por danos sociais e ambientais e pediu à Justiça Federal que conceda liminar suspendendo todas as atividades da Chevron Brasil e Transocean, sob pena de multa diária de R$ 500 milhões.

Quanto ao Plano Nacional de Contingência, em elaboração há dez anos, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, informa que foi formada comissão interministerial para revisar os estudos. "Temos que ter um plano que, de fato, corresponda às nossas necessidades e que funcione. Temos agora o pré-sal, coisa que não havia antes", destaca Lobão. O secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins Almeida, explica que os ajustes são necessários para que o plano contemple, por exemplo, a atuação do governo em derramamentos de pequeno porte. "O plano foi construído para acidentes de grandes proporções. Agora, acidentes de proporções menores devem ser incluídos", afirmou Almeida, em audiência pública na Câmara dos Deputados.

Para o diretor de Tecnologia e Inovação da Coordenação dos Programas de Pós-Graduação em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe), SegenEsteffen, o país já tem condições de ter um plano eficaz. "Temos recursos humanos, laboratórios de ponta e a Coppe tem toda a disposição para contribuir com o governo e agências reguladoras. A ideia é criar uma comissão independente que planeje os passos para a construção de uma estrutura técnica forte, que eventualmente deve ser na própria ANP, e que enfrente com maior segurança esse tipo de acidente", aponta Esteffen.

Hoje é a Petrobras quem elabora programas de contingência para cada uma das plataformas, mas o governo quer uma estratégia em nível nacional, com a atuação conjunta dos órgãos fiscalizadores e do meio ambiente.

Outra consequência do vazamento do campo de Frade pode ser o adiamento da oferta de novas áreas exploratórias. A 11ª rodada de licitações da ANP havia sido adiada para 2012, sob o argumento de se resolver a questão dos royalties. Agora, o temor é que o vazamento leve o governo a adiar mais a oferta de áreas offshore - a última rodada foi em 2008.

Fonte: Valor Econômico

2- 2012 um ano decisivo para o etanol

"Só existem dois dias no ano que nada pode ser feito. Um se chama ontem e o outro se chama amanhã, portanto, hoje é o dia certo para amar, acreditar, fazer e principalmente viver"

Dalai Lama

Os números divulgados nesta semana demonstram os resultados do setor; Queda de 10,23% em relação ao volume processado no mesmo período de 2010, que foi de 544,12 milhões de toneladas.

Sofremos queda na produção de cana, de açúcar e do etanol. As vendas de etanol somaram 14,61 bilhões de litros, 17,95% abaixo do volume vendido em 2010. Destes 14,61 bilhões de litros, 13,08 bilhões foram destinados ao mercado interno e 1,53 bilhão de litros foram exportados.

E mais uma vez, um programa "salvador" e "iluminado" é lançado. Desta vez é o "Movimento Mais Etanol". Isso nos faz lembrar aquele ditado; já que não conseguimos mudar as pessoas, vivemos mudando as leis... E claro, os programas. São tantos programas, tantos acordos, tantos protocolos, que perdem a força da mensagem e da união.

A queda nos números da safra já era esperada e também o aumento da importação de etanol de milho dos EUA. Desde a crise de 2008 os investimentos nos canaviais minguaram.

O fato é que criamos um mercado inovador e consistente, para um combustível politicamente correto em todos os sentidos; econômico, social e ambiental. E agora não temos produto nem para abastecer o mercado interno. Repito, não podemos e não devemos permitir que etanoltenha o mesmo fim do Proálcool.

Hoje temos muito mais experiência, competência técnica, criatividade para ousar em marketing, colaboradores que acreditam numa causa e não simplesmente em um emprego. Ou seja, temos todas as condições para reverter os números indesejáveis e criar as bases sólidas para os resultados desejados e esperados por todos.

Mas talvez a maior preocupação de todas, seja com uma pesquisa que demonstra queda maior ainda na confiança da população em relação ao etanol. E se as pessoas não confiam em um produto ou serviço, não compram e ainda falam mal, para todo mundo.

Hoje em dia com o avanço das redes sociais, qualquer comentário negativo ou uma crítica, alcança milhões de pessoas em minutos, no mundo todo.

Sou incansável na defesa de que precisamos conquistar as mentes, os corações e principalmente a confiança dos consumidores. Não canso de dizer que precisamos nos comunicar de maneira mais eficiente com o cliente final de nossos produtos. São eles, formadores de opiniões que se estiverem satisfeitos, propagarão e defenderão o setor. A melhor propaganda é aquela que vem de consumidores satisfeitos e que acreditam em uma causa diferenciada e inovadora como o etanol.

Para reverter esta situação, é preciso que todos os elos da cadeia produtiva se unam numa só voz, em um só espírito e em um só sentimento: "Valorizar" o etanol e o setor !.

Valorizar o etanol é garantir ao setor sucroenergético as condições necessárias para um planejamento de longo prazo, para o estímulo de mais unidades greenfields (o setor precisa investir R$ 97 bilhões para atender a demanda até 2020), linhas de crédito para estoque regulador e para renovação dos canaviais, definição do marco regulatório, destravar o preço da gasolina e deixar os preços flutuarem, etc. Porém, todas estas ações dependem de decisões políticas.

E em decisões políticas o que importa é a opinião pública. O governo não destrava os preços da gasolina, porque teme as críticas e a repercussão da opinião pública.

É preciso habilidade política para propor mudanças que exigem grandes decisões políticas.

Se cada integrante da cadeia produtiva, resolver contribuir com o esclarecimento para a valorização do setor e pegar um panfleto com todas as informações do nosso setor e transmitir para mais 2 pessoas de seu relacionamento, seja numa conversa, seja por e-mail, seja em sua rede social, alcançaríamos 8 milhões de pessoas conhecendo um pouco mais sobre o setor e tendo as condições de defendê-lo.

Defendê-lo ao optar pelo etanol no abastecimento de seu veículo e para solicitar aos seus candidatos a cargos públicos; Vereadores, deputados, governadores, senadores e Presidente da República que defendam e lutem para o desenvolvimento do setor. Se cada um fizer um pouquinho, logo teremos muitas coisas feitas em prol do setor.

Neste último artigo do ano, quero desejar boas festas e um excelente 2012 a todos vocês que acompanharam nossos artigos neste ano.

Dezembro é um mês especial. A solidariedade e a generosidade devem prevalecer. O perdão é linguagem universal do coração. Quando perdoamos, partimos mais leves para um novo ano de conquistas e realizações.

E tudo isso, porque neste mês nasceu a maior "energia do bem" de todos os tempos; Uma energia que veio com a missão de nos ensinar que a chama da esperança, do amor e da bondade jamais deve se apagar.

Acreditem em um mundo melhor, mas lutem por ele. Um forte abraço.

Aparecido Mostaço

Administrador, Diretor de Gente e Gestão, Sócio-Diretor Energia Humana Consultoria

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 62

I – NOTICIAS

1- CBO planeja duplicar faturamento até 2014

A Companhia Brasileira de Offshore (CBO), controlada pelo Grupo Fischer, planeja dobrar o faturamento nos próximos anos. A meta da empresa é faturar US$ 250 milhões em 2014 ante uma receita prevista de US$ 120 milhões no ano que vem. Em 2011, o faturamento vai situar-se em US$ 100 milhões, disse Luiz Maurício Portela, presidente da CBO.

O aumento da receita será determinado pela operação de um número maior de embarcações de apoio às plataformas de petróleo e por serviços de reparos de barcos no estaleiro do grupo, em Niterói (RJ). Também vai contribuir para o crescimento a entrada em operação da Aliança Offshore, empresa da CBO que está sendo inaugurada hoje em São Gonçalo, na região metropolitana do Rio.

Com investimentos de US$ 28 milhões, dos quais US$ 25 milhões financiados pelo Fundo da Marinha Mercante (FMM), via Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), a Aliança Offshore vai produzir módulos para embarcações de apoio marítimo. A unidade está instalada em área de 50 mil metros quadrados em São Gonçalo e conta com galpão de produção com 15 mil metros quadrados que vai abrigar linhas de tratamento e pintura de chapas de aço, corte, dobra de chapas e perfilados, soldagem e sub-montagem de blocos, corte e dobra de tubulações e montagem de acessórios para cascos de barcos offshore.

No total, a Aliança Offshore vai criar 150 empregos diretos em uma primeira fase, número que deve dobrar em 2012.

Fonte: Valor / Francisco Góes

2-Abespetro anuncia nova Diretoria

Fonte: Redação TN Petroleo

A Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (ABESPetro) anunciou a nova diretoria executiva durante o coquetel de confraternização de fim de ano, realizado dia 14/11, no Rio de Janeiro. Os executivos tomarão posse oficialmente no dia 1º de janeiro de 2012.

Presidido por Paulo Cesar Martins, da Subsea7, que já era um dos diretores da associação e passa a substituir Antonio Primo Ferreira Neto, da GE, integram o novo corpo diretor: Haroldo Falcão, da Frank´s, hoje membro do Conselho Fiscal; Calixto Deberaldini, da GE; Heitor Gioppo, da Sevan Marine; e Gilberto Cardarelli, da Transocean, que também é diretor da associação e foi reeleito.

Carlo Cervo Volmer, da Weatherford, deixa a diretoria da entidade mas passa a ser membro efetivo de seu Conselho Fiscal, que também terá o reeleito Paulo Olinto, da Cameron, e Pierre Vin, da Oceaneering, como membros efetivos. Alvaro Abrão, da Halliburton, Edmundo Falcão, da Sevan Marine, e André Mendonça, da Oceaneering, serão seus suplentes.

3-Forship fará comissionamento da UTE Santa Cruz

Fonte: Redação TN Petroleo

A Forship Engenharia, empresa brasileira que desenvolve soluções de engenharia para plantas industriais, assinou contrato com a Eletrobrás Furnas para execução dos serviços de comissionamento do ciclo combinado da Usina Termoelétrica de Santa Cruz (UTE Santa Cruz), para operação com gás natural (caldeira de recuperação e turbogerador a vapor).

O contrato, que terá duração de sete meses, abrange ainda os serviços relacionados à reforma da bomba de água de alimentação da caldeira 1B, recuperação das estações de clarificação e desmineralização, limpeza química das caldeiras, dentre outros, incluindo atividades técnicas, administrativas, fornecimento de mão-de-obra especializada, materiais, equipamentos, ferramentas, transportes em geral e outras que se fizerem necessárias ao bom e perfeito desempenhos dos serviços.

Localizada à margem direita do Canal de São Francisco, na região do Polo Industrial de Santa Cruz (RJ), na Zona Oeste do Rio de Janeiro, a Usina de Santa Cruz tem capacidade instalada de 932 MW, distribuídos por quatro unidades geradoras a vapor e duas a gás. Ao assegurar energia para importantes unidades industriais localizadas nesse polo, a UTE vem contribuindo para o desenvolvimento dessa região.

"Esse contrato consolida a posição da Forship no mercado de energia como uma empresa de excelência em engenharia de comissionamento", afirma o presidente do grupo, Fabio Fares. Ele lembra que a empresa, que tem forte atuação no setor naval e praticamente em toda a cadeia produtiva de óleo e gás, vem, pouco a pouco, ampliando seu portfólio de projetos, incorporando empreendimentos de outros segmentos da área de energia. “Essa é a vocação natural da Forship: oferecer o estado da arte em comissionamento para todos os setores que tenham projetos demandantes desses serviços", conclui.

A Usina de SantaCruz, que teve sua construção iniciada na década de 60, foi fundamental para a interligação do sistema elétrico do Rio de Janeiro às demais regiões do país. Projetada para operar com combustíveis líquidos derivados de petróleo, ela teve sua capacidade aumentada de 184 MW para 600 MW, em 1987.

Incluída no programa prioritário de termeletricidade (PPT) do Governo Federal, em 2003, recebeu duas turbinas a gás, que entraram em operação comercial em dezembro de 2004 e abril de 2010, disponibilizando ao sistema elétrico mais 332 MW. Este empreendimento também prevê o emprego do ciclo combinado, onde um gerador de vapor será capaz de recuperar o calor dos gases da exaustão das turbinas a gás, com isto elevando substancialmente a eficiência térmica e melhorando as condições ambientais da região.

4-Petrobras e Guarani estudam produção de etanol em Moçambique

Fonte: Agência Petrobras

A Petrobras, a Petrobras Biocombustível, a Guarani e a Petróleos de Moçambique (Petromoc) assinaram, em Maputo, capital de Moçambique, um protocolo de intenções para estudar a viabilidade para produção e comercialização de etanol naquele país.

A Petrobras Biocombustível, por meio da sua parceria com a Tereos Internacional na Guarani, é sócia de uma usina de produção de açúcar em Moçambique, a Companhia de Sena, com capacidade de moagem de 1,2 milhão de toneladas de cana-de-açúcar. O estudo busca analisar a possibilidade de investimentos para produção também de etanol com base no melaço atualmente produzido nesta unidade. A expectativa é atender a um novo mercado que deverá se abrir no país africano com a introdução da mistura obrigatória de 10% de etanol na gasolina (E10).

Essa medida terá impactos positivos na redução da dependência de Moçambique por combustíveis importados, contribuindo para garantir segurança energética no país. Além disso, a produção de etanol poderá aproveitar as características naturais para promover o crescimento econômico de forma sustentável, gerando empregos nas regiões mais carentes do país.

O estudo alia a experiência da Petrobras na tecnologia da mistura de etanol à gasolina, bem como na comercialização e logística de derivados de petróleo e biocombustíveis, com o conhecimento da Petrobras Biocombustível e da Guarani na produção de etanol.

O protocolo também está alinhado aos planos do governo de Moçambique para implementação de sua política e estratégias de biocombustíveis, e da Petromoc para o desenvolvimento de um programa de mistura de etanol à gasolina, atuando na produção, comercialização e distribuição de etanol.

5-São Paulo amplia inventário de emissões de gases estufa

O novo inventário de emissões de gases de efeito estufa da cidade de São Paulo vai relacionar todos os gases cobertos pelo Protocolo de Quioto. O anterior media apenas a quantidade de gás carbônico (CO2) e metano (CH4). Os quatro outros gases analisados no 2º Inventário Municipal de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de Efeito Estufa (GEE) do Município de São Paulo serão: óxido nitroso (N2O), hidrocarbonetos fluorados (HFC), hidrocarbonetos perfluorados (PFC) e hexafluoreto de enxofre (SF6). O novo relatório deve ser realizado nos próximos 14 meses e apresentado no começo de 2013.

A redução das emissões de CO2 é fundamental para evitar os efeitos do aquecimento global. Para a geóloga da Secretaria do Verde e do Meio ambiente de São Paulo, Patricia Marra Sepe, uma cidade internacional, com a importância política e econômica, como São Paulo, deve ter consciência dos impactos ambientais que produz. A Política Municipal de Mudança do Clima estabelece que a cidade deve reduzir 30% das emissões de gases estufa até 2012, em relação ao valor de 2005, que é de 15,7 milhões de toneladas de carbono (tCO2e).

O objetivo deste trabalho é identificar as fontes emissoras e constatar quais são os principais problemas da cidade. A partir daí serão criado planos de mitigação e políticas de controle que vão ajudar São Paulo a caminhar para um modelo mais sustentável. "O inventário é apenas o instrumento, o mais importante é o plano de ação", diz Patricia. Ela comenta que, finalizado o documento, é necessário dar continuidade aos trabalhos, monitorando os dados com frequência.

O primeiro inventário tem como ano-base 2003 e foi finalizado em 2005. Já o novo, será feito com base nos anos de 2003 a 2009. Além disso, será baseado em critérios já utilizados pelo IPCC para análises globais. A nova metodologia ainda vai possibilitar maior detalhamento de informações e a comparação com relatórios internacionais. Entretanto, vai dificultar a comparação com os dados anteriores.

Outra novidade é a medição das massas d¿água da cidade, como represas e rios. Depois da análise dos resultados, será possível dizer se há influência desses acúmulos de água no aquecimento global. Atualmente não há estudo sobre se essas massas interferem no aumento do efeito estufa. O inventário vai analisar cinco setores envolvidos na questão: resíduos, uso do solo, efluentes, energia e processos industriais e uso de produtos. Depois de passar por um processo de licitação, a empresa Geoklock Consultoria e Engenharia Ambiental, consórcio com o Instituto Ekos Brasil, foi selecionada para fazer o trabalho.

Vilão - A expectativa é de que o setor de maior participação nas emissões municipais seja o energético, por causa dos transportes. "Inevitavelmente, o problema mundial de emissões passa pelo setor de transporte", afirma o secretário municipal de transporte, Marcelo Branco. Ele diz que a cidade já vem adotando medidas com um Plano de Controle da Poluição Veicular. Segundo Branco, um dos compromissos assumidos é o de substituir totalmente uso de combustíveis fósseis no transporte público até 2018.

Sabrina Bevilacqua

Fonte: Portal Terra

II - COMENTÁRIOS

1-MP pede indenização de R$ 20 bilhões à Chevron e à Transocean por danos ambientais

Fonte: Agência Brasil

O Ministério Público Federal em Campos (MPF) pediu indenização de R$ 20 bilhões à empresa petrolífera Chevron e a empresa contratada Transocean pelos danos ambientais causados pelo vazamento de óleo no Campo de Frade, na Bacia de Campos. Por meio de uma ação civil pública, o MPF quer também que a Justiça Federal conceda liminar suspendendo as atividades das duas empresas no país, sob pena de multa diária de R$ 500 milhões.

O MPF informou, por nota, que o procurador Eduardo Santos Oliveira considerou que tanto a Chevron, quanto a Transocean não foram capazes de controlar os danos causados pelo vazamento de cerca de 3 mil barris de petróleo (cada barril tem 159 litros) no dia 7 de novembro. Além disso, a técnica usada pela petrolífera para conter o derramamento de óleo na bacia não surtiu efeito.

A Chevron admitiu ainda que houve falha de cálculo na exploração do óleo. Alegou que a pressão no reservatório era maior que a estimada e a primeira camada da rocha era menos resistente do que o previsto pelos técnicos. A assessoria de imprensa da Chevron foi procurada para comentar o assunto, mas não informou quais medidas tomará.

Até a noite de ontem, a Chevron não havia recebido a notificação oficial sobre a ação do MPF. Por meio de uma nota, a empresa se pronunciou:

“A Chevron não recebeu qualquer notificação oficial sobre esta ação. A Chevron também não recebeu nenhuma instrução a respeito da suspensão das suas operações das agências regulatórias, responsáveis por suas atividades no Brasil”.

A empresa declara ainda que desde o início do vazamento “respondeu de forma responsável ao incidente e atua com transparência junto a todas as autoridades brasileiras”. De acordo com a Chevron, “a fonte do óleo foi interrompida em quatro dias, e a empresa continua a progredir significativamente na contenção de qualquer afloramento de óleo residual”. Ela ressalta que “continua a combater a mancha de óleo na superfície, cujo volume hoje é de menos de um barril. Não houve impactos na costa brasileira ou na vida marinha”.

2-A expropriação da Petrobras

Historicamente, o preço dos combustíveis no Brasil sempre foi usado como instrumento de política econômica, tanto com o objetivo de incentivar o desenvolvimento quanto para controlar a inflação. No entanto, em nenhum momento a Petrobras foi tão penalizada como nos últimos oito anos. Neste período, as perdas da estatal podem chegar a R$12 bilhões, resultado da diferença entre o preço que a empresa cobra pelos derivados de petróleo no mercado interno e o preço internacional desses produtos. Essa questão tem se agravado com a necessidade crescente de importação de combustíveis, uma vez que, ao efetivamente comprar gasolina e diesel a um preço mais alto no mercado externo, o prejuízo virtual se materializa.

A história do subsídio aos combustíveis no Brasil remonta à década de 60 com a criação da Conta Petróleo. O objetivo inicial da Conta Petróleo foi equalizar os preços dos derivados de petróleo no território nacional. A conta recebia os créditos de alíquotas estabelecidas pelo Ministério da Fazenda sobre o preço dos combustíveis, e com os recursos pagava ressarcimentos de fretes de derivados e subsídios diversos. Os recursos eram da União e a Petrobras atuava como agente financeiro.

Posteriormente, a Conta Petróleo passou a servir a outros fins, com o principal deles sendo o tabelamento ou subsídio ao preço dos combustíveis no mercado doméstico, com o objetivo de não gerar impacto sobre a inflação.

A Lei no 9.478/1997, conhecida como Lei do Petróleo definiu que após um período de transição os preços dos combustíveis passariam a ser livres em toda a cadeia e isso significaria o fim dos subsídios.

Como parte da transição, em 1998 foi criada a PPE (Parcela de Preço Específica), que gerava créditos para a Conta Petróleo e que serviu para diversos fins, como o financiamento dos subsídios cruzados (entre derivados do petróleo), os subsídios do álcool e os subsídios ao transporte em regiões remotas. Além disso, a parcela passou a ser como "amortecedor" das eventuais flutuações no mercado internacional de petróleo.

Em dezembro de 2001, ocorreu a liberação total dos preços dos combustíveis. Entretanto, permaneceu o controle dos preços dos derivados nas refinarias da Petrobras.

A prática de subsidiar o consumo de combustíveis no Brasil é antiga, mas esta sempre foi contabilizada através de contas gráficas como a Conta Petróleo, na qual se tinha alguma clareza em relação ao montante do subsídio e ao agente concedente, no caso o Tesouro Nacional. Hoje, temos uma situação na qual o preço dos combustíveis é teoricamente livre e a Petrobras alega que possui uma regra de reajuste, que não é transparente e serve de veículo do Governo para a concessão de subsídios aos preços dos combustíveis no mercado de doméstico. Portanto, este processo de "expropriação" da Petrobras exacerbou-se nos últimos anos, pois não se tem de forma clara a quantificação das perdas que são impostas à empresa e, quiçá, uma perspectiva de ressarcimento. O governo, que diz defender a Petrobras mais do que os governos anteriores, na verdade concede subsídios com o dinheiro da empresa, ou seja, de seus acionistas, diminuindo o seu valor de mercado.

Adriano Pires

Fonte: O Globo diretor do Centro Brasileiro de Infra-estrutura

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 61

I – NOTICIAS

1-Presidente da CNI considera importante investimentos em infraestrutura para estimular a economia

Fonte: Agência Brasil

Os investimentos na área de infraestrutura, na avaliação do presidente da Confederação Nacional da Indústria (CNI), Robson Andrade, terão papel fundamental na alavancagem da economia em 2012. Ele citou a concessão de aeroportos e a retomada de investimentos em portos como os já anunciados que poderão influenciar nas perspectivas para o próximo ano. "Este ano, os investimentos em infraestrutura ficaram muito prejudicados por diversas questões. Eu espero que no ano que vem esses investimentos sejam retomados”, disse Andrade, que participou de uma reunião com a presidenta Dilma Rousseff, no Palácio do Planalto.

Na próxima semana, a CNI vai divulgar uma revisão das projeções feitas pelo setor do crescimento econômico. A expectativa do presidente da entidade é que o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) fique em torno de 3%. "A expectativa nossa é de um crescimento do PIB em torno de 3%. Alguns economistas, quando olham o que está acontecendo no mundo, acham que é um crescimento bom, mas eu acho que nós não podemos nos dar por satisfeitos", declarou.

Em relação ao setor industrial, Robson Andrade prevê um resultado menor. "A indústria terá um crescimento entre 2% e 2,5%", estimou. Segundo ele, a indústria brasileira já vinha sofrendo com juros elevados, o câmbio desfavorável e a concorrência dos produtos importados. Com o aprofundamento da crise na Europa e nos Estados Unidos, a situação piorou, principalmente no segundo semestre deste ano. "Todos esses aspectos foram agravados agora no segundo semestre pela crise na Europa e nos Estados Unidos, que tem feito com que os produtos importados venham para o Brasil com preço mais baixo ainda porque eles perderam muito mercado", completou.

Andrade também ressaltou que os produtos brasileiros perderam mercado lá fora, principalmente no setor de manufaturados, “exatamente porque o mercado nos Estados Unidos e na Europa se evaporou". Mesmo reclamando da demora na implementação de medidas por parte do governo, o presidente da CNI reconheceu que ações importantes foram feitas.

"Medidas importantes foram tomadas principalmente no que diz respeito à queda dos juros e a não tributação de recursos estrangeiros para a aplicação na Bolsa de Valores. Isso faz com que a bolsa brasileira aumente e canalize recursos para as indústrias nacionais. Houve também algumas medidas pontuais, como a desoneração do setor de linha branca, que estava sofrendo muito com a competição dos produtos importados".

2-Álcool gerado por biomassa começa a ser testado em 2012

Fonte: Folha de São Paulo

A tecnologia para produzir álcool a partir do bagaço e da palha de cana-de-açúcar - o chamado etanol de segunda geração - começa a ser aplicada experimentalmente em usinas no próximo ano. A expectativa é que a pesquisa, desenvolvida pelo CTC (Centro de Tecnologia Canavieira), tenha aplicação em escala industrial em até cinco anos, afirma Thomas Ritter, diretor do CTC. Antes, será preciso testá-la para ajustes finais.

A pesquisa foi apresentada no Cana Show, evento em Piracicaba (160 km de SP).

A produção de etanol pelo uso da "sobra" de moagem da cana trará ganho de produção de álcool de 30% a 50%. A solução soa ideal para atender a crescente demanda no país, dado o aumento de veículos flex, que já representam 51% da frota.

A estimativa da Unica (União da Indústria de Cana-de-Açúcar) é que até 2020 seja preciso abastecer o mercado com 28 bilhões de litros de etanol, quando 81% dos veículos do país terão tecnologia flex, diz Antônio Rodrigues, diretor da Unica.

As usinas produziram até 16 de novembro 12,2 bilhões de litros de etanol hidratado.

O processo de produção consiste em usar palha e bagaço de cana - biomassa - e produzir mais álcool após processo que envolve reações químicas. Nele, a glicose é retirada da celulose e, via fermentação, transformada em álcool. Por fim, o álcool é separado da água.

Cada quilo de celulose que sobra da moagem produz 0,7 litro de etanol.

3-Produção na Bacia de Santos ultrapassa 200 mil barris diários

Agência Petrobras - 08/12/2011

A produção diária operada pela Petrobras (que inclui a parte de seus parceiros) na Bacia de Santos ultrapassou, em dezembro, a marca de 200 mil barris de óleo equivalente (óleo e gás) por dia.

No dia 6 de dezembro, dois dias após o início da operação do poço RJS-686, ligado ao FPSO Cidade de Angra dos Reis - projeto Piloto de Lula -, a produção total operada pela Petrobras na bacia alcançou 205,7 mil boe.

Nesse volume, estão incluídos 144,1 mil barris de óleo e condensado, além de 9,8 milhões de metros cúbicos de gás natural (que equivalem a uma produção de 61,6 mil barris de óleo equivalente).

Do total de gás natural, 8,5 milhões de metros cúbicos foram entregues na Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato - UTGCA, em Caraguatatuba-SP; e 1,3 milhão de metros cúbicos na Unidade de Gás Natural da Refinaria Presidente Bernardes - RPBC, em Cubatão-SP.

A produção do dia 6 de dezembro teve as seguintes fontes:

• 99,3 mil barris de óleo produzidos em reservatórios do pré-sal do Campo de Lula e da área de Carioca Nordeste;

• 44,8 mil barris de óleo e condensado produzidos em reservatórios pós-sal dos campos de Uruguá, Mexilhão, Lagosta, e áreas de Tiro e Sídon;

• 8,5 milhões de metros cúbicos de gás natural (53,4 mil boe) escoados para a UTGCA provenientes dos campos de Uruguá, Mexilhão e Lula sendo os dois primeiros no pós-sal e o último no pré-sal;

• 1,3 milhão de metros cúbicos de gás natural (8,2 mil boe) escoados para a RPBC produzidos no campo de Lagosta, também no pós-sal daquela da Bacia de S

4-Norueguesa Subsea 7 fecha contrato de US$ 200 mi com Petrobras

A companhia norueguesa de engenheria Subsea 7 anunciou que ganhou um contrato de US$ 200 milhões da Petrobras, relativo a operações na Bacia de Campos.

Conforme a empresa, o contrato prevê a gestão, projeto de engenharia, aquisição e instalação de dois dutos de óleo, de 4,5 quilômetros, em águas com profundidade de 70 metros, incluindo os equipamentos relacionados.

Em comunicado, a empresa informou ainda que o projeto submarino é composto por um terminal offshore de petróleo para armazenamento temporário e descarga, e duas boias que são conectadas ao sistema.

Os trabalhos de engenharia e gerenciamento terão início imediato.

Fonte: Valor Online

5-Novo boom do petróleo nos EUA tem alto custo em água

Fonte: Valor Econômico

A água foi sempre uma preocupação para Joe Parker, de 65 anos, administrador de uma fazenda de gado de 8.000 hectares, aqui no sul do Texas. "A água é escassa na nossa região", diz ele, e uma seca de um ano a tornou ainda mais rara.

O que deixa Parker especialmente apreensivo são os equipamentos de perfuração que agora pontuam a paisagem plana e desordenada. Os poços de petróleo instalados na região usam uma técnica conhecida como fratura hidráulica e exigem cerca de 23 milhões de litros de água para romper as rochas bem abaixo da superfície e liberar petróleo e gás natural. Parker diz que tem dúvidas se a água subterrânea será suficiente para suprir a necessidade das fazendas e da exploração energética.

Darrell Brownlow, um outro criador de gado, diz que, se a região economicamente deprimida tiver que optar entre os dois, a escolha será simples.

Brownlow, que tem doutorado em geoquímica, diz que são necessários cerca de 1,6 bilhão de litros de água para irrigar quase 260 hectares e produzir o equivalente a cerca de US$ 200.000 de milho em uma área árida. A mesma quantidade de água, diz ele, poderia ser usada para fragmentar um volume de poços suficiente para gerar o equivalente a US$ 2,5 bilhões em petróleo. "Sem água, não há fragmentação, não há riqueza", diz Brownlow, que alugou sua fazenda de gado para a exploração de petróleo.

A fragmentação hidráulica reavivou as perspectivas de produção de petróleo e gás nos Estados Unidos. Menos de três anos depois das descobertas, o campo de petróleo de Eagle Ford, aqui da região, já representa 6% da produção econômica do Sul do Texas e sustenta 12.000 empregos em tempo integral, conforme um estudo feito este ano pela Universidade do Texas em San Antonio, com financiamento de um grupo apoiado pela indústria.

Mas a fragmentação também está forçando várias comunidades a batalhar para encontrar um equilíbrio entre os benefícios econômicos e os custos potenciais. Até o momento, as críticas à fragmentação têm como foco principal o temor de que a fonte geológica da água seja contaminada. Representantes do setor petrolífero consideram que esse risco é administrável. O maior desafio para o desenvolvimento, dizem eles, é simplestmente o acesso a um volume suficiente de água.

A questão não está surgindo apenas em regiões sedentas como o sul do Texas. A Dakota do Norte, outra grande fonte de petróleo a partir de fragmentação, teme que o setor esgote as fontes de água.

No ano passado, o Estado da Louisiana aprovou uma lei para regulamentar o que chamou de "uso sem precedentes de enormes quantidades de água"pelo setor, que, se não controlado, tem o "potencial para caos e conflitos. Outros Estados e também municípios americanos têm criado leis para conter o uso de água por petrolíferas.

A fragmentação envolve a perfuração profunda em grandes faixas de rocha densa, onde o petróleo e o gás estão presos. Para fraturar a rocha e permitir que o petróleo e o gás fluam, as petrolíferas injetam milhões de litros de água, misturada com areia e produtos químicos, sob forte pressão.

Após estimular um rápido crescimento da produção de gás natural, a fragmentação hidráulica passou também a ter um papel crítico na impressionante expansão da produção de petróleo nos EUA, provocando discussões sobre a redução da dependência dos EUA de fontes internacionais de combustíveis.

Aqui no sul do Texas, a tensão está crescendo à medida que empresas buscam assegurar seu acesso à agua para perfurar poços de petróleo e gás natural. Em todo o Estado, as empresas estão comprando avidamente, garantindo direitos à escassa água dos rios. Lideradas pela Exxon Mobil Corp., também estão perfurando poços de água três vezes mais que há cinco anos. Estão até mesmo recorrendo aos sistemas de água municipais, embora cidades com reservas limitadas de água tenham começado a impedir o acesso.

Não há dúvida de que essa demanda súbita seja muito positiva para as economias locais, e poucos moradores estão pedindo o fim da fragmentação. A procura por empregados é tão alta que Carrizo Springs parece um campo de trabalho construído às pressas, com milhares de trabalhadores temporários lotando os mais de dez novos estacionamentos para carros de passeio. A população da cidade quase dobrou, para cerca de 11.000 pessoas, nos últimos dois anos, de acordo com autoridades locais. Um estudo da Universidade do Texas em San Antonio prevê que, até 2020, os campos de petróleo serão responsáveis por 68.000 empregos, e que sua produção econômica vai aumentar quase nove vezes.

Comparado à demanda das cidades, dos fazendeiros e até mesmos de geradoras de energia, o volume de água necessário para desenvolver poços de petróleo e gás no Texas é pequeno. Em setembro, o Conselho de Desenvolvimento de Água do Texas divulgou um esboço do plano de água do Estado para 2012 - um relatório que é preparado a cada cinco anos. O documento dizia que 56% da água do Texas são destinados à agricultura comercial; 26,9% vão para cidades e sistemas públicos de água; 9,6%, para a indústria, incluindo refinarias; 4,1%, para geradoras de energia; 1,8% para a criação de animais; e 1,6% para a mineração, que inclui a exploração de petróleo e gás.

Mas o relatório observou que o crescimento da fragmentação tem sido tão intenso que não está completamente refletido no relatório. Além disso, o uso de água pelo setor de petróleo se concentra em algumas partes do Estado, o que amplia o impacto sobre essas regiões.

No ano passado, as empresas de petróleo perfuraram 2.232 novos poços de água no Texas, ou três vezes mais que cinco anos antes, como mostra uma análise dos documentos da agência estatual de saneamento feita pelo Wall Street Journal. É esperado que o número de poços cresça, e que o setor aperfeiçoe suas técnicas e que perfure poços mais profundos, ampliando a quantidade de água consumida para cada poço.

Há muito tempo a indústria petrolífera já acreditava que sua sede poderia causar problemas. O Instituto Americano de Petróleo, uma associação do setor sediada em Washington, fez um alerta contra o uso de água potável para a fragmentação em seu aconselhamento de boas práticas em 2010. Em um email, o instituto disse que o setor deveria considerar o uso de água não-potável "sempre que possível", mas as decisões precisam ser tomadas "caso a caso".

Algumas empresas estão tomando medidas para reduzir o uso da água potável. A Anadarko Petroleum Corp. diz que está estudando a possibilidade de extrair água salgada de fontes geológicas inadequadas para o consumo humano ou para a agricultura. A Devon Energy Corp. começou a reciclar uma pequena quantidade da água que usa para a fragmentação.

Até mesmo pessoas como Parker, o fazendeiro preocupado com a escassez de água, acham difícil resistir às ofertas das petrolíferas. No sul do Texas, a água necessária para a fragmentação de um único poço pode representar uma receita de mais de US$ 50.000. Parker decidiu vender a água. "Se eles não comprassem de mim", disse ele, "comprariam do meu vizinho".

II – COMENTÁRIOS

1-ANP encontrou 58 não conformidades em medição de produção da P-50

Fonte: Valor Econômico

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) afirmou ter encontrado 58 não conformidades no sistema de medição da produção de óleo e gás natural da plataforma P-50 na fiscalização realizada em agosto de 2009. Os problemas resultaram em multa de R$ 83,490 milhões aplicada à Petrobras em junho de 2010.

A estatal recorreu da autuação em julho de 2010 e atualmente o processo está em análise pela superintendência do órgão regulador. Não há prazo para uma decisão, que só será proferida pela agência depois da análise da procuradoria e da diretoria da ANP.

Antes dessa fiscalização, a P-50 já tinha sido alvo de uma multa de R$ 1,5 milhão aplicada em maio de 2010 devido a problemas na medição da produção de petróleo entre fevereiro de 2008 e janeiro de 2009. Neste caso, a estatal decidiu pagar a multa, o que fez em novembro de 2010 e garantiu um desconto de 30%, reduzindo o valor desembolsado pela companhia para R$ 1,050 milhão.

Mais cedo, em nota, a Petrobras rechaçou a informação de que teria omitido dados de produção na plataforma, que fica no campo de Albacora Leste, na bacia de Campos.

“A companhia cumpre todas as exigências e procedimentos estabelecidos nas normas da ANP e busca permanentemente adotar a melhor solução para as solicitações feitas pela agência reguladora”, afirmou a companhia em nota.

A Petrobras garantiu ter avaliado todas as não-conformidades apontadas pela ANP que deram origem a essa multa e, “a despeito dos argumentos apresentados no recurso administrativo, adotou uma solução técnica para saná-las a fim de atender às exigências feitas pela Agência”.

2-Balanço do ano na cana mostra oportunidades desperdiçadas

05/12/11 - Praticamente fechadas as atividades em 2011 com o final da safra, o setor sucroenergético apresentou saldo positivo. Mas, ao final, pode-se dizer que este foi um ano de muitas oportunidades perdidas, deixando de trazer ganhos para a sociedade.

Uma primeira oportunidade perdida veio com a safra de cana 8% menor devido ao clima, às pragas e às doenças, à falta de investimentos e a outros fatores.

E mais: a cana mostrou-se 2% pior em qualidade. Cerca de 100 milhões a 150 milhões de toneladas a mais poderiam ter sido produzidas, o que representaria faturamento de R$ 700 milhões a R$ 1 bilhão para a atividade agrícola.

A falta dessa cana logicamente gerou menos açúcar e menos etanol. No caso do açúcar, havia espaço no mercado mundial para serem exportados mais de 2 milhões de toneladas, o que representaria pelo menos cerca de US$ 2 bilhões a mais na balança comercial.

A falta de etanol trouxe outro prejuízo: a necessidade de importar mais de 1 bilhão de litros dos EUA, o que representou gasto desnecessário de quase US$ 1 bilhão na balança comercial.

No caso do mercado interno de etanol, a oportunidade perdida foi imensa, pois a frota cresceu. Poderiam ter sido vendidos mais 10 bilhões de litros de hidratado, o que representaria faturamento próximo a R$ 18 bilhões, gerando pelo menos uns R$ 4 bilhões em tributos. Essa venda permitiria exportar petróleo e gasolina, pois o etanol ocuparia o mercado interno.

Cerca de 15 a 20 novas usinas por ano seriam necessárias para o crescimento sustentável da oferta, mas apenas 5 entraram em operação.

Pode-se dizer que o setor de bens de capital deixou de vender algo próximo a R$ 8 bilhões, que gerariam grande valor em tributos e inúmeros empregos.

Em 2011, também pouco se avançou na cogeração de eletricidade. Sem reconhecimento em preço para essa energia renovável, existiram poucos projetos.

Para 2012, é provável que a safra seja um pouco maior, mas ficará muito aquém do necessário para atender as diferentes demandas atuais, além de mais 3 milhões de novos carros no mercado.

Fora isso, existe boa chance de os preços internacionais do açúcar serem menores, em virtude de boas produções nos países concorrentes.

É o momento de se desenhar no Brasil uma safra bem mais alcooleira, desde que os preços remunerem, e com isso arbitrar positivamente os preços do açúcar em 2012.

O setor sucroenergético termina 2011 com uma coleção de oportunidades perdidas, que serão maiores ainda em 2012. Quem perde com tudo isso não é o setor de cana, é a sociedade brasileira.

Essas perdas geram menos exportações e mais importações, menor ajuda no combate à inflação, menos empregos, menos tributos e menos desenvolvimento.

Artigo publicado no jornal Folha de São Paulo

Marcos Fava Neves Prof. titular de planejamento na Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo (FEA/USP)

3-Múltis de petróleo têm futuro mais promissor no Ocidente

Durante décadas seu principal terreno foi o mundo em desenvolvimento - locais como o Golfo Pérsico e as areias desérticas da África do Norte, o Delta do Níger e o Mar Cáspio. Mas, nos últimos anos, o foco mudou radicalmente. As grandes petrolíferas privadas do Ocidente estão buscando cada vez mais jazidas em países desenvolvidos - uma mudança que pode ter consequências profundas para o setor, a política e os consumidores mundiais.

O que está alimentando essa mudança é o boom das jazidas não convencionais - hidrocarbonetos como o gás de xisto e as areias betuminosas, que antes eram consideradas difíceis demais de extrair mas agora estão sendo exploradas numa escala sem precedentes em países que vão da Austrália ao Canadá.

Os Estados Unidos estão na liderança dessa revolução nas jazidas heterodoxas. O gás de xisto responderá por cerca de um terço da produção total de petróleo e gás dos EUA até 2020, segundo a consultoria PFC Energy, de Washington. Quando isso acontecer, os EUA se tornarão o maior produtor mundial de petróleo e gás, ultrapassando a Rússia e a Arábia Saudita, prevê a PFC.

Isso pode ter consequências extremamente abrangentes para a política do petróleo e transferir o poder sobre o recurso natural da Organização de Países Exportadores de Petróleo para os países ricos. Com mais petróleo sendo produzido na América do Norte, será menos provável que problemas políticos no Oriente Médio causem choques na oferta que aumentem o preço da gasolina.

E a mudança está transformando as próprias petrolíferas, já que elas estão transferindo recursos vastos para novas áreas e novos tipos de combustível. Operar em país rico - com a previsibilidade de seus impostos e políticas amigáveis ao investimento - elimina alguns dos riscos das petrolíferas que preocupam investidores, tornando-as menos vulneráveis ao nacionalismo com os recursos naturais de petroestados como a Rússia e a Venezuela.

"Uma empresa como a Exxon Mobil pode eliminar o risco tecnológico" de desenvolver as jazidas não convencionais, diz Amy Myers Jaffe, consultora sênior do setor energético do Instituto Baker, da Universidade Rice. "Mas não o risco de um Vladimir Putin ou Hugo Chávez."

Essa nova maneira de enxergar o risco está no centro da transformação. As petrolíferas multinacionais sempre tiveram de escolher entre investir em petróleo fácil de produzir, mas localizado em países politicamente voláteis; ou buscar oportunidades em países estáveis onde o petróleo é difícil de extrair, exigindo técnicas de produção caras e complexas.

Mas a escolha foi imposta a elas. Os grandes campos terrestres das jazidas de hidrocarbonetos mais prolíficas do mundo são dominados cada vez mais pelas petrolíferas nacionais, gigantes estatais como a Saudi Aramco, as russas OAO Rosneft e OAO Gazprom ou a Petróleo Brasileiro SA. Para multinacionais como a Royal Dutch Shell PLC e a BP PLC, seus antigos centros de produção em meio às areias do Golfo Pérsico agora estão fora dos limites.

Expulsas do Oriente Médio, as petrolíferas realizaram uma grande investida em novas áreas, tanto geográficas quanto tecnológicas. Elas construíram nas últimas décadas instalações vastas para produzirem gás natural liquefeito. Elas foram explorar petróleo no mar, em águas cada vez mais profundas e mais distantes da costa. Elas descobriram como extrair petróleo das areias betuminosas de Alberta, no Canadá. E criaram tecnologias como a da fratura hidráulica e da perfuração horizontal, que permitiram a produção de gás de xisto.

A Wood Mackenzie, uma consultoria de Edimburgo, afirma que mais da metade da despesa de capital de longo prazo das petrolíferas multinacionais agora está alocada para essas quatro "temáticas de recursos" - uma mudança monumental quando se leva em conta como as empresas antes as consideravam marginais.

Existem desvantagens no novo foco em categorias heterodoxas de hidrocarbonetos. Os ativos convencionais são relativamente fáceis de explorar e sempre oferecem bom retorno. Os projetos em alguns dos setores tecnicamente mais difíceis - como águas profundas e GNL - geralmente demoram mais para começar a produzir e são mais caros, o que significa que o retorno é menor.

Mas há um lado positivo para as multinacionais. "A vantagem é o formato e o perfil desses projetos, diferente dos convencionais", disse Simon Flowers, diretor de análise empresarial da Wood Mackenzie. Os empreendimentos de GNL, por exemplo, podem propiciar grandes contratos de fornecimento de gás a um preço estável por 20 anos. "Assim o retorno pode ser menor, mas em geral você tem um fluxo de caixa mais confiável", diz ele.

Ao buscar esses combustíveis heterodoxos, as petrolíferas se comprometem ainda mais com os países ricos.

A Wood Mackenzie afirma que US$ 1,7 trilhão da receita que será obtida pelas grandes multinacionais futuramente - ou 52% - está na América do Norte, na Europa e na Austrália. A consultoria identificou uma "mudança significativa para o Ocidente" no desenvolvimento da indústria petrolífera, para longe de áreas tradicionais como Norte da África e Oriente Médio, "rumo à costa brasileira, as águas profundas do Golfo do México e da África Ocidental e as jazidas não convencionais de petróleo e gás da América do Norte". E também há a Austrália, bem ao leste, "que está nos estágios iniciais de uma fase de crescimento espetacular".

Considere a Shell. Sete anos atrás, a gigante petrolífera que se tornou sinônimo de lugares turbulentos como a Nigéria, decidiu transferir recursos para países mais desenvolvidos que oferecem um ambiente amigável para investidores e um regime tributário previsível. A Shell costumava dividir seu gasto em produção - o negócio básico de encontrar e extrair petróleo e gás - em cerca de meio a meio entre os países da Organização para Cooperação e Desenvolvmento Econômico e os de fora dela. Agora a proporção é de 70 para 30 em favor da OCDE, com a maioria das despesas no Canadá, na Austrália e nos EUA.

Com a centralização em novas áreas surge um novo foco: logo a Shell produzirá mais gás natural que petróleo. Isso poderia ter amedrontado os investidores dez anos atrás. Mas com a demanda por gás prevista para crescer fortemente, especialmente na Ásia, o futuro das empresas concentradas no gás parece cada vez melhor.

Como a Shell, a Exxon Mobil Corp. está fortalecendo sua presença nas Américas, lar de pouco mais da metade da sua base de recursos naturais. Suas jazidas não convencionais aumentaram quase 90% nos últimos cinco anos, para 35 bilhões de óleo equivalente. E a produção da Exxon com fontes heterodoxas está prevista para aumentar nos próximos dez anos.

Algumas gigantes estão de olho em lugares mais distantes. As três principais áreas de concentração da Chevron Corp. - a parte do mundo que consome a maior fatia do orçamento de exploração da empresa - são o Golfo do México americano, a costa da África Ocidental e as águas do oeste da Austrália.

Ainda assim, estar em países mais estáveis não garante vida mansa para as petrolíferas. O recente conflito da Chevron com o governo brasileiro em torno de um vazamento no litoral do Rio é um exemplo, assim como um aumento inesperado de impostos sobre produtores de petróleo no Reino Unido este ano.

Mas os riscos são muito maiores fora desse grupo. "As grandes foram para a Venezuela e perderam suas propriedades", diz Myers Jaffe, do Instituto Baker. "Eu mesma preferiria investir numa companhia que tivesse 70% de seus investimentos na OCDE." Guy Chazan, The Wall Street Journal

Fonte: Valor Econômico

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 60

I – NOTICIAS

1-Conversão de casco atrai cinco grupos

Cinco empresas tendem a apresentar propostas, dia 16, para transformar cascos de quatro navios petroleiros em plataformas de produção que vão operar nos campos da cessão onerosa, no pré-sal. A Petrobras, que está encomendado a obra, convidou 19 empresas para a licitação, segundo fontes do setor. Mas a aposta no mercado é que devem apresentar ofertas a Keppel, Jurong, Andrade Gutierrez, Setal e Estaleiro Enseada do Paraguaçu (Odebrecht, OAS e UTC.

Estimativas indicam que a obra pode custar mais de US$ 2 bilhões (média de US$ 500 milhões por unidade). O valor considera investimentos que o ganhador da licitação terá que fazer para reformar o antigo estaleiro Ishibrás, no Rio, que foi arrendado pela Petrobras e batizado como Estaleiro Inhaúma.

A Petrobras prevê assinar o contrato no primeiro semestre de 2012. A empresa também vai abrir outra licitação, no primeiro semestre de 2012, para a construção dos módulos de produção e processamento de petróleo e gás, bem como a integração desses módulos. A companhia disse que as plataformas da cessão onerosa terão alto índice de conteúdo nacional.

O primeiro dos quatro navios a serem convertidos em plataformas que produzem, armazenam e escoam petróleo, conhecidas no jargão do setor pela sigla em inglês FPSO, está ancorado no porto do Rio. A unidade, vinda da Indonésia e que foi renomeada como P-74, será instalada na área de Franco, no pré-sal, e terá capacidade para processar 150 mil barris de petróleo por dia. Vai ser a primeira plataforma destinada aos campos da cessão onerosa, na Bacia de Santos.

A cessão onerosa é um conjunto de áreas localizadas no pré-sal, que foram transferidas de forma onerosa pela União à Petrobras. De acordo com o estabelecido em lei, a companhia terá o direito de explorar e produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente nestas áreas. A Petrobras remunerou a União pelo direito de exercício das atividades de pesquisa e produção de petróleo e gás natural destas áreas.

Os outros três navios a serem convertidos também virão da Malásia e vão receber os nomes de P-75, P-76 e P-77. A expectativa é de que as quatro unidades sejam entregues entre 2015 e 2016.

Uma fonte disse que foram definidas as obras que a Petrobras fará no estaleiro e que incluem compra de guindastes novos, reparo do dique e dos sistemas de utilidades como água, gás e energia. Essas obras devem exigir da Petrobras investimentos de R$ 250 milhões no estaleiro. O vencedor da licitação terá que se encarregar da reforma de todas as oficinas de fabricação. Procuradas para comentar a licitação, Andrade Gutierrez, Setal, Keppel, Estaleiro Paraguaçu e Jurong não se pronunciaram.

Fonte: Valor Econômico

2-Dilma ainda não definiu sucessão na Agência Nacional do Petróleo

A menos de dez dias de ficar vaga, a diretoria-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo) ainda não tem titular. A escolha é prerrogativa da presidente da República, Dilma Rousseff, que até o momento não manifestou sua preferência.

Se depender da ANP e da indústria do petróleo, e até do atual diretor-geral da autarquia, Haroldo Lima, no cargo até o dia 11, a engenheira Magda Chambriard larga na frente em páreo que confrontará técnica com as habituais indicações políticas.

Inicialmente, quem ocupar o lugar de Lima ficará na interinidade, já que o processo de escolha precisa ser respaldado pelo Congresso Nacional e leva tempo. O próprio Lima ficou interino por quase um ano antes de ser efetivado.

Filiado ao PCdoB, Lima diz que o ideal para substituí-lo é um nome que junte os dois perfis, "um nome técnico com bom trânsito político", disse ao se despedir ontem em evento no Rio de Janeiro.

"O que existe por parte da presidente Dilma, e isso eu posso dizer, é a necessidade de continuar a desenvolver o trabalho que está sendo feito. Isso eu tenho certeza, porque ela me disse", afirmou Lima. Apesar de não ser filiada a nenhum partido político, Magda chamou a atenção da presidente Dilma durante o acidente da Chevron, no mês passado, pela firmeza com que tratou o problema, segundo uma fonte próxima ao governo.

"Ela mostrou que sabe falar bem em público e que conhece o assunto, marcou ponto com a Dilma", afirnmou fonte.

A presidente, porém, terá que decidir se compra uma briga com o PCdoB, que perderia uma vaga no governo. Uma opção que poderia evitar um eventual desgaste seria indicar o diretor Florival Rodrigues de Carvalho, do mesmo partido de Lima, superintendente promovido em junho deste ano, para cuidar de pesquisa da autarquia.

Outra alternativa, que agradaria os aliados do PMDB e o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, seria o nome do diretor Allan Kardec.

O fato da sua especialidade na agência ser o segmento de abastecimento, no entanto, pode tirar pontos se comparada à larga experiência em exploração e produção de Magda, ex-funcionária da Petrobras e desde 2002 na agência. Os dois foram promovidos a diretor em 2008.

Fonte: Folha de S. Paulo

3-ANP manda Chevron fechar poço por produzir gás tóxico em Frade

O gás vem junto do petróleo no processo de produção, e é altamente tóxico

A ANP (Agência Nacional do Petróleo) abriu um terceiro processo administrativo contra a Chevron após constatar que a plataforma de produção de Frade, na bacia de Campos, estava produzindo gás sulfídrico (H2S) sem o conhecimento da autarquia. O gás vem junto do petróleo no processo de produção, e é altamente tóxico.

A agência determinou o fechamento do poço onde ocorria a produção.

A constatação foi feita na terça-feira da semana passada. Apesar da unidade com o gás estar na mesma área, a plataforma que tinha a produção de gás não é a mesma na qual houve o vazamento de petróleo em novembro --o acidente ocorreu em uma unidade de perfuração.

De acordo com a diretora da autarquia Magda Chombriard, em uma auditoria anterior feita pela ANP, essa unidade não existia.

"Não tinha isso [a produção de gás] registrado na ANP. Isso é um veneno para o trabalhador", disse a executiva nesta quinta-feira, que no momento prossegue nas investigações sobre o acidente na bacia de Campos.

De acordo com ela, além da atuação foi feita também a comunicação sobre o caso ao Ministério do Trabalho.

A agência ainda não definiu se a Chevron será multada devido à produção de gás sulfídrico.

VAZAMENTO

Segundo a diretora da ANP, no momento a preocupação da agência é eliminar qualquer vazamento de petróleo que ainda persiste no local. Paralelamente são mantidas as investigações, que devem ser finalizadas em três meses.

Magda criticou a ausência de equipamentos para emergências no local. "Até agora não entendo como a Chevron não tinha equipamentos para atender a emergências", disse.

A diretora da ANP afirmou ainda que, após a ocorrência do acidente, a Chevron apresentou um plano de emergência, que teve de ser substituído devido à falta de equipamentos para dar prosseguimento à medida.

A agência aguarda a defesa da empresa antes de tomar uma conclusão sobre a multa que será aplicada pela falta de preparo para casos como esse.

"Se ela [a Chevron] provar que um ET levou o equipamento dela, tudo bem, mas acho difícil", ironizou.

VÍDEOS

Magda ainda citou que a empresa não enviou os vídeos completos, e sim editados, sobre o acidente assim que foram solicitados. "Quando solicitamos pedidos 24 horas de imagens, mas vieram 10 segundos. Eles foram autuados sobre isso, mas ainda poderão recorrer", disse.

De acordo com ela, a Chevron ainda não explicou o motivo dessa edição. A empresa pode ser multada após as conclusões das investigações.

PRODUÇÃO

A produção de Frade, segundo Magda, era de 70,5 mil barris por dia em outubro, e não de 79 mil, como a Chevron divulgou.

Fonte: Folha.com

4-Acordo PETROBRAS e PDVSA

A presidente Dilma Roussef disse que o acordo entre a Petrobras e a venezuelana PDVSA deverá contribuir para o desenvolvimento da região.

As empresas petrolíferas trabalharão juntas na construção da refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, que já está em andamento.

Em pronunciamento após uma reunião privada com o presidente venezuelano Hugo Chávez, em Caracas, Dilma defendeu a integração dos países da América Latina como forma de evitar a crise econômica que afeta diversos países.

Dilma e Chávez anunciaram a assinatura de 11 acordos em áreas como a habitação, que prevê a participação da Caixa Econômica Federal no financiamento de projetos para a construção de moradias na Venezuela; a transferência de tecnologia para agricultura e a cooperação entre bancos públicos dos dois países.

A presidente afirmou ainda que continua "conversando" com o líder da Venezuela sobre a compra de 20 aviões da Embraer e reafirmou a cooperação dos países para a construção da refinaria Abreu e Lima.

"Um dos desafios que vamos concluir é a construção da refinaria Abreu e Lima. Com ela, vamos construir uma relação na qual os dois países ganham. Isso mostra o acerto do nosso projeto de transformar a América do Sul em um pólo de desenvolvimento."

Dilma chegou nesta última quinta-feira, às 19:30 (horário de Brasília) à capital da Venezuela, Caracas, para uma visita oficial de três dias, nas quais também terá encontros bilaterais com o presidente da Bolívia, Evo Morales, e com a presidente da Argentina, Christina Kirchner.

Durante a sexta-feira e o sábado, ela participa da cúpula de abertura da Comunidade de Estados Latino-americanos e Caribenhos (CELAC), um grupo que reunirá os 33 países da América Latina sem a presença dos Estados Unidos e do Canadá.

Fonte: BBC Brasil

5- Obra do Arco Metropolitano

O Governo do Estado vai investir recursos no valor de US$ 520 milhões para concluir as obras do Arco Metropolitano – que ligará o município de Itaboraí ao Porto de Itaguaí – e realizar a pavimentação e recuperação de estradas no interior e na Baixada Fluminense. A previsão é de que as obras comecem no primeiro trimestre do ano que vem.

O empréstimo foi obtido junto ao Banco de Desenvolvimento da América Latina (CAF), instituição financeira venezuelana. De acordo com o governador em exercício, Luiz Fernando Pezão, a maior parte do financiamento, US$ 320 milhões, será destinada ao Programa de Recuperação de Estradas (Pró-Vias), para a melhoria de rodovias como a que liga Campos dos Goytacazes a São Francisco de Itabapoana, no Norte fluminense. Todas as estradas serão pavimentadas com asfalto-borracha.

Arco Metropolitano ligará o município de Itaboraí ao Porto de Itaguaí Arco Metropolitano ligará o município de Itaboraí ao Porto de Itaguaí

– Este é o primeiro financiamento internacional obtido pelo Estado para recuperação de estradas. Faremos obras em mais de 250 quilômetros de vias. Algumas serão recuperadas e outras, pavimentadas. Mais de 90% desses recursos serão aplicados em estradas do interior e também no Arquinho, na Baixada, para desafogar o trânsito na região da Reduc (Refinaria de Duque de Caxias) – afirmou Pezão.

Desenvolvimento para a Baixada

O financiamento garantirá 60% dos recursos necessários para as obras nas estradas, orçadas em US$ 532 milhões. Para concluir as melhorias, o governo disponibilizará os 40% restantes. Depois que o empréstimo for aprovado pela Secretaria do Tesouro Nacional e pelo Senado, os contratos para início das intervenções serão assinados.

Crescimento econômico e social

A segunda parte dos recursos, no valor de US$ 200 milhões, será utilizada para concluir o Arco Metropolitano, que ajudará no crescimento econômico e social fluminense, além de desafogar o tráfego na Região Metropolitana. O Arco terá 145 Km e passará pelos municípios de Guapimirim, Magé, Duque de Caxias, Nova Iguaçu, Japeri e Seropédica.

Fonte: Jornal do Brasil

6-Petrobras contrata 28 sondas

A Petrobras lançou recentemente uma concorrência para afretamento de 28 sondas de produção terrestre, contou no início da semana, o gerente-executivo de E&P Norte e Nordeste da petroleira, Cristovam Penteado. A concorrência deve substituir cerca de 30% da frota de equipamentos afretados da estatal, atualmente em 86 unidades.

A licitação terá índice de conteúdo nacional de 75%. “Existem muitos equipamentos que precisam ser fabricados no Brasil. A Petrobras quer alcançar o máximo de conteúdo nas nossas licitações”, contou Penteado, que participou da cerimônia de abertura da Brasil Onshore 2011, feira e conferência que acontece até hoje.

Antes de lançar a licitação, a petroleira conversou com as empresas fornecedoras e está trabalhando para incentivar a construção de novas fábricas no Brasil. A ideia é que as empresas inicialmente se capacitem para a fabricação de sondas de produção para depois passarem a produzir sondas de perfuração, equipamentos considerados mais complexos.

A Petrobras está preparando também uma licitação para renovar sua frota de sondas terrestres para perfuração. A concorrência ainda não tem uma data definida para ir ao mercado.

Fonte: energiahoje

II – COMENTÁRIOS

1-Exportações de açúcar do país recuam em outubro

As estimativas indicam que a safra de cana na região Centro-Sul deve terminar nas próximas semanas com moagem de cerca de 490 milhões de toneladas (recuo de 12% ante 2010). No Norte-Nordeste, a moagem deve atingir 67,3 milhões de toneladas -mais 6,6% em relação a 2010.

Como reflexo da menor produção no Centro-Sul, o Brasil reduziu as exportações de açúcar em outubro. Foram exportados 2,51 milhões de toneladas -quedas de 10,2% ante setembro e de 16,4% ante outubro de 2010. Das exportações em outubro, 2,05 milhões de toneladas foram de açúcar a granel e 461,85 mil de açúcar em sacas. Assim, em relação a setembro, houve quedas de 11,5% nos caso do açúcar bruto e de 3,7% no do ensacado. Em relação a outubro de 2010, as de açúcar bruto caíram 8,7% e as de ensacado, 39,1%.

No acumulado do ano, há queda de 8,2% -exportação de 21,04 milhões de toneladas, ante 22,93 milhões em igual período de 2010. Os preços médios de exportação permaneceram estáveis. Em média, a tonelada foi exportada na condição livre a bordo por US$ 588,70, ante US$ 589,61 em setembro.

Os principais destinos do açúcar a granel em outubro foram China, Egito e Canadá; para o em sacas, Iraque, Emirados Árabes Unidos e Gana.

Embora a recuperação dos níveis de produção deva ocorrer ao longo dos próximos dois a três anos, as demandas por etanol e açúcar continuam em expansão desde já. Impulsionada pela demanda maior de China e Índia, a Ásia continua demandando volumes crescentes. Apesar de a frota flex ser crescente, a demanda interna por etanol está sendo mantida em níveis controlados pelos limites da relação de preço etanol-gasolina. A competitividade do etanol tem por base o teto definido pelo preço da gasolina na refinaria mais a Cide. O mercado externo, porém, dá sinal de recuperação já a partir de 2012. O deficit dos EUA deve levar à não renovação do subsídio de US$ 0,45 por galão, e o consequente fim do Imposto de Importação de US$ 0,54 por galão.

Mesmo antes dessa provável liberalização, já se observa avanço do comércio internacional de etanol. O combustível de cana brasileiro, considerado avançado nos EUA para efeito de cumprimento da lei de 2007, que estabeleceu as novas metas do padrão de combustíveis renováveis, pode ser importado sob o regime de drawback, para posterior reexportação, sem recolhimento do Imposto de Importação. O Brasil tem participado de forma inteligente desse mercado, exportando etanol com o benefício de um prêmio por sua renovabilidade superior e importando produto mais barato.

Nesse cenário, a demanda em crescimento para açúcar e etanol, nos mercados interno e externo, tem sido o principal catalisador de investimentos na reforma e na expansão dos canaviais.

- Texto originalmente publicado na Folha de S. Paulo, em 04/11/2011

Plínio Nastari Mestre e doutor em economia agrícola e presidente da Datagro Consultoria

2-Total e Amyris criam joint venture em biocombustíveis

A petroleira francesa Total e a americana Amyris Inc. acabam de anunciar a criação de uma joint venture para desenvolver, produzir e comercializar biocombustíveis e outros produtos renováveis. No Brasil, as duas empresas já disputam juntas os ativos do grupo de usinas sucroalcooleiras Clealco, com sede em São Paulo.

As duas multinacionais também anunciaram que vão ampliar o programa de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) para acelerar o programa do Biofene e desenvolver o diesel renovável produzido a partir desta molécula utilizando açúcares como matéria-prima.

O ambicioso programa de P&D, lançado em 2010 e administrado em conjunto por pesquisadores das duas empresas, visa desenvolver as etapas necessárias para levar biocombustíveis avançados ao mercado em escala comercial. A Total comprometeu-se em contribuir US$ 105 milhões para um programa de P&D já em andamento de US$ 180 milhões.

Já a joint venture terá participação de 50% de cada parte, que contará com os direitos exclusivos de produzir e comercializar querosene de aviação e diesel renovável, além de direitos não exclusivos a licenças para outros produtos renováveis como fluidos de perfuração, solventes, polímeros e determinados biolubrificantes. A joint venture planeja iniciar suas operações ainda no primeiro trimestre de 2012.

Fabiana Batista

Fonte: Valor Econômico