IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 35

I – NOTICIAS

1-Galp acelera investimento no petróleo

A petrolífera portuguesa Galp Energia quer centrar crescimento na exploração e produção de petróleo. Toda a estratégia de crescimento da empresa baseia-se na exploração e produção de petróleo e "o plano de investimentos previstos para esta área nos próximos anos foi mesmo acelerada", diz fonte oficial da Galp.

Os últimos dois anos "foram de um enorme desafio em todas as áreas de negócio da empresa", refere a mesma fonte, que destaca ter sido possível "prosseguir o plano traçado que vai transformar a empresa e centrar o seu motor de crescimento na área da exploração e produção de petróleo".

A Galp Energia está actualmente a concluir, um ambicioso investimento, e que se traduz na conversão das duas refinarias, a de Sines e a do Porto - num investimento global de 1,4 mil milhões de euros. Estes projectos permitem, diz fonte oficial, "encarar os próximos anos com optimismo, uma vez que são investimentos que deixam a Galp Energia melhor preparada para os anos difíceis que se antevêem, uma vez que se torna mais competitiva nos mercados em que actua e que não dependem da conjuntura económica em Portugal".

Fonte: TN Petróleo

2-Petrobras e Statoil assinam carta de intenção

A Petrobras e a norueguesa Statoil assinaram ontem (25) carta de intenção que prevê a expansão da cooperação entre as duas companhias nas atividades de exploração. Além disso, as empresas esperam que, com o acordo, seja possível promover estudos conjuntos mais aprofundados com o objetivo de avaliar possíveis sinergias operacionais.

A cerimônia de assinatura foi realizada no hotel Copacabana Palace, no Rio de Janeiro, durante seminário comemorativo do primeiro óleo do campo de Peregrino, operado pela Statoil. Estiveram presentes à cerimônia de abertura o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella, o ministro de Petróleo e Energia da Noruega, Ola Borten Moe, e o CEO da Statoil, Helge Lund.

Estrella representou na cerimônia o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli. Ele destacou a “longa e frutífera” relação da Petrobras com a Statoil, especialmente na área de cooperação tecnológica. O diretor ressaltou, também, a descoberta de petróleo leve e gás natural feita pelas

Fonte: Agencia Petrobras

3. Marinha e PUC-Rio assinam acordo de cooperação acadêmica, técnica e científica

A Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio) celebrou um acordo de cooperação acadêmica, técnica e científica com a Secretaria de Ciência, Tecnologia e Inovação da Marinha (SecCTM), com interveniência da Diretoria de Sistemas de Armas da Marinha (DSAM). Estiveram presentes à assinatura do acordo, entre outros, o Vice-Reitor para Assuntos Acadêmicos da Universidade, prof. José Ricardo Bergmann, o Diretor de Sistemas de Armas da Marinha, Vice-Almirante Elis Treidler Öberg e o Secretário de Ciência, Tecnologia e Inovação da Marinha, Vice-Almirante Ilques Barbosa Junior.

Esta iniciativa tem por objetivo contribuir para o aperfeiçoamento e o desenvolvimento do intercâmbio técnico, científico e cultural entre a universidade e centros de pesquisas da Marinha. Além disso, a crescente demanda por capacitação acadêmica para o desenvolvimento de tecnologias de defesa no País atribui maior valor a esse intercâmbio de conhecimentos. Por meio deste acordo, válido por cinco anos, a Marinha e PUC-Rio irão estabelecer programas conjuntos de atividades anuais, incluindo parcerias em bolsas de estudos e matérias técnicas com referência a projetos de interesses comuns.

Fonte: TN Petróleo

4-HRT faz oferta por parte da Petra nos blocos na Amazônia

Fonte: Valor Econômico

A HRT decidiu exercer seu direito de compra da participação de 45% da sua sócia Petra em 21 blocos exploratórios que as duas dividem na Amazônia por R$ 1,28 bilhão. Em nota ao mercado, a HRT informou que trata-se de um preço "fixo e irreajustável". A quantia equivale a US$ 796 milhões pelo câmbio de ontem, e foi estipulada com base no valor de fechamento da oferta pública de ações da HRT, em outubro de 2010.

A decisão da HRT de exercer sua opção foi tomada após a Petra, controlada pelo empresário Roberto Viana, recusou oferta de US$ 1,050 bilhão da TNK-BP, joint-venture entre a russa TNK (Alfa Group e Access Renova) e a inglesa BP. O Valor apurou que a Petra entende que sua participação vale mais do que isso, podendo chegar a até US$ 3 bilhões.

Desde que a HRT abriu capital, o papel subiu 24,17% - chegou a acumular alta de 80,83% no dia 17 de março - enquanto o Ibovespa caiu 7,81% no período. O negócio bilionário, que poderia ser mais um entre os que estão agitando o setor de óleo e gás no Brasil, pode se tornar um contencioso de grandes proporções.

Procurada, a Petra não quis se pronunciar, informando apenas que "irá respeitar integralmente todos e quaisquer direitos da HRT e vai exigir o respeito a todos e quaisquer direitos para que receba o valor justo de mercado por suas ações". Após o comunicado sobre a aquisição na manhã de ontem, as ações da HRT subiram 6,8%. A valorização se deve à percepção de que, se não aceitar a oferta russa, a Petra será obrigada a vender seus 45% para a HRT por um valor US$ 250 milhões menor. John Forman, diretor da HRT, explicou que a decisão da empresa de exercer a opção de compra foi tomada porque o prazo venceu na quarta-feira.

II - COMENTÁRIOS

1-Gabrielli diz que Petrobras precisa de mais plataformas

A Petrobras precisa triplicar o número de plataformas que utiliza para conseguir dobrar a produção de gás e petróleo em 2020, afirmou o presidente-executivo da Petrobras durante uma Conferencia.

O Brasil deve se tornar o terceiro maior produtor mundial de ´petróleo novo´ nos próximos anos e o primeiro entre países fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).

Gabrielli afirmou que a Petrobras quer dobrar sua produção total para 5,3 milhões de barris por dia até o final da década, ante nível atual de 2,5 milhões de barris diários.

Fora do Brasil, a companhia estima que a produção diária vai crescer para 3,9 milhões de barris contra 2 milhões este ano.

Para conseguir cumprir estas metas, a Petrobras vai precisar de 53 plataformas em 2020, ante 15 atuais, disse Gabrielli.

´Precisamos aumentar nosso uso de embarcações especiais e de fornecimento para 568 navios até 2020 contra 287 hoje´, disse Gabrielli, acrescentando que a maior parte destes novos navios e plataformas vai precisar ser construída em estaleiros brasileiros.

A maior parte dos promissores campos petrolíferos brasileiros estão em águas profundas, longe da costa, o que torna mais difícil a operação.

´É um desafio logístico´, disse o executivo. ´Precisamos pensar em termos de hubs para produção e armazenagem. Isso exige novas tecnologias e novos sistemas de logística.´

Fonte: Reuters

2-Mundo árabe se defronta com o fim do ´petróleo fácil´

A península árabe alimentou a economia mundial com petróleo durante cinco décadas. Quanto tempo mais pode continuar a fazê-lo é algo que depende de projetos como o que está sendo desenvolvido aqui, nas areias do deserto na fronteira entre Arábia Saudita e Kuait.

A Arábia Saudita se tornou a maior produtora de petróleo do mundo ao explorar suas enormes reservas de óleo leve e de alta qualidade fáceis de perfurar. Mas o aumento da demanda e o fato de que os campos de "petróleo fácil" ao redor do mundo começam a secar fazem com que os sauditas se voltem a uma fonte bem mais difícil: os bilhões de barris de petróleo pesado presos sob o deserto.

O petróleo pesado é mais difícil de extrair do que o leve e custa mais para ser refinado. Mesmo assim, a Arábia Saudita e o Kuait embarcaram num ambicioso experimento para extraí-lo do campo de Wafra, localizado numa área pouco habitada do deserto compartilhada pelos dois países.

Que os sauditas estejam mesmo considerando um projeto desses mostra como está ficando difícil e caro saciar a sede mundial de petróleo. Também sugere que mesmo os sauditas podem não ser capazes de aumentar a produção rapidamente no futuro se a demanda aumentar inesperadamente. Isso indica que não deve haver um retorno do petróleo barato por um bom tempo.

"O petróleo fácil está chegando ao fim", diz Alex Munton, um analista de Oriente Médio na consultoria escocesa Wood Mackenzie. Os grandes campos da região do Golfo Pérsico, diz, extraíram mais de metade de seu petróleo - ponto em que a produção tradicionalmente começa a declinar.

A Administração de Informação de Energia dos Estados Unidos afirmou este mês que o consumo mundial de petróleo vai atingir um recorde de 88 milhões de barris por dia este ano. A turbulência na Líbia, combinada com o menor crescimento da produção nos países ricos, vai manter a oferta apertada, o que eleva os preços, informou a agência americana. Ela projeta que a cotação do petróleo fique numa média de US$ 103 por barril este ano, uma alta de 30% em relação ao ano passado, e será ainda mais alta no ano que vem.

Ninguém sugere que os países do Golfo estejam ficando sem petróleo. O petróleo pesado, embora difícil de extrair, é abundante. Acredita-se que só o Oriente Médio tenha cerca de 78 bilhões de barris de petróleo pesado que seja recuperável atualmente, mais de três vezes e meia as reservas totais dos EUA.

A Pesquisa Geológica dos EUA estima que haja cerca de 3 trilhões de barris de petróleo pesado no mundo, o que equivale a cerca de cem anos de consumo mundial aos níveis atuais. O problema: apenas uma fração disso - cerca de 400 bilhões de barris - pode ser recuperada com o uso da tecnologia existente. Novas técnicas como a que está sendo tentada em Wafra podem liberar mais.

Para chegar ao petróleo grosso de Wafra, os trabalhadores estão injetando vapor no solo para aquecer o óleo e torná-lo menos viscoso, o que permite que suba à superfície. A técnica é complicada, cara e não foi comprovada no tipo de rocha que prende o petróleo de Wafra.

Para sua metade do projeto, os sauditas buscaram a ajuda da petrolífera americana Chevron Corp., que tem décadas de experiência na extração de petróleo pesado em campos na Califórnia e na Tailândia. É uma rara chance para uma petrolífera de país rico conseguir um pedaço das maiores reservas do mundo.

Mas é também uma aposta. O projeto, muito mais complexo do que os que a Chevron executou antes, custará bilhões de dólares e levará décadas para ser completado. E será a Chevron, não os sauditas, que vai colocar o capital necessário para fazer o projeto funcionar - e assumir o risco de que não funcione.

O campo de Wafra fica a 50 quilômetros do Golfo Pérsico, perto de uma rodovia ladeada por cabos de energia, oleodutos e a ocasional cáfila de camelos que atravessa o deserto. Por trás dos portões policiados do campo, centenas de bombas cinzas balançam lentamente diante de uma floresta de torres de perfuração, antenas de rádio e postes de eletricidade. Oleodutos serpenteiam pela areia, coletando petróleo de mais de mil poços. Cerca de 45% do petróleo de Wafra vai para os EUA.

Esse petróleo é o fácil de extrair. O prêmio maior são os 25 bilhões de barris de óleo pesado do campo.

A Chevron está realizando um teste de quatro anos e US$ 340 milhões num pequeno canto de Wafra. O petróleo, assim como o melaço, fica mais fino quando é aquecido. Grandes tubos prateados carregam vapor a 300°C para o subsolo, inundando a rocha rica em petróleo. Nas proximidades, uma rede de bombas extrai o óleo.

Até agora, os resultados foram encorajadores. Em novembro, os poços estavam produzindo 1.500 barris por dia, sete vezes o que produziam antes de a injeção de vapor começar, em 2009.

A Arábia Saudita e o Kuait estão bastante atentos aos resultados. Príncipes, emires, ministros e embaixadores já visitaram o inusitadamente decorado escritório do projeto, que tem chão de mármore. "Todo mundo está observando nosso projeto", diz Ahmed Al-Omer, diretor-geral da divisão saudita da Chevron.

O consumo mundial de petróleo, ampliado pela forte demanda da China e da Índia, deu um salto de 2,3 milhões de barris por dia no ano passado, um aumento de 2,8%, segundo dados do governo americano. Foi o segundo maior aumento em 30 anos. A produção no mundo desenvolvido, por sua vez, mal cresce. Isso significa que o mundo está cada vez mais dependente da produção dos países da Opep, particularmente da Arábia Saudita, o mais importante membro do cartel.

"Todos os países do Oriente Médio terão de começar a lidar com essas reservas" de petróleo pesado, diz Andrew Gould, presidente da empresa de serviços petrolíferos Schlumberger Ltd., que trabalhou em vários projetos de petróleo pesado na região. "Eles nunca tiveram de pensar nisso antes."

Alguns países, como Bahrein, Abu Dhabi e Omã, já estão tentando explorar suas reservas de petróleo pesado. Mas o projeto Wafra eclipsa todos os outros na região. Se sauditas e kuaitianos decidirem expandir a injeção de vapor para todo o campo, será o dobro do tamanho do maior projeto de vapor atualmente em operação no mundo, na Indonésia. Eles teriam de perfurar 19.000 poços e contratar cerca de 3.000 trabalhadores. No final, a esperança é de recuperarem 6 bilhões de barris.

"É um projeto gigantesco, de muitos bilhões de dólares, que vai tomar mais de 25 a 30 anos de investimento e perfuração", diz o vice-presidente do conselho da Chevron, George Kirkland.

A Chevron não revela o custo total previsto do projeto, mas o Kuait havia anteriormente estimado que ele sairá por US$ 10 bilhões ao longo de dez anos.

As petrolíferas dos países ricos consideram que esses projetos justificam os riscos porque são uma oportunidade de fincar o pé numa região à qual tiveram pouco acesso nas últimas décadas.

Nos anos 30, 40 e 50, multinacionais petrolíferas como as antecessoras da Chevron, da Exxon Mobil Corp. e da BP PLC, ajudaram a descobrir muitos dos maiores campos de petróleo do mundo: o Ghawar na Arábia Saudita, o Burgan no Kuait e o Rumaila no Iraque.

Esses campos eram tão facilmente exploráveis, contudo, que nos anos 70 a maioria dos governos da região havia decidido que não precisava mais da ajuda das multinacionais e nacionalizado seus campos. As grandes petrolíferas internacionais se viram praticamente banidas da região.

Em consequência, viram-se diante de projetos mais difíceis e menos rentáveis: explorar em águas profundas ou nas areias betuminosas do Canadá e extrair as últimas gotas de campos envelhecidos ao redor do mundo.

Esses projetos deram às empresas a experiência que, esperam elas agora, lhes dará uma chance de voltar ao Oriente Médio.

Mas os projetos são demorados e caros, e os governos da região negociam duro, forçando as empresas a arcar com os custos do projeto enquanto eles, os governos, ficam com uma grande parcela dos lucros caso o projeto funcione.

Muitos especialistas acreditam que as empresas estão entrando nesses projetos pilotos iniciais para ter maiores chances em projetos maiores e mais lucrativos no futuro - uma tática que usaram antes em lugares como Rússia e Iraque, com resultados nem sempre favoráveis.

Usar vapor para extrair petróleo não é uma ideia nova. A Chevron usa o método em seu campo Kern River, na Califórnia, desde os anos 60. A empresa extraiu menos de 10% do petróleo do campo usando métodos tradicionais. Usando injeção de vapor, ela está perto de extrair até 80% do petróleo.

O projeto Wafra, contudo, é um desafio bem maior do que os projetos de vapor tradicionais. Como na maior parte do Oriente Médio, o petróleo de Wafra está preso numa grossa camada de calcário que também contém minerais que podem se acumular dentro dos oleodutos e corroer o equipamento.

Um desafio ainda maior é conseguir os dois elementos cruciais para a geração de vapor: água e uma fonte de energia para fervê-la. Os projetos mais bem-sucedidos estão em locais com fácil acesso a água relativamente pura e uma fonte de combustível barata, geralmente gás natural. A Arábia Saudita e o Kuait têm pouco de ambas.

Sem fontes de água pura no deserto árabe, a Chevron foi forçada a usar água salgada encontrada nos mesmos reservatórios subterrâneos do petróleo. A água é cheia de elementos contaminantes que precisam ser removidos antes de poder ser fervida e injetada no solo.

Encontrar a energia para ferver a água é ainda mais difícil. A Chevron poderia usar petróleo em vez de gás natural - literalmente queimar petróleo para produzir petróleo -, mas isso queimaria lucros também. Por isso a empresa deve ser forçada a importar gás natural, um processo dispendioso que envolve o esfriamento dele para que se transforme em líquido e o transporte marítimo por milhares de quilômetros.

A Chevron afirma que o projeto será lucrativo desde que os preços do petróleo fiquem acima de US$ 60 ou US$ 70 por barril.

Ben Casselman

Fonte: The Wall Street Journal

3-Abiove vê folga para maior mistura de biodiesel no Brasil

Com a safra de soja batendo recordes e com perspectivas de a produção crescer novamente na nova safra (2011/12), a Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove) avalia que o Brasil teria folga para ampliar a mistura de biodiesel no diesel em meio a investimentos crescentes no setor.

Atualmente, cerca de 80 por cento do biodiesel produzido no Brasil é feito a partir de óleo de soja --a mistura atual é de 5 por cento de biodiesel no diesel.

"Do ponto de vista da oferta, poderia aumentar para 5 a 6 milhões de toneladas (a produção de óleo para biodiesel), hoje está em torno de 2,5 milhões", declarou Carlo Lovatelli, presidente da Abiove, à Reuters, em um intervalo do seminário Perspectivas para o Agribusiness 2011 e 2012, promovido pela BM&FBovespa e pelo Ministério da Agricultura.

"Não haveria aperto na oferta de matéria-prima", acrescentou.

Ele disse ainda que a indústria tem direcionado mais os investimentos para ampliar a capacidade de produção de biodiesel, como é o caso de recentes anúncios da Bunge e da Cargill, além das novas unidades de empresas menores, o que deve possibilitar eventual aumento da mistura, se o governo assim decidir.

Ao comentar uma redução na capacidade ociosa da indústria de soja de 35 para cerca de 25 por cento no último ano, ele declarou que o biodiesel tem sido fundamental.

"O biodiesel está ajudando, passou a ser um negócio expressivo do setor... novas fábricas estão sendo inauguradas," disse, ressaltando que o a indústria não deixou de fazer óleo para a alimentação.

"Não estamos deixando de fazer comida, estamos fazendo os dois", declarou.

Para Lovatelli, diante dos bons preços no mercado internacional, o Brasil pode continuar ampliando a sua produção.

Questionado sobre o tamanho da nova safra, ele afirmou: "71 a 72 milhões de toneladas, mas com viés para subir."

A safra que o Brasil terminou de colher há pouco está estimada pela Conab em pouco mais de 73 milhões de toneladas. Mas analistas avaliam que a área plantada na nova temporada poderá crescer, permitindo um aumento da produção se o clima também colaborar.

26/05/2011

Fonte: Reuters

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 34

I – NOTÍCIAS

1-Energias renováveis: Câmara analisa política do país

A política do país para energias renováveis é tema de audiência pública da Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável da Câmara dos Deputados .

O objetivo da audiência, solicitada pelo presidente da comissão, deputado Giovani Cherini (PDT-RS), é avaliar os projetos relacionados à energia eólica, solar e de biomassa e sua relação com a sustentabilidade ambiental.

"O Brasil vem demonstrando sua intenção de aprimorar o uso de energias renováveis e diversificar as fontes de geração de energia, mas as iniciativas de política de governo ainda são tímidas", disse Cherini. Outro tema na pauta da audiência é o Projeto de Lei 630/03, que prevê leilões anuais de energia eólica e de biomassa e a criação de um fundo para financiar pesquisas e incentivar a produção de tecnologias para esse tipo de energia.

Fonte: Agência Ambiente Energia

2-Sobena comemora 49 anos de atividade

A Sociedade Brasileira de Engenharia Naval (Sobena) reuniu algumas das principais autoridades e empresários do setor naval em almoço comemorativo aos 49 anos de atividades da entidade. A entidade completou 49 anos no dia 15 de março.

Como de costume, durante o evento, que aconteceu no Windsor Guanabara, no centro do Rio, houve uma homenagem aos profissionais que prestaram serviços relevantes à engenharia naval brasileira e que se destacaram em suas atividades no ano passado.

Foram homenageados como destaques da engenharia naval: Nelson Luiz Coelho Alves, engenheiro da Vale e Carlos Eduardo Macedo, do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior.

3-Anúncio de produção de gás eleva ações da OGX

Fonte: Valor Econômico

A primeira confirmação de viabilidade de produção divulgada ontem pela OGX pode ter marcado o início de uma reversão na trajetória de queda das ações da petroleira do grupo EBX, do empresário Eike Batista.

Os papéis da companhia acumulavam desvalorização de quase 30% no ano. Ontem, experimentaram uma alta de 7,8% - a maior registrada no dia na BMF&Bovespa. As ações encerraram o pregão cotadas a R$ 14,92.

Até 2013, a companhia estima que esses campos devem atingir uma produção de 5,7 milhões de metros cúbicos por dia de gás. O combustível deve ser consumido pelas usinas termelétricas da MPX - também do grupo EBX - que já possuem licença ambiental para serem instaladas na região.

4-Petrobras acelera o pré-sal e dinamiza projetos de estaleiros

Fonte: O Estado de S. Paulo

Com mais sondas de perfuração disponíveis e maior aprendizado sobre a área, a Petrobras acelerou investimentos no pré-sal no primeiro trimestre, ao perfurar oito poços no período.

De 2007 até 2010, foram 20, ao todo. Em apenas três meses, a Petrobras perfurou 40% do que havia feito nos três anos anteriores.

Para abrir poços do pré-sal, a Petrobras tem hoje seis sondas. Já encomendou mais sete ao estaleiro Atlântico Sul (PE) e à Sete Brasil, empresa criada para gerir as sondas e arrendá-las à Petrobras.

A Petrobras terá, no máximo, 10% da companhia, cujo controle é compartilhado com Santander, Bradesco, BTG Pactual, Caixa Econômica Federal, além dos fundos de pensão Previ, Petros, Funcef, Valia e Lakeshore Financial Partners Participações.

5-Petrobras e UFRN inauguram amanhã laboratório de geofísica aplicada

A Petrobras informou que irá inaugurar junto com a Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) o Laboratório de Geofísica Aplicada, construído no campus Universitário Central da UFRN, em Natal (RN).

Com investimento de R$ 1,3 milhão, o laboratório faz parte da Rede Temática de Geofísica Aplicada, uma rede de instituições nacionais de ciência e tecnologia coordenada pela Petrobras, voltada para pesquisa e desenvolvimento de soluções tecnológicas para a indústria de petróleo e gás.

Participam da solenidade de inauguração o reitor da UFRN, José Ivonildo do Rêgo, o diretor do Centro de Tecnologia da UFRN, Manoel Lucas Filho, o gerente da Geofísica do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes), Rui Pinheiro Silva.

O Cenpes está entre os maiores centros mundiais de pesquisa aplicada à indústria de energia e a Petrobras é a empresa que mais investe em ciência e tecnologia no país.

II – COMENTÁRIOS

1-Etanol, uma causa nacional!

Com diálogo, respeito e conhecimento do assunto é possível construir soluções para praticamente todos os conflitos e problemas.

Porém para negociar uma alternativa viável para todos os envolvidos é preciso sinceridade e transparência nas intenções.

Novamente a questão do etanol está na berlinda. Inúmeros artigos, matérias, entrevistas tem deixado o consumidor final, que é o grande motor da nossa economia completamente confuso.

O governo diz uma coisa, os donos de postos de combustível outra e os empresários sucroenergéticos outra.

Em qual versão acreditar? Sendo o que interessa é a certeza que não irá faltar o etanol, e que os preços sejam comandados pelo mercado. A economia de mercado é e sempre deverá ser o grande regulador. Se o preço não está alinhado com as expectativas procura-se outro produto. E é exatamente isso que vem ocorrendo, com o consumidor optando pela gasolina.

A moderna visão de gestão, sempre coloca o consumidor no centro de suas decisões estratégicas e como tal merece total respeito.

Já afirmei em diversos outros artigos: Precisamos gerar um forte e consistente relacionamento com os consumidores buscando a fidelização ao etanol.

O etanol não é um simples combustível. É um combustível especial, mais do que um combustível estratégico, deveria ser tratado como uma causa de orgulho nacional.

Desenvolver a tecnologia inovadora de plantar, colher, processar e produzir um combustível limpo e renovável merece o reconhecimento da população.

Não podemos permitir que o etanol, após tanto nadar, atravessando grandes ondas de progresso e de crises, morra na praia.

Não podemos nos esquecer que comparar o preço do etanol que é livre, com o da gasolina não faz o menor sentido, pois a gasolina tem seu preço regulado pelo governo e não acompanha as variações do mercado internacional há mais de 5 anos.

A busca de soluções passam obrigatoriamente por investimentos em estoques reguladores e maior estímulo para novos investimento no setor. Precisamos de mais 15 usinas para suprir o abastecimento do mercado até 2020.

É hora de sentarmos à mesa, com espíritos voltados para a construção de uma alternativa ganha-ganha. Onde todas as partes envolvidas devem ganhar. E para um ganhar, não é preciso destruir o outro.

Em negociação, o caminho para o sucesso é sempre a construção de um novo caminho, onde contemplem os interesses de todos os lados dentro de uma nova realidade.

Isso me faz lembrar, a famosa história árabe:

Certa vez o pai ao morrer, deixou 17 camelos para seus filhos. Sendo 50% para o mais velho, 1/3 para o do meio e a nona parte para o mais novo.

Como 17 não é divisor de um, dois, três,criou-se um grande problema. Como dividir estes 17 camelos para os irmãos. Após muito quebrar a cabeça e já quase em guerra, os irmãos resolveram buscar ajuda de uma conhecida sábia.

Após analisar bem a situação, a mulher voltou e disse: "Eu não sei se posso ajudá-los na resposta, o que posso fazer é dar mais um camelo para vocês."

Agora com um camelo a mais, os irmãos ficaram com 18 camelos, aí bingo, pensaram, 50% de 18? 9 camelos para o mais velho. 1/3 dos 18? 6 camelos para o filho do meio. A nona parte de 18? 2 camelos para o mais novo. E ao somarem, 9 + 6 + 2= 17 camelos !!!! ainda sobrou um camelo. Que foram devolver para a sábia.

Buscar uma nova forma de pensar o problema, nos ajuda a resolvê-lo.

No último dia 11/05, a Presidenta Dilma, nomeou 4 grandes empresários e ministros para a Câmara de Políticas de Gestão, Desempenho e Competitividade. Esta Câmara irá auxiliar o governo na elaboração de ações para desenvolvimento social, equilíbrio fiscal e desenvolvimento sustentável.

Os empresários são Jorge Gerdau (Gerdau), Abílio Diniz (Grupo Pão de Açúcar), e os dois outros, vejam que boa notícia, já atuaram no setor sucroenergético, inclusive tive o privilégio de atuar com ambos, Antonio Maciel Neto (Suzano) que atuou no grupo Itamarati (Usinas Itamarati) e Henri Philippe Reichstul que foi presidente da Brenco. A eles boa sorte neste grande desafio e que possam ajudar na valorização do setor.

Sempre em frente, com etanol!!!

Aparecido Mostaço

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

2-Mão de obra é desafio para setor de petróleo

Com estabilidade política e econômica e a abertura do mercado, o Brasil é um país "inevitável" para um número cada vez maior de empresas do setor de óleo e gás. Principalmente porque a Petrobras, a empresa mãe do setor no Brasil, tem um plano bilionário de investimentos do qual ninguém quer ficar de fora. Essa é basicamente a visão de Francisco Aristeguieta, diretor da área de serviços financeiros do Citibank para a América Latina e México, sobre a situação atual do país, que tem condições incomparáveis de atração de investimentos, oportunidades e desafios. "O mais difícil já se logrou, que é o modelo político e o processo fiscal estável, sem inflação", afirma.

O executivo aponta entre os desafios do país prover a indústria de engenheiros, técnicos e principalmente infraestrutura capazes de preparar tantos eventos simultâneos que vão exigir maciços investimentos como a Copa do Mundo de futebol de 2014, a Olimpíada de 2016 e o plano estratégico da Petrobras para o pré-sal. Com alguns parceiros, a estatal prevê aumentar de 2 milhões para 3 milhões de barris por dia a produção de petróleo até 2014/2015 e para 5 milhões de barris/dia em 2020. Os investimentos programados até 2014 são de US$ 224 bilhões, mas estão em fase de revisão. Somente o pré-sal da bacia de Santos vai absorver US$ 73 bilhões em investimentos até 2015, dos quais 74%, ou US$ 54 bilhões, virão da Petrobras e o restante dos seus parceiros (BG, Repsol, Galp e Shell, entre outros). "Será um desafio para o país prover todas as pessoas, os talentos, os trabalhadores e a infraestrutura para fazer tudo o que é preciso ao mesmo tempo", lembra Aristeguieta.

Michael Roberts,, chefe global do corporate banking e de crédito de capitais do Citibank, compara a situação atual do Brasil, que ele considera desafiadora, à da Noruega na década de 70, no início da exploração de petróleo no Mar do Norte. Ele lembra que na época o país nórdico encontrou as primeiras reservas e atraiu empresas que levaram tecnologia e capital.

A grande diferença com relação ao Brasil é que a Noruega é menor e com necessidades energéticas que puderam ser atendidas facilmente, permitindo a exportação de excedentes da produção de petróleo e a formação de um fundo soberano bilionário. Já o Brasil é um país gigante que descobriu grandes reservas no momento em que ainda tem um enorme mercado para ser atendido.

Os dois executivos avaliam como correta a decisão do governo brasileiro de atrair não apenas a indústria como a transferência de tecnologia para o mercado local no momento em que o país se prepara para viver um "boom" no setor. O próprio Citi começou a investir nesse nicho no país há cerca de dois anos, contratando pessoal com conhecimento sobre a indústria. Além da Petrobras, a sua carteira de clientes no Brasil conta com Odebrecht, Repsol, Chevron, El Paso, Anadarko, Baker Hughes, Transocean, Statoil, Cameron e as chinesas Sinochem e Sinopec.

Roberts compara a situação do país com a Rússia, exportador onde não há segurança regulatória e onde é difícil empresas estrangeiras operarem, e a China, que não produz o suficiente para atender a própria demanda e precisa focar na produção fora do país, para concluir que o Brasil é o melhor local para se estar. "É no Brasil que estamos dispostos a financiar mais projetos. O país tem uma série de atrativos e isso explica o êxito do aumento de capital da Petrobras."

Cláudia Schüffner

Fonte: Valor Econômico

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 33

I-NOTICIAS

1-OSX amplia encomendas e avança com licenciamento ambiental do maior estaleiro das Américas

A OSX informou hoje que fechou o primeiro trimestre de 2011 com importantes conquistas: a ampliação de sua carteira de encomendas e o avanço do licenciamento ambiental para início da construção de sua Unidade de Construção Naval - o maior estaleiro das Américas - no Complexo Industrial do Superporto do Açu, em São João da Barra (RJ).

Empresa do setor naval offshore do Grupo EBX, do empresário Eike Batista, a OSX obteve no período o pedido firme de mais três unidades de produção para atender a campanha exploratória da OGX.

Para o diretor presidente da OSX, Luiz Eduardo Carneiro, "os primeiros meses de 2011 foram marcados por eventos de grande importância para a companhia: a emissão da Licença Prévia para a UCN Açu, o pedido da OGX, empresa de óleo e gás do Grupo, para mais três navios.

Fonte: TN Petróleo

2-Após aquisição da Devon, BP anuncia interesse em explorar mais petróleo no Brasil

Fonte: TN Petróleo

Para aumentar a produção no Brasil mais rapidamente, a petrolífera britânica BP informou que não veio ao Brasil apenas para continuar o que a Devon já começou. A empresa considera o país estratégico e quer intensificar sua participação em mais blocos de petróleo. A afirmação foi feita pelo presidente da BP no Brasil, Guillermo Quintero, em encontro com jornalistas no Rio, sobre a aquisição de ativos da Devon pela BP Brasil.

3-EPE registra oferta de mais de 23 mil MW para leilões de energia

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) já cadastrou 568 projetos de geração para os leilões de energia de reserva e usinas com início de suprimento três anos após a contratação (A-3). Ao todo, os empreendimentos somam uma oferta de 23.332 de megawatts (MW) de capacidade instalada, proveniente de fonte hídrica, eólica, biomassa e gás natural.

Os dois leilões estão previstos para ocorrer em julho com o objetivo de suprir o crescimento do mercado projetado para 2014. O leilão de reserva será voltado exclusivamente para as fontes eólicas e biomassa. Enquanto o leilão A-3 estará aberto à contratação de todas as fontes cadastradas.

Foi inscrita apenas uma hidrelétrica para contratação de energia proveniente da ampliação da capacidade da usina em 450 MW. As pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) cadastradas totalizaram 41 projetos que respondem 725 MW. O cadastro da EPE também registrou 429 centrais de geração de energia eólica (10.935 MW), 81 termelétricas à biomassa (4.580 MW) e 16 termelétricas a gás natural (6.642 MW).

De acordo com a EPE, a maior parte dos empreendimentos se cadastrou para os dois leilões. O único prazo para cadastramento que ainda não foi encerrado é o de projetos termelétricos a gás natural, que vai até o dia 19 deste mês.

O maior volume da capacidade de fonte eólica foi registrado nos estados do Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Ceará e Bahia. Quase a metade do montante inscrito de termelétricas a gás natural está relacionada a projetos localizados no Rio de Janeiro e em São Paulo.

4-Florestas energéticas: uma boa alternativa

A biomassa de madeira responde atualmente por 8,7% da matriz energética mundial e 13,9% da brasileira. A oferta de biomassa florestal se dá por resíduos (florestais, industriais ou urbanos) ou plantações de florestas energéticas.

Os resíduos florestais e industriais são a maior oportunidade no curto prazo, enquanto a oferta oriunda de plantações de finalidade exclusivamente energética ainda é incipiente e está restrita a alguns países, mas tem grande potencial de desenvolvimento no longo prazo, em especial no Brasil.

A peletização diminui o teor de umidade da madeira e aumenta sua densidade, ampliando as possibilidades de comércio internacional, em face das diminuições do custo relativo do frete, de forma que o pellet de madeira é hoje a biomassa sólida para fins energéticos mais negociada no mundo.

O maior desenvolvimento desse mercado está intrinsecamenterelacionado a possíveis adoções de metas de redução de emissão de CO2 por países desenvolvidos e em desenvolvimento e deve ser impulsionado no futuro por meio do desenvolvimento de tecnologias relacionadas a gaseificação, biorrefinarias e segunda geração de biocombustíveis.

Fonte: Agência Ambiente Energia

5-ONU mostra que até 77% da energia poderá ser renovável em 2050

Fonte: Agência Estado

Até 77% da energia elétrica consumida no mundo poderá vir de fontes renováveis - como solar, eólica, hidrelétrica e biomassa - até 2050. O número poderá ser considerado um grande avanço ante a participação de só 13% dessas fontes em 2008, de acordo com um relatório divulgado nesta segunda, dia 9, em Abu Dhabi, nos Emirados Árabes Unidos, pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), da Organização das Nações Unidas (ONU).

Segundo o estudo, porém, o avanço depende de políticas públicas que ofereçam suporte para o desenvolvimento das fontes de energia limpa.

II-COMENTÁRIOS

1-Bioenergia traz um novo cenário de inovação e tecnologia

O Brasil iniciou a safra de cana-de-açúcar em meados de abril e possui hoje mais de 430 unidades produtivas espalhadas por 22 Estados, segundo a Unica (União da Indústria de Cana-de-Açúcar).

A história de sucesso que assistimos hoje reflete o processo de amadurecimento e de evolução vividos por esse setor nos últimos anos e a crescente demanda mundial por combustíveis limpos e renováveis.

O grande desafio das empresas de bioenergia é elevar sua competitividade e crescer de forma sustentável, além de reunir as competências necessárias, tangíveis e intangíveis, que garantirão novos investimentos para o aumento da produção brasileira de etanol e deenergia elétrica. Já no médio e longo prazos, entretanto, o diferencial virá do desenvolvimento de tecnologias de ruptura.

Há anos o setor busca e obtém maiores ganhos de produtividade nas áreas agrícola e industrial, mas pouco tem sido feito no desenvolvimento de novos produtos e de novas aplicações.

Processos químicos e bioquímicos inovadores permitirão o desenvolvimento de moléculas mais complexas e de maior valor agregado, de forma cada vez mais competitiva, garantindo novas aplicações em diversos setores produtivos.

Outro importante foco deve ser a busca constante por variedades de cana-de-açúcar com performances cada vez mais elevadas.

Os programas de melhoramento das variedades de cana-de-açúcar do Centro de Tecnologia Canavieira (CTC) e da Rede Interuniversitária para o Desenvolvimento do Setor Sucroalcooleiro (Ridesa), por exemplo, utilizam modernas técnicas para obter variedades mais resistentes a pragas e a doenças, além de maior produtividade agrícola.

A intensificação de parcerias entre empresas, pesquisadores e institutos gerará maior estabilidade e rendimento nas operações agrícolas e industriais. Os investimentos em pesquisa e desenvolvimento, no entanto, ainda são heterogêneos no país.

É essencial que o processo de inovação seja integrado à reflexão estratégica do setor bioenergético e que as empresas destinem recursos e energia para alavancar seu potencial de criação de valor.

Em março, a boa notícia foi o anúncio, feito pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social e pela Financiadora de Estudos e Projetos (Finep): o Paiss (Programa de Apoio à Inovação dos Setores Sucroenergético e Sucroquímico).

Essa iniciativa visa o desenvolvimento, a produção e a comercialização de novas tecnologias para a biomassa, com investimento de R$ 1 bilhão até 2014.

O desafio é fazer com que os recursos de fomento à inovação cheguem, de fato, às mãos das empresas e que todos -governo, iniciativa privada e instituições de pesquisa- trabalhem juntos em tecnologia e em gestão empresarial para que o setor de bioenergia do Brasil se transforme por meio da inovação.

Texto originalmente publicado no jornal Folha de São Paulo do dia 06/05/2011

José Carlos Grubisich - Presidente da ETH Bioenergia

2-Coppe vai monitorar desempenho do primeiro ônibus urbano movido a gás e diesel do Rio de Janeiro

A incubadora Coppe da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) informou que seus pesquisadores vão monitorar durante um ano os testes do ônibus flex urbano movido a gás e diesel do Rio de Janeiro lançado pelo Governo do Estado.

O veículo abastecido com uma média de 70% de gás natural veicular (GNV) e 30% de diesel vai emitir 20% a menos de gás carbônico que os ônibus convencionais, movidos exclusivamente a diesel. O objetivo é avaliar a viabilidade do uso do combustível nas frotas que circulam no Estado, projeto este que já foi estudado em 1985.

O monitoramento do desempenho energético do novo combustível será coordenado pelo professor do Programa de Engenharia de Transportes da Coppe, Marcio de Almeida D’Agosto, e conta com financiamento da Faperj.

Segundo o professor da Coppe, o objetivo é assegurar um transporte menos poluente, que emita menos CO2 na atmosfera, e que seja economicamente viável. “Realizamos um estudo preliminar em 2010, no qual simulamos o uso de 70% de GNV nas frotas de municípios do Rio de Janeiro, Duque de Caxias e Nova Iguaçu. O resultado mostrou que o uso desse percentual é viável do ponto de vista econômico. Por isso, estamos otimistas em relação a esse projeto”, afirmou Marcio D’Agosto.

Neste mesmo período os testes preveem o uso de índices de gás ainda maiores na composição do combustível. Segundo D’Agosto, técnicos da empresa Bosch, fabricante do sistema de injeção diesel-gás, estão otimistas e acreditam ser possível abastecer o veículo com 90% de GNV.

“Como os motores usados nos ônibus são de ciclo-diesel, de ignição por

compressão, é necessário um percentual mínimo de diesel para iniciar a queima do motor. Quanto menos diesel for necessário, maior poderá ser o percentual de gás no total da composição”, explica Marcio.

Fonte: TN Petróleo

3-Conteúdo local na exploração de petróleo será tema de palestras promovidas pelo ABS GROUP

O ABS Group, empresa fornecedora global e independente de serviços de gerenciamento de riscos e certificações do setor de óleo e gás, vai promover palestras para empresas da cadeia de óleo e gás no Rio de Janeiro. O objetivo do evento - nessa primeira edição exclusivo para convidados - será o de ampliar o conhecimento dos profissionais sobre o tema, as exigências da lei e as dificuldades do processo de certificação.

A iniciativa ocorre em momento bastante oportuno, no qual a Agência Nacional do Petróleo, Gás natural e Biocombustíveis (ANP) anun ciou a decisão de ampliar a fiscalização sobre o conteúdo nacional declarado por empresas que arremataram blocos de exploração, como a Petrobras.

“O governo, por meio da ANP, está preocupado em garantir o cumprimento da legislação, que estabelece o índice de conteúdo local contratual a ser atendido, e a ABS, que atua como certificadora credenciada na avaliação desse conteúdo, quer contribuir com o setor, abordando de forma detalhada a questão”, destaca Eugênio Singer, CEO do Grupo ABS no Brasil. Ele observa que o processo de certificação do conteúdo local terá que ser agilizado em função do pré-sal.

A multa de R$ 28 milhões aplicada, recentemente, à Petrobras, por descumprir essa legislação, demonstra a necessidade de as empresas que arremataram os blocos de exploração terem maior conhecimento sobre como ampliar o conteúdo local.

“É fundamental manter a competitividade no custo de aquisição dos equipamentos e plataformas instaladas pelo setor de petróleo no país, mas isso pode ser obtido respeitando-se a regra de conteúdo local, por meio da ampliação da participação da indústria nacional em bases competitivas e sustentáveis”, diz Singer. Para ele, esse processo deverá garantir o incremento da capacitação e desenvolvimento tecnológico local, o aumento da qualificação profissional no país, além da geração de emprego e renda no Brasil.

O ABS Group é uma das empresas credenciadas pela ANP para certificação de conteúdo local e detém grande parte do market share desses serviços no Brasil. O ABS é também uma das maiores empresas certificadoras do setor de óleo e gás no Brasil e no mundo, atuando ainda em engenharia naval, gestão e análise de risco, capacitação e treinamento e sustentabilidade.

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 32

I-NOTICIAS

1- Usina solar inaugurada

Fonte: Diário do Nordeste

A primeira usina de energia solar do País foi inaugurada pela a MPX Tauá. Agora, resta apenas a finalização da construção da rede elétrica de 13,8 KV, que ligará o empreendimento ao sistema da Companhia Energética do Ceará (Coelce); e a instalação do sistema de comunicação via satélite e da estação de medição.

A Usina Solar de Tauá possui 4.680 painéis fotovoltaicos para captar a luz do sol e convertê-la em energia elétrica. No total, o projeto possui capacidade para gerar 1 MW, suficiente para abastecer cerca de 1.500 residências. A MPX já possui autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e da Superintendência Estadual do Meio Ambiente (Semace) para expandi-la para 5MW. Entretanto, a planta prevê uma expansão ainda maior, podendo atingir 50 MW.

2-GE adquire a CONVERTEAM

A especialista em conversão de energia, Converteam anunciou a assinatura de um acordo com a GE (General Eletric), segundo o qual todos os acionistas financeiros da Converteam se comprometem a vender suas ações para a GE.

Pierre Bastid, presidente e CEO da Converteam, declarou: “A GE é a parceira ideal para a Converteam. Nossa forte posição no negócio de conversão de energia é altamente complementar para a liderança global da GE na cadeia de valor de energia. Esta transação reforçará significativamente as ambições estratégicas da Converteam, de globalizar ainda mais seus negócios, fortalecer sua capacidade de atuação mundial e se tornar protagonista industrial de referência. Também ajudará a Converteam a adquirir a força e o alcance necessários para competir em grandes contratos internacionais. Estamos ansiosos pelas excelentes ofertas de conversão de energia que esta parceria trará para os nossos clientes, assim como pelos benefícios únicos que ela gerará para os nossos funcionários”.

John Krenicki, vice diretor e presidente da GE e CEO da GE Energy, acrescentou: “Soluções elétricas completas, de alta eficiência representam uma mega tendência em todo o cenário energético mundial. Nossos clientes nas indústrias chave demandam soluções mais confiáveis, eficientes e flexíveis a fim de aumentar sua competitividade. As pessoas de classe mundial e os produtos e serviços de conversão de energia da Converteam se conectam às diversas peças do nosso portfólio e nos permitirá oferecer soluções integradas aos nossos clientes.”

3-Petrobras vai lançar licitação para mais quatro FPSOs

Fonte: Redação TN Petroleo

A Petrobras deverá lançar ainda neste ano licitação para a compra de quatro navios-plataformas do tipo FPSO para operarem em áreas da cessão onerosa. A afirmação foi feita pelo presidente da PETROBRAS José Sérgio Gabrielli em coletiva durante a Offshore Technology Conference (OTC) 2011.

4-REUNIAO DE DIRETORIA DA FINEP

A diretoria da FINEP aprovou um documento que sugere mudanças na estrutura do Marco Legal Regulatório do Sistema Nacional de C,T&I. O texto apresenta mais de 10 propostas de alteração legislativa, de forma a garantir maior integração e eficácia dos seus instrumentos de apoio financeiro a projetos inovadores. A proposta está fundamentada em três pilares básicos: revisão dos instrumentos do FNDCT voltados a empresas, definição mais clara e ampla para mecanismos de financiamento que ainda possuem insegurança jurídica (como o de Subvenção Econômica) e uma orientação definitiva sobre a divisão orçamentária e a cooperação entre ICTs e empresas.

5- OTC 2011

Estivemos na Feira de Petróleo , que segundo estimativas contabilizaram mais de 1200 brasileiros , uma delegação de pequenas e medias empresas organizada pelo SEBRAE/ONIP/FIRJAN e uma delegação de empresas de grande porte organizada pelo Consulado Americano.

A presença da Petrobras foi marcante com expressiva presença de profissionais do CENPES, TRANSPETRO, E&P, PETROBRAS INTERNACIONAL e PETROBRAS AMERICA.

As apresentações da Petrobras durante a Feira foram destaque, especialmente as do Carlos Tadeu/Gerente Executivo do CENPES e do Presidente da Petrobras Jose Gabrielli.

II-COMENTARIOS

1- COMPERJ

O ciclo dinâmico da economia brasileira, especialmente do setor petróleo, e a vizinhança do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) criaram um novo polo de atração de indústrias no município de São Gonçalo, região metropolitana da capital fluminense. Em uma área deteriorada do bairro de Guaxindiba, à margem da rodovia BR-101, 15 empresas já instaladas ou em instalação projetam investir R$ 376 milhões até 2015 e se organizam para melhorar a infraestrutura local.

São Gonçalo é a segunda cidade mais populosa do Estado do Rio de Janeiro e funciona principalmente como dormitório de trabalhadores pobres. O Complexo Industrial e Empresarial de São Gonçalo (Ciesg) nasce em um terreno histórico para a cidade que abrigou de 1932 a 1986 a fábrica de cimento Mauá, que tinha ferrovia e canal de navegação próprios, mas até hoje não tem água encanada.

Fechada, a cimenteira deixou de herança no local algumas fábricas do ramo, como a Kerneos (cimento refratário) e a Chryso (aditivos para cimento), e um terreno plano de 7,5 milhões de metros quadrados, adquirido em meados da década passada por dois investidores. É na área de 2,5 milhões de m2 à esquerda da BR-101 para quem está indo em direção ao norte do Estado que está hoje a maior concentração de empresas e onde está sendo formalizada a criação do Ciesg.

"Em 2006, quando já havíamos adquirido a área, surge a notícia da instalação do Comperj que abriu novas perspectivas para o projeto", conta Ricardo Campos, diretor da Sirisa Participações e Investimentos, dona da área. Campos disse que precisou se associar a um investidor francês para viabilizar o projeto que ele batizou de Tecnopark Barão de Mauá, onde, segundo ele, está investindo R$ 13 milhões. Outra área, de 5 milhões de m2, foi comprada por um investidor da capital fluminense.

O traçado da estrada que vai ligar o Comperj ao terminal que a Petrobras construirá na localidade de Praia da Beira, embrião de um futuro porto de barcaças, a cerca de 6 quilômetros do Ciesg vai, vai passar pelo terreno do complexo, mas Campos não lamenta a perda de área. Ao contrário, fecha os olhos e sonha com uma espécie de Houston brasileira na terra do cantor e compositor Seu Jorge, com todo o trajeto da rodovia margeado de indústrias do setor petróleo. Ele já planeja a desobstrução do canal de 1.350 metros ligando a área do complexo à baía de Guanabara.

Por enquanto, não é o Comperj que está povoando o Ciesg. O maior fluxo vem do setor petróleo, mas da área de exploração de óleo e gás no mar (offshore). A Logshore, uma das líderes do processo de organização do complexo, foi a primeira a se estabelecer no terreno. "Aqui era uma área de 'desova' de cadáveres. Compramos o terreno a R$ 1 o m2, e já está custando R$ 200", relata Renato Temperini, diretor da Logshore, empresa que é também concessionária do porto de Niterói, hoje totalmente especializado no apoio a Offshore.

Com cem empregados, a Logshore está investindo R$ 52 milhões, ampliando o parque de tubos e equipamentos para empresas que operam na bacia de Campos (RJ). Temperini explica que, embora mal urbanizada e sem água encanada (as empresas perfuram poços para se abastecerem), a área possui gás canalizado e fibra ótica, além de energia elétrica.

Em março os empresários da área reuniram-se com o vice-governador Fernando Pezão, que é também secretário de Obras, e receberam a promessa de agilizar o abastecimento de água que beneficiará também os 40 mil habitantes pobres dos bairros da área.

As empresas querem que o município faça melhorias na região e estenda às empresas do Ciesg benefícios fiscais praticados em outras áreas da cidade, como a redução da alíquota de 5% do Imposto sobre Serviços (ISS). O secretário de Desenvolvimento de São Gonçalo, Adolpho Konder, que vem sendo o contato dos empresários com o município, foi procurado mas não respondeu aos recados deixados.

Apesar da vocação petrolífera, o maior investimento programado vem do setor de fármacos e equipamentos médicos. A B. Braun, multinacional que tem fábrica em outro bairro de São Gonçalo (Arsenal), vai aplicar € 100 milhões (R$ 230 milhões). A Aliança (grupo Ficher), está investindo R$ 40 milhões e a Brasco (Wilson Sons) investe R$ 30 milhões.

Fonte: Valor Econômico/Chico Santos

2- TRANSIÇÃO NO COMANDO DA VALE

A transição de comando na Vale começou há duas semanas. Nesse período, o novo presidente executivo da mineradora, Murilo Ferreira, tem dado expediente diário na empresa, do início da manhã ao final da tarde. Ele está instalado numa sala do 19º andar, o mesmo onde despacha Roger Agnelli, que lhe foi cedida pelo presidente do conselho de administração da empresa, Ricardo Flores, para que possa receber pessoas e se reunir com os diretores-executivos para se informar sobre os negócios da companhia. No dia 20/05, sexta-feira, Agnelli deixa a presidência da Vale pela manhã e Ferreira assume em seguida.

No fim da semana passada, ocorreu a primeira baixa na diretoria da Vale, com a saída de Carla Grasso, diretora-executiva de Recursos Humanos e Serviços Corporativos. Por vontade própria, depois de chegar a um acordo com a empresa, a executiva deixou a mineradora onde trabalhava desde 1997, logo depois que a Vale foi privatizada.

Durante essa fase de transição, o convívio entre os "dois presidentes" da Vale - o que vai sair e o que vai entrar - tem sido cordial, mas pouco se cruzam, segundo testemunhas. As salas que ocupam no 19º andar ficam em extremos opostos. Ferreira é discreto e não se manifesta em relação aos assuntos da companhia, pois Roger ainda é o presidente.

O foco do novo presidente nessas idas a Vale, segundo fontes próximas, tem sido o contato com a diretoria-executiva para se atualizar dos assuntos da empresa, da qual saiu em 2008, e avaliar como funciona a nova estrutura funcional da diretoria. No ano passado, Agnelli fez uma grande alteração nessa estrutura. Foram muitas as mudanças nas funções dos executivos. Alguns diretores tiveram suas funções completamente alteradas, como o caso de José Carlos Martins, que respondia pelas operações de minério de ferro e passou a cuidar da área de marketing, vendas e estratégia.

Ferreira pretende verificar se esse modelo de gestão operacional está funcionando e se os executivos se adaptaram bem às novas funções. Caso contrario, mesmo antes de pensar em nomes para a diretoria, terá que fazer mudanças na estrutura.

O convívio recente vem sendo bom para Ferreira conhecer os novos diretores. Muitos deles são desconhecidos do presidente nomeado, como Guilherme Perboyre Cavalcanti, que substituiu Fábio Barbosa na direção executiva de Finanças e Relações com Investidores, Eduardo Jorge Ledsham, diretor-executivo de exploração, energia e projetos, e Mário Alves Barbosa Neto, de fertilizantes. Do tempo em que Murilo era diretor da Vale, só restam no time de executivos José Carlos Martins e Tito Martins.

Fonte: Valor Econômico Vera Saavedra Durão

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 31

I- NOTICIAS

1-Bacia do Ceará tem 11 blocos na licitação da ANP

Está marcada para o segundo semestre deste ano a nova rodada de licitação de áreas para exploração de Petróleo. São 174 blocos em todo o País, 11 dos quais são na bacia do Ceará, identificada com promissor potencial petrolífero

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) recebeu a autorização do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para realizar a 11ª rodada de licitação para blocos exploratórios de petróleo.

A Bacia do Ceará vai participar com a oferta de 11 blocos no mar - em águas profundas -, com o total de 7.388 quilômetros quadrados (km²). O bônus mínimo previsto, no caso da bacia do Ceará, é de R$ 47 milhões.

A licitação está prevista para acontecer em setembro de 2011, conforme o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão.

Tecnicamente, são 11 blocos no setor SCE-AP-3 (projeção da sub-bacia de Mundaú em águas profundas), informou a assessoria de imprensa da ANP. A bacia do Ceará é de nova fronteira, localizada na margem equatorial brasileira. Tem potencial para descoberta de óleo leve.

A área cearense está entre as dez bacias brasileiras responsável pela produção de petróleo e gás do País. Possui quatro campos produtores de petróleo: Xaréu, Curimã, Espada e Atum.

Os volumes originais nestes campos foram estimados em 71,8 milímetro cúbico (mm3) de óleo e 5.808,2 mm3 de gás.

Em fevereiro, a produção na bacia do Ceará foi de 6.226 barris por dia (bbl/dia) de petróleo e 81 (mm³/dia) de gás, totalizando 6.737 barris de óleo equivalente por dia (boe/dia). A bacia do Ceará possui vários indícios de petróleo e gás em dezenas de poços.

No País

A estimativa da ANP é de arrecadar, pelo menos, R$ 200 milhões com os bônus de assinatura pago pelas empresas. A 11ª rodada é a primeira com o novo modelo de contrato de concessão que ainda será divulgado pela ANP.

Serão licitados 174 blocos divididos em 17 setores em nove bacias sedimentares. São cerca de 122 mil km², somados terra e mar. Se todos os blocos forem arrematados, a área exploratória brasileira terá um crescimento de 40%, informou a ANP.

(Fonte: Folhapress)

2-Petrobrás inaugura 2ª plataforma totalmente construída no Brasil

A Petrobrás realiza no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ), a cerimônia de batismo da P-56, semissubmersível que será instalada no módulo 3 do campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos. Esta será a segunda unidade da Petrobrás construída totalmente no Brasil, nos mesmos moldes da P-51, entregue em 2008.

A plataforma tem capacidade para produzir 100 mil barris por dia de óleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás diariamente. A previsão é de que a plataforma siga no início de junho para o local onde será instalada e inicie a operação no final de julho ou início de agosto. Serão conectados à P-56 19 novos poços, (nove produtores e dez injetores), além de dois poços a serem remanejados do FPSO Marlim Sul. O primeiro deverá produzir cerca de 15 mil barris de óleo por dia.

Contratada por US$ 1,2 bilhão junto ao consórcio Keppel Fels Brasil/ Technip em outubro de 2007, a unidade teve a maior parte de sua construção realizada no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ). Ao preço total da plataforma, foram acrescidos outros US$ 300 milhões referentes a dois outros contratos, sendo um relativo ao fornecimento e montagem dos módulos de compressão de gás, com a Nuovo Pignone, e outro para fornecimento, montagem, operação e manutenção dos módulos de geração elétrica, a cargo da Rolls-Royce Energy e UTC.

A P-56 é um clone da P-51, instalada também de Marlim Sul, e por isso foi contratada pelo mesmo estaleiro que fez a obra da primeira, sem licitação. Também a exemplo da P-51, o casco foi construído pela Nuclep.

3-Superpesa inicia construção de três navios do Promef

O primeiro dos três navios do tipo bunker encomendados pelo Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef) começou a ser construído pelo estaleiro Superpesa, do Rio de Janeiro. O início das obras, celebrado com o corte da primeira chapa de aço, representa a estreia do Superpesa no Promef, que já mobiliza os estaleiros Ilha S.A (Eisa), Atlântico Sul (EAS) e Mauá, e prevê a encomenda de 49 embarcações.

Os navios encomendados ao Superpesa terão como função abastecer outras embarcações e, por isso, são projetados com dispositivos para aumentar a capacidade de manobra e atracação lateral. Com 91,85 metros de comprimento e calado de 4,5 metros, cada navio bunker terá capacidade para armazenar até 4 mil metros cúbicos de óleo combustível e/ou óleo diesel.

Ao todo, serão utilizadas 3,6 mil toneladas de aço para a construção dos três navios. As duas primeiras embarcações serão lançadas ao mar em 2012 e a última, em 2013. O contrato com o estaleiro é de R$ 110,5 milhões e, ao longo das obras, serão gerados 500 empregos diretos e dois mil indiretos.

4-Infraestrutura limita petróleo do Iraque

Com o barril de petróleo cotado a mais de US$ 100, um gargalo nas exportações no Iraque vem impedindo que parte da produção do país, ampliada recentemente, chegue ao mercado.

Devastada por anos de guerra e sanções internacionais, a infraestrutura no sul do Iraque não consegue dar conta da crescente produção em campos da região, onde BP PLC, Exxon Mobil Corp, Eni SpA e Royal Dutch Shell PLC conseguiram aumentar a produção entre 10% e 20% com a modernização de poços existentes e a perfuração de novos poços.

A US$ 112 o barril, a cotação do petróleo está pouco abaixo do recorde recente - graças à instabilidade política no Oriente Médio e ao cessar das exportações da Líbia. O petróleo adicional do Iraque poderia atenuar um pouco a pressão sobre os preços.

Hoje, o Iraque exporta 2,1 milhões de barris de petróleo por dia. Só que portos no sul do país podem processar apenas 1,8 milhão de barris por dia para exportação. O restante da produção de petróleo é exportado por oleodutos que atravessam a Turquia e vão dar no Mar Mediterrâneo.

Até o fim do ano que vem, o Iraque quer aumentar esse volume para 4,5 milhões de barris. A menos que dê para aumentar a capacidade nos portos do sul, devastadados 30 anos atrás durante a guerra Irã-Iraque e nunca reconstruídos, muito desse petróleo não terá como sair dali. Se pudesse escoar tudo o que produz, o Iraque seria o terceiro maior exportador de petróleo bruto do mundo, atrás apenas da Arábia Saudita, que exporta mais de 6 milhões de barris por dia, e da Rússia, que exporta 4,8 milhões de barris por dia.

O Iraque está correndo para construir novos oleodutos e instalações de armazenagem de petróleo para que a capacidade de exportação siga o ritmo do aumento da produção.

Fonte: Hassan Hafidh, The Wall Street Journal

II- COMENTARIOS

1-Produção pode ser reforçada em águas profundas

O gerente geral da Petrobras no Rio Grande do Norte e Ceará, Joelson Falcão Mendes, informou que a empresa deverá iniciar a exploração em águas profundas no Rio Grande do Norte no segundo semestre de 2011. O projeto foi antecipado por ele à TRIBUNA DO NORTE, em janeiro deste ano, ocasião em que não havia, porém, especificado quando começaria a concretizar a “campanha exploratória”. A investida se soma a outras da companhia para recuperar a produção de petróleo e gás na bacia potiguar, que, principalmente para o gás, vem declinando nos últimos anos.

O valor do investimento e estimativas sobre o potencial dos blocos de exploração ainda não foram revelados pelo executivo. No Ceará, entretanto, onde também são previstas incursões em águas profundas, com a perfuração de dois poços em 2011, o desembolso é estimado em pelo menos R$ 100 milhões, segundo informações do jornal O Povo. No Rio Grande do Norte, a previsão é perfurar um poço. E para discutir o impacto ambiental do projeto, a estatal deverá realizar audiência pública no próximo sábado, no município de Areia Branca.

“Nosso trabalho em terra é extremamente importante. Mas nós temos muita esperança de conseguir mudar de patamar no mar. Tanto em águas rasas, quanto em águas profundas, quanto em águas ultraprofundas”, disse Mendes, em entrevista anterior, ao comentar investimentos na exploração marítima nas regiões Norte e Nordeste.

Exploração que promete e é também cara. O custo médio de um poço de petróleo gira em torno de R$ 10 milhões em águas rasas e em terra fica na casa do R$ 1 milhão. Em águas profundas, o custo médio gira em torno de R$ 50 milhões. O custo dos equipamentos é um peso a mais. O aluguel de uma plataforma para perfurar em águas rasas sai por US$ 75 mil por dia.

2-Sem pré-sal, leilão de exploração de petróleo será em setembro

O governo finalmente aprovou a realização da 11ª rodada de licitação de blocos exploratórios de petróleo e gás natural proposta pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A decisão foi divulgada pelo ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, depois de reunião extraordinária do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Falta agora apenas a assinatura da presidente Dilma Rousseff para oficializar a decisão.

O leilão vai oferecer 174 blocos para exploração (87 em terra e 87 em mar) distribuídos por nove Estados. A apresentação das propostas pelas empresas interessadas deve ocorrer dia 12 de setembro. Até dezembro, o governo quer ter os contratos assinados.

A área total dos blocos licitados atinge 122 mil quilômetros quadrados em terra e mar. Segundo a ANP, se todos os blocos forem arrematados, a área exploratória brasileira, hoje de 314 mil quilômetros quadrados, terá um crescimento de 40%. No total, incluindo os campos em produção e desenvolvimento, a área sob concessão soma 338 mil quilômetros quadrados.

O novo leilão será dividido em nove bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. O leilão não tem relação com as grandes reservas da região do pré-sal, uma vez que a exploração delas ainda depende da publicação do novo marco regulatório do setor e da definição dos royalties de exploração.

Segundo Lobão, a publicação do pré-edital e da minuta dos contratos de concessão está prevista para o dia 3 de junho. No dia 9 de junho, sai o edital definitivo.

A reunião do CNPE também incluiu discussões sobre estímulos para que pequenos e médios produtores de petróleo e gás natural do país possam entrar no mercado, que hoje é praticamente uma exclusividade da Petrobras. Segundo Lobão, o objetivo é criar oportunidades de negócios para que as empresas de menor porte aumentem a participação na produção, o que poderia ocorrer, por exemplo, com incentivos para acordos de cooperação entre essas empresas.

O ministro disse que o Brasil deverá tomar a produção de petróleo nos Estados Unidos como referência. Lá existem 23 mil petrolíferas de pequeno e médio porte que respondem por 40% de toda a produção do país, o que corresponde a 7,5 milhões de barris por dia. "No Brasil, são 25 pequenas empresas."

O diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, acredita que a nova rodada de licitações deve arrecadar, no mínimo, com bônus de assinatura, R$ 200 milhões. O bônus mínimo mais caro foi fixado para os 11 blocos marítimos na Foz do Amazonas, no valor de R$ 55 milhões cada bloco, e o mais barato, de R$ 4 milhões, para os blocos em terra na bacia do Espírito Santo.

A 11ª rodada será a primeira a ser feita com o novo modelo de contrato de concessão, a ser divulgado pela ANP depois da compilação das sugestões colhidas durante a audiência pública realizada no dia 20 de abril. A agência já antecipou alguns passos necessários para a realização de uma licitação, entre eles a colocação de uma minuta do contrato de concessão em consulta pública. Haroldo Lima estima que em mais uma semana a diretoria da ANP vai apresentar o pré-edital do leilão. "Já adiantamos bastante o processo."

Lima disse que a área destinada à exploração de petróleo e gás no Brasil está caindo "preocupantemente" e a decisão do CNPE de autorizar a nova rodada vai minorar o problema. Segundo ele, as áreas a serem licitadas "estão despertando interesse de grandes empresas, já que existem indícios de se repetirem em águas profundas no Ceará e Pará-Maranhão descobertas feitas no offshore de Gana e Costa do Marfim." Sobre a decisão de a ANP oferecer de forma permanente, de seis em seis meses, áreas em bacias maduras que não estejam sob concessão, sem a necessidade de aprovação prévia do CNPE, Lima afirmou que "nesse caso poderemos identificar interessados e fazer o leilão, é um horizonte absolutamente novo".

Entre as medidas mais importantes da reunião do CNPE, pelo menos no que diz respeito às empresas menores, está a decisão de permitir o acesso a uma linha de financiamento, a adequação do regime aduaneiro especial de exportação e importação de bens destinados a essa indústria (Repetro) às necessidades das empresas menores, e a simplificação do contrato de concessão.

Ao comentar os estímulos propostas para que pequenos e médios produtores de petróleo e gás natural do país possam entrar no mercado, o secretário de Petróleo e Gás Natural do ministério, Marco Antonio Martins de Almeida, disse que o primeiro passo foi dado ontem, com a criação do critério de classificação. Ficou decido que uma pequena empresa é aquela que produz até 500 barris de petróleo por dia. As de médio porte são aquelas com volume entre 500 e 2 mil barris diários. Acima disso, estão as companhias de grande porte.

Fonte: Valor Econômico

3-EPE: potencial eólico no País equivale a 30 ´Itaipus´

O Brasil tem potencial para gerar até 300 mil megawatts (MW) de energia elétrica a partir de parques eólicos, estima o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim. O potencial mapeado no País seria equivalente a 143 mil MW, segundo ele. "Para efeito de comparação, a usina hidrelétrica de Itaipu tem capacidade de 14 mil MW. Ou seja, o potencial eólico seria equivalente a 10 Itaipus. Mas com os geradores mais modernos que temos hoje, estimamos que a capacidade poderia chegar a 300 mil MW, ou 30 usinas de Itaipu", disse Tolmasquim.

Ele defendeu a construção de usinas hidrelétricas, mesmo em regiões com ecossistema sensível, como a Amazônia. Segundo Tolmasquim, é possível criar contrapartidas ambientais, que permitiriam recuperar áreas degradadas e ainda obter a geração elétrica para o desenvolvimento do País. Tolmasquim lembrou que 60% do potencial hidrelétrico brasileiro estão na região amazônica. "Há um preconceito contra as hidrelétricas. É possível conciliar a construção de usinas com a preservação do meio ambiente. Algumas vezes, há como exigir na construção a recuperação de áreas degradadas", disse.

O presidente da EPE contou ainda que o Brasil tem o terceiro maior potencial mundial para construção de hidrelétricas, ficando atrás só da China e da Rússia. Mas o País utilizaria atualmente apenas um terço desse potencial. "A energiahidrelétrica é uma energia limpa e altamente competitiva", defendeu.

Fonte: Agência Estado