I- NOTICIAS
1- Descoberta Gigante da Repsol Sinopec
O pré-sal da bacia de Campos é conhecido pela Petrobras, onde já foram perfurados inclusive poços secos. Mas apesar do trabalho já realizado pela estatal na região, o nível de conhecimento e as possibilidades da área ainda são insuficientes.
Trata-se da terceira descoberta anunciada no mesmo bloco. As primeiras foram Seat e Gávea. Este último, onde foram encontrados dois reservatórios, foi anunciado em 2011 pela Repsol como uma das dez principais descoberta do mundo no ano passado, sem esclarecer o ranking ao qual se referia. A multinacional informou que os testes de produção permitiram a produção de 5 mil barris de óleo leve e 807.349 metros cúbicos de gás por dia, limitados pelo equipamento utilizado na operação.
A espanhola é operadora da área com 35%, tendo como sócios a norueguesa Statoil (35%) e a Petrobras (30%), que opera os maiores reservatórios do pré-sal brasileiro. Repetindo um comportamento que está virando praxe, a Repsol Sinopec não deu detalhes adicionais, informando apenas que não tinha um porta-voz ontem para dar explicar a nova descoberta.
Com isso não é possível entender algumas questões importantes como se foram encontrados três reservatórios diferentes no bloco BM-C-33 ou se o Pão de Açúcar é uma extensão do Gávea, por exemplo. Também não foi informado a distância entre os três poços perfurados no bloco e nem a profundidade perfurada no poço Pão de Açúcar, onde a plataforma Stena Drill Max estava estacionada em uma lâmina d'água de 2.788 metros.
O Valor apurou que ainda é cedo para afirmar se as descobertas pertencem ao mesmo reservatório, já que ainda está sendo avaliada a possibilidade de conectividade entre as áreas perfuradas.
Em um comunicado para investidores, o presidente da Statoil no Brasil, Kjetil Hove, disse que a descoberta é importante para os planos da companhia norueguesa no país. "A Statoil tem ambições claras para crescer no Brasil através de novas oportunidades de exploração. A descoberta Pão de Açúcar passará a ser um elemento importante em nossas ambições de crescimento", declarou o executivo.
A Statoil também informou a seus investidores que trata-se da sexta descoberta de alto impacto para a companhia nos últimos doze meses. A multinacional norueguesa considera de alto impacto as descobertas que correspondam a um volume superior a 250 milhões de barris de óleo equivalente (boe) ou aquelas que correspondam a uma fatia de 100 milhões boe líquidos para a Statoil.
Fonte: Valor Econômico/Por Cláudia Schüffner | Do Rio
2- Technip firma contrato com a Petrobras para fornecimento de soluções tecnológicas
Fonte: Redação TN Petróleo
O contrato prevê a fabricação de 24 quilômetros de linhas flexíveis de injeção de gás de 6 polegadas, classificado para 552 bar (7.850 £ força por polegada quadrada). As linhas de injeção serão usadas para reinjeção do gás produzido no reservatório, de acordo com as novas regulamentações ambientais do Brasil.
Os dutos serão fabricados na Technip do Brasil e entregues em dois lotes, o primeiro em 2012 e o segundo no primeiro trimestre de 2013.
"Esta solução inovadora desenvolvida pela nossos tecnicos franceses e brasileiros de P&D leva a Technip a atender aos requisitos de corrosão e fadiga, o que aumentou com a evolução dos campos do pré-sal. O nosso sucesso neste projeto demonstra a posição da tecnologia Teta Clip que resiste à alta pressão interna destes dutos. Esta solução justifica nossos investimentos na construção de nossa nova planta de flexíveis no Superporto de Açu, em São João da Barra, no norte do Rio de Janeiro, que será capaz de fabricar este tipo de produtos high-end", declarou o vice-presidente executivo e COO Subsea da Technip, Frédéric Delormel.
3- No futuro, exploração de petróleo poderá dispensar plataforma
A Petrobras está em busca de novos sistemas de produção de petróleo, mais simples e compactos, de custos menores e maior produtividade. Essa combinação é fundamental para exploração cada vez mais distante da costa e em águas ultraprofundas no pré-sal brasileiro. O gerente-executivo do Centro de pesquisas Leopoldo Miguez (Cenpes), da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, disse que as pesquisas buscam simplificar os sistemas, reduzindo o número de equipamentos em cima das plataformas.
O objetivo é instalar verdadeiras fábricas submersas no fundo do mar, com custos menores, produção maior e menos impacto ambiental. Uma das novidades é o Separador Submerso de Água e Óleo (SSAO). O primeiro equipamento está sendo instalado para testes no Campo de Marlim (Bacia de Campos). Para muitos, é o primeiro passo para se produzir petróleo sem plataforma. O SSAO fica instalado no fundo do mar, e substitui os separadores em cima das plataformas.
A Petrobras duplicou o Cenpes, na Ilha do Fundão, no Rio, para desenvolver tecnologias, principalmente para o pré-sal. Para Carlos Tadeu, é fundamental desenvolver sistemas simples e de menor custo, porque considerando as atuais reservas do pré-sal de 15 bilhões de barris, cada US$ 1 de redução nos custos de exploração, traz economia de US$ 15 bilhões.
O SSAO foi desenvolvido para a Petrobras em parceria com a FMC Tecnologies, uma das gigantes fabricantes de equipamentos submarinos para o setor. O primeiro SSAO desenvolvido no novo Centro Tecnológico da FMC, no Parque Tecnológico da Cidade Universitária, fará em breve testes no Campo de Marlim e será conectado a um dos poços da plataforma P-37.
O equipamento pesa 407 toneladas, fica no solo marinho e separará óleo, gás e água. O petróleo, ao sair dos poços, é separado no SSAO e pode ir para um navio-tanque ou oleoduto. O SSAO traria ganhos ambientais ao reduzir emissões de gás carbônico.
"Estamos com o pé no acelerador para fazer uma nova geração de sistemas de produção de petróleo, tendo como meta minimizar (reduzir) tudo que existe em cima do mar (plataforma)", explicou Paulo Couto, vice-presidente de Tecnologia da FMC Technologies, para quem o SSAO pode ser um primeiro passo para produção sem plataformas. "A direção é essa. Mas é difícil saber se no futuro teremos plataformas menores, desabitadas, ou sistemas no fundo do mar e só navios para armazenar petróleo. Está se caminhando para isso."
Tecnologias para reduzir prejuízos ao perfurar poços
Aumentar a produção de forma mais eficiente também é preocupação da Baker Hughes, outra gigante internacional que instalou seu centro tecnológico para toda América Latina no Parque Tecnológico no Fundão.
"Um dos desafios tecnológicos é que a perfuração de um poço no pré-sal consiga atravessar uma camada de sal de dois quilômetros", disse César Muniz, diretor da Baker Hughes.
A Petrobras pretende adquirir um veículo autônomo, o Autonomous Underwater Vehicles (AUV), que trafega no fundo do mar com câmaras, comandos à distância, manda imagens e é capaz de fazer intervenções nos equipamentos. Desenvolvido pelo Cenpes, está em testes no pré-sal da Bacia de Santos um equipamento inédito que separa o gás carbônico do gás e o reinjeta nos poços.
Estudar reservatórios é a linha do Centro de Pesquisa e Geoengenharia da Schlumberger, no Parque Tecnológico do Fundão. Com tecnologias avançadas, pode-se evitar que a perfuração de um poço, que custa de US$ 50 milhões a US$ 70 milhões, não seja um tiro certeiro. Hoje, corre-se o risco de esse investimento ir pelo ralo, se o poço estiver seco .
Fonte: Gazeta do Povo,PR
4- Petrobras registra aumento de 2,6% na produção de petróleo e gás natural em janeiro
Fonte: Agência Brasil
A Petrobras informou que a sua produção média de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior totalizou 2,73 milhões de barris de óleo equivalente por dia em janeiro. O volume é 2,6 % maior do que o registrado em janeiro de 2011 e 0,5 % superior ao de dezembro.
Nos campos brasileiros, a produção alcançou 2,49 milhões de barris de óleo equivalente por dia, com aumento de 2,8% na comparação com janeiro passado e de 1% em relação a dezembro. A produção exclusiva de óleo no país chegou a 2,11 milhões de barris por dia, 2% a mais do que em janeiro de 2011 e 1,2% acima do total de dezembro.
Segundo a Petrobras, o aumento da produção foi resultado da entrada em produção de poços nas plataformas P-57, no Campo de Jubarte, P-56, no Campo Marlim Sul, e do Teste de Longa Duração de Aruanã, no pós-sal da porção sul da Bacia de Campos.
A produção de gás natural dos campos nacionais atingiu 60,4 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 7,6% ante janeiro de 2011. Em relação a dezembro, houve estabilidade.
II- COMENTÁRIOS
1- Sem aumento da gasolina e do diesel, Petrobras terá novas perdas
O primeiro foi a entrevista do ex-presidente da empresa José Sergio Gabrielli, na qual ele ponderou a necessidade de reajuste dos combustíveis no mercado doméstico.
O segundo foi a divulgação do fraco resultado da empresa no quarto trimestre de 2011, deixando claro o dano que a política de subsídio velado ao preço dos combustíveis causa à empresa.
O lucro líquido da estatal naquele trimestre atingiu apenas R$ 5,05 bilhões, 52,4% inferior ao do quarto trimestre de 2010, que foi de R$ 10,6 bilhões.
Parte significativa da piora veio da área de abastecimento, cujo prejuízo atingiu R$ 4,4 bilhões no quarto trimestre de 2011, ante lucro de R$ 1,4 bilhão no mesmo trimestre de 2010.
A transformação de lucro em prejuízo se deve ao fato de a empresa vender gasolina e óleo diesel no mercado doméstico por preços abaixo dos do mercado externo.
Em 2011, o forte aumento do consumo de gasolina C (que cresceu 24%, ante 2,7% do PIB) fez com que a empresa aumentasse em 300% suas importações desse combustível, uma vez que a capacidade de refino do país está esgotada.
Para 2012, não existe expectativa de melhora nesse cenário, sendo esperado novo aumento das importações, e, consequentemente, novo prejuízo para a Petrobras.
Em 2011, o consumo aparente de gasolina A ficou em 165 milhões de barris, e as importações atingiram 13,8 milhões de barris, gerando dispêndio de R$ 3 bilhões à Petrobras.
Ao vender esse volume de gasolina no mercado doméstico a preços abaixo dos do mercado internacional, a Petrobras registrou perda de R$ 655 milhões.
Para 2012, com o preço fixo no mercado doméstico, estima-se que as perdas poderão atingir R$ 2,2 bilhões.
No caso do diesel, as importações custaram R$ 13,8 bilhões. Como o subsídio, a Petrobras registrou perda de R$ 3,1 bilhões.
Para 2012, estima-se que o volume de importações de diesel gere dispêndio de R$ 17,5 bilhões.
Caso o preço do diesel se mantenha congelado no mercado doméstico, as perdas da Petrobras atingiriam R$ 3,9 bilhões.
Assim, a perda com a venda subsidiada de gasolina A e de diesel importados saltaria de R$ 3,7 bilhões em 2011 para R$ 6,1 bilhões em 2012 (aumento de 65%).
Esse cenário de aumento de importações de gasolina e de diesel tende a se manter nos próximos anos. A única forma de conter esse consumo e, consequentemente, das importações, seria a elevação dos preços dos combustíveis, o que parece pouco provável diante das declarações da nova presidente da empresa. A conferir.
* Artigo publicado originalmente na Folha de S.Paulo
Adriano Pires
Diretor do CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura)
2- Governo pretende consolidar etanol como o principal combustível de veículos leves
27/02/12 - O governo federal anunciou ontem a elaboração de um plano com o objetivo de consolidar o etanol como principal combustível usado pela frota de veículos leves. Para isso, pretende aumentar o plantio de cana no País entre 2012 e 2015, com a disponibilização de recursos por meio do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social), poupança rural, entre outras fontes.
O Plano Estratégico do Setor Sucroalcooleiro para os próximos quatro anos foi elaborado com base na manutenção da mistura de 25% de etanol anidro à gasolina e visa abastecer entre 50% e 55% da frota de veículos leves com etanol hidratado.
"O plano pretende propiciar as condições necessárias para atrair investimentos privados e, desta forma, a retomada de crescimento do setor sucroalcooleiro", afirma o secretário de Produção e Agroenergia, Gerardo Fontelles.
Uma das medidas a serem adotadas será o incentivo da renovação de 6,4 milhões de hectares de cana-de-açúcar até 2015, ao custo de R$ 29 bilhões. Balanço divulgado pela Conab (Companhia Nacional de Abastecimento) em dezembro de 2011, apontou que em todo o Brasil já tinham sido colhidos 8,3 milhões de hectares de cana na safra atual, que ainda não terminou.
Ampliação
O governo pretende ainda investir R$ 8,5 bilhões em 1,4 milhão de hectares para atender a capacidade instalada das usinas, que estão atuando abaixo de sua capacidade máxima. A meta anual é de ampliar os canaviais em 355 mil hectares, com valor estimado em R$ 2,1 bilhões.
A estimativa é de que até 2015 seja necessário ampliar as áreas de canaviais em 3,8 milhões de hectares, o que custaria R$ 23 bilhões.
Estocagem
O governo informa que propôs uma linha de financiamento à estocagem de etanol para que as usinas produtoras possam distribuir a produção ao longo do ano.
A medida poderá diminuir as flutuações de preços e garantir o abastecimento estável do combustível. Seria necessário investimentos de R$ 4,5 bilhões ano ano para atender a demanda de 1,9 bilhão de litros por mês.
O plano também prevê a pesquisa de novas variedades de cana e a organização dos produtores rurais em associações e cooperativas, otimizando a participação na cadeia produtiva sucroalcooleira, inclusiva assumindo unidades de produção paralisadas.
Medidas
O presidente da UDOP (União dos Produtores de Bioenergia), Celso Junqueira Franco, vê como positiva a iniciativa do governo em manter o índice de 25% de etanol misturado à gasolina, mas entende que é preciso ver quais instrumentos serão criados para garantir o abastecimento a mais do que 35% do mercado de carro flex", comenta Franco.
Ele explica ainda que é importante investir nos canaviais, mas alerta que não se deve demorar para investir também na construção de novas unidades produtoras. "Não dá para esperar lotar a capacidade das usinas existentes para começar a fazer novas".
Lázaro Jr. - Fonte: Folha da Região - Araçatuba/SP
3- Alta do petróleo já ameaça economia global
Fonte: Valor Econômico
"Até recentemente eu começava as minhas manhãs verificando o rendimento dos bônus italianos", diz Ed Yardeni, que trabalha como estrategista financeiro em Wall Street. Não é mais assim. Agora, ele verifica primeiro o preço do petróleo Brent.
Na semana passada, quando os preços do petróleo subiram para mais de US$ 125 por barril, maior patamar desde a guerra civil na Líbia em 2011, a atenção dos investidores mudou nitidamente de direção: da crise na Grécia para a ameaça representada pelo petróleo mais caro.
Se continuar em alta - e a Vitol, maior comercializadora de petróleo independente do mundo, já alertou para a possibilidade de a cotação atingir US$ 150 - então, qualquer perspectiva imediata de recuperação econômica, especialmente na Europa, ela provavelmente perderá força.
Há vários motivos para a alta do preço do petróleo, sendo que o mais importante é a tensão cada vez maior em relação ao programa nuclear iraniano.
As sanções planejadas pela União Europeia (UE) e as ameaças do Irã, de cortar o fornecimento a alguns países europeus, vêm preocupando os operadores do mercado de petróleo.
O petróleo do tipo Brent chegou a recorde, em euros e em libras, na semana passada. Na sexta (24), atingiu o maior valor em nove meses, de US$ 125,32, impulsionado por um informe da agência de supervisão nuclear da Organização das Nações Unidas (ONU) apontando um grande aumento na produção de urânio de alto grau de enriquecimento pelo Irã.
"O petróleo encaminha-se para um ponto crucial", afirma Michael Lewis, chefe de análise de commodities no Deutsche Bank, em Londres.
O aumento nos preços do petróleo, justamente quando os EUA começam a dar sinais de sair do atoleiro econômico, é ameaçador para a economia mundial. Quase todas as recessões anteriores dos EUA foram precedidas por grandes aumentos no custo das fontes de energia. O valor da gasolina nos EUA aproxima-se da marca psicológica dos US$ 4 por galão (3,785 litros), nível que provavelmente enfraquecerá a confiança dos consumidores.
Para o economista James Hamilton, da Universidade da Califórnia, em San Diego, que estudou o impacto do preço do petróleo na atividade econômica, "todas as 11 recessões do pós-guerra [nos EUA], menos uma, estiveram associadas a aumentos no preço do petróleo, com a única exceção sendo a de 1960".
A Europa poderia sofrer impacto maior que os EUA. Apesar de todos os esforços das refinarias da região para assegurar fornecimentos alternativos, a alta desta semana afetará países como Grécia, Itália e Espanha, cujas economias já estão fragilizadas.
Didier Houssin, diretor de mercados de energia e de segurança energética da Agência Internacional de Energia (AIE), o órgão dos países ocidentais de supervisão do setor, disse em conferência nesta semana que os preços elevados do petróleo já agem como um freio ao crescimento econômico.
O "fardo do petróleo", que indica o custo do produto em relação ao Produto Interno Bruto (PIB), está perto dos níveis de 2008, quando o petróleo chegou ao recorde, em dólares, de US$ 147.
O Deutsche Bank estima que, mesmo se os preços do petróleo continuarem no nível atual pelo resto do ano, esse indicador aumentará para 5,5%, acima dos 4,8% verificados em 2008 e o maior nível desde 1983.
A alta acentuada do petróleo decorre dos vários casos de interrupção no fornecimento, assim como dos temores quanto ao impacto que as sanções europeias e americanas terão nas exportações iranianas.
A forte demanda por petróleo na Ásia, particularmente no Japão, aumentou ainda mais a tensão no mercado.
Colin Fenton, chefe de análise de commodities no JPMorgan, em Nova York, diz que a onda de valorização é "guiada pela economia e tem raízes reais". A parcela no preço resultante dos temores com o Irã representa apenas "alguns dólares por barril", diz.
O Sudão do Sul parou de extrair cerca de 300 mil barris por dia de petróleo com baixo índice de enxofre, um dos mais cobiçados. Inquietações políticas e greves reduziram a produção em cerca de 250 mil barris diários no Iêmen. A Líbia está extraindo cerca de 1 milhão de barris por dia, o que ainda está bem abaixo do patamar pré-guerra civil, de 1,6 milhão de barris. Na Síria, a produção caiu cerca de 150 mil a 200 mil barris por dia, afetada pela agitação política no país.
Essas interrupções no fornecimento pressionaram o mercado físico - em que as entregas realmente ocorrem e não se negocia o petróleo apenas como investimento - a ponto de surpreender executivos de tradings de commodities na Suíça e muitos analistas experientes.
Paul Tossetti, da empresa de consultoria PFC Energy, em Washington, diz que o mercado físico está "apertado e parece que poderia ficar mais apertado".
O envelhecimento da infraestrutura e dos campos petrolíferos também influencia a alta. A produção de petróleo no Mar do Norte está em queda, e a da Venezuela também vem caindo de forma acentuada.
A demanda na Ásia cresceu, em grande parte porque as geradoras de energia no Japão recorreram ao petróleo como alternativa à energia atômica, depois do terremoto e do tsunami de 2011 e do desastre nuclear na usina de Fukushima.
O analista David Wech, da empresa de consultoria JBC Energy, afirma que o Japão consumiu um total de 635 mil barris diários de petróleo e derivados para gerar de energia em janeiro, mais que o dobro em comparação com um ano atrás.
A AIE, por sua vez, estima que o consumo mundial de petróleo aumentará 830 mil barris diários neste ano, acima da alta de 740 mil barris verificada em 2011.
"Permanece a perspectiva de duas velocidades", destacou a AIE em seu informe mensal mais recente, no qual antecipa "crescimento robusto na demanda por petróleo" nos países emergentes e continuidade do declínio do consumo na maioria dos países desenvolvidos.
Caso o petróleo encaminhe-se aos US$ 150 por barril, a elevação poderia ter vida curta, se houver repetição do verificado em 2008, quando a recessão levou de novo os preços para baixo. Isso, contudo, serviria de pouco consolo.
