IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 152

I– NOTÍCIAS

1- OGX e credores ainda sem acordo

A rodada brasileira entre a OGX e os credores, detentores dos bônus internacionais com valor de face de US$ 3,6 bilhões, terminou na quarta-feira sem avanços. Não houve acordo. Também não há um projeto de solução em que ambos os lados estejam engajados neste momento.

A petroleira corre contra o relógio. O chamado prazo de 'cura' está terminando - a data limite é 3 de novembro. Antes de ser declarada oficialmente inadimplente, já que deixou de pagar US$ 45 milhões de remuneração desses títulos, ela tem 30 dias para negociar com os credores. Não há um novo encontro marcado.

O clima entre os representantes dos credores e a administração da OGX, após a melhora da semana passada, voltou a azedar. Os donos dos títulos tinham acenado com a possibilidade de trazer mais recursos à empresa, mas chegaram ao encontro desta semana com exigências de difícil execução. Diante da recusa da OGX, criou-se uma certa tensão e o diálogo foi rapidamente encerrado.

Conforme o Valor apurou, desde que chegou à OGX, o nova administração - sob a batuta da Angra Partners - está fazendo e refazendo cálculos sobre de custos e investimentos mínimos. A pergunta que buscam responder é: qual o valor mínimo para garantir a produção do campo de Tubarão Martelo, onde já está instalada a plataforma de exploração OSX-3. A resposta atual é US$ 75 milhões. Esse campo dará início à geração de receitas pela empresa - até então pré-operacional.

Esse número, logo que a crise tornou-se aguda, era de US$ 500 milhões, conforme a antiga administração. Tão logo esse montante mostrou-se impossível diante da crise de credibilidade do grupo, caiu para US$ 300 milhões. Às vésperas da chegada da Angra Partners oficialmente à OGX, já estava abaixo de US$ 200 milhões. E agora, após a mudança da gestão, foi uma última vez reduzido.

Pessoas próximas aos credores afirmam que a variação de números prejudicou o diálogo, assim com a instabilidade no time da OGX. O caso do 'Grupo X' envolve uma questão de quebra de confiança. Os valores iniciais pareciam exagerados e os atuais, subestimados, aos olhos desses investidores.

Embora a petroleira do grupo EBX tenha oficialmente até o fim da semana que vem para conversar com os credores, há mais um prazo em jogo: o término do acordo de confidencialidade entre a empresa e os donos dos bônus. Eles estão travados para comprar e vender os títulos por terem acesso a informações privilegiadas. Para que possam voltar a negociar os papéis, é preciso que as propostas oficiais trocadas nas negociações se tornem públicas. A data exata não é conhecida, mas está próxima.

Os bônus são negociados atualmente por cerca de 10% de seu valor de face, ou aproximadamente US$ 350 milhões.

Na OGX, os trabalhos estão focados na tentativa de levantar recursos novos, seja via dívida ou via ações. Mas trata-se de uma corrida contra o relógio. A companhia tenta ainda vender à Eneva (antiga MPX) a OGX Maranhão, que possui reservas de gás.

Até o momento, a companhia trabalhava com a possibilidade de atrelar o recebimento de novos recursos - dívida ou ações - a um processo de recuperação judicial. Era uma forma de proteger o dinheiro novo.

Num plano de recuperação, a companhia ganha prazo de 180 dias de proteção de seus bens contra falências e pode trabalhar de maneira organizada junto aos credores na montagem de um plano. Quando fez o novo levantamento sobre Tubarão Martelo, a companhia concluiu que o valor presente das reservas era da ordem de US$ 3,6 bilhões.

A situação da empresa, contudo, é complicada. Além da dívida com os detentores dos bônus, a OGX possui pendências elevadas com os fornecedores. Pessoas que tiveram acesso recente aos números afirmam que a dívida está próxima de US$ 500 milhões.

É esse cenário que leva os envolvidos com a definição do futuro da OGX a crer que a recuperação judicial é sua única alternativa.

Fonte: Valor Econômico/Graziella Valenti | De São Paulo

2- BP nomeia novo diretor de exploração

A BP anunciou  o nome do novo diretor global de exploração. Richard Herbert vai suceder Mike Daly, que irá se aposentar no final do ano, após 28 anos na empresa, sendo oito na direção de exploração. Herbert vai se reintegrar à BP no fim de outubro e ficará baseado em Londres, reportando-se a Lamar McKay, chefe-executivo de Upstream da BP.

“É um prazer receber Richard Herbert de volta à BP. Ele traz uma rica experiência em exploração, adquirida pelo mundo, muito alinhada à estratégia de Upstream da companhia”, disse Bob Dudley, CEO do Grupo BP.

Herbert ingressou na BP em 1984 como geólogo de exploração e ocupou durante 19 anos vários cargos técnicos e de liderança em todo o mundo, incluindo Angola e Reino Unido. Depois disso, permaneceu seis anos na TNK-BP, na Rússia, primeiro como vice-presidente de exploração e posteriormente como vice-presidente executivo de Tecnologia. Para se unir novamente à BP, ele deixa o cargo de vice-presidente executivo na Talisman Energy, onde trabalhava desde 2009.  

Já Mike Daly ingressou na BP em 1986, dando continuidade a uma carreira iniciada como geólogo de campo. Após assumir uma série de funções globalmente, Daly se tornou, em 2000, presidente regional da BP para o Oriente Médio e Sul da Ásia. Em 2006, foi nomeado diretor de exploração.

Fonte: Redação TN/ Ascom BP

3- Petrobras confia no sucesso do desenvolvimento de Libra

Com 40% de participação no consórcio que adquiriu os direitos para explorar e produzir, pelos próximos 35 anos, o prospecto de Libra, a Petrobras anunciou que "afirma sua confiança no sucesso do desenvolvimento" da área considerada "uma das acumulações mais promissoras do pré-sal".

O contrato de exploração e produção a ser celebrado para este bloco será na modalidade de partilha de produção, conforme estabelecido pela Lei n.º 12.351 de dezembro de 2010, que dispõe sobre contratação de atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas.

O consórcio vencedor do bloco - Petrobras (10%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%) - ofereceu 41,65 % de excedente em óleo para a União. Esse percentual refere-se ao excedente em óleo a ser pago no cenário de referência entre US$ 100,01 e US$ 120,00 por barril de petróleo e produção por poço produtor ativo compreendida entre 10 mil e 12 mil barris por dia. Segundo a estatal, esse percentual pode variar de acordo com o preço internacional do petróleo e a produtividade dos poços, conforme tabela definida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

De acordo com as regras do 1º Leilão do pré-sal, um bônus de assinatura no valor de R$ 15 bilhões deverá ser pago em parcela única, cabendo à Petrobras o valor de R$ 6 bilhões, referente à sua participação no consórcio.

O contrato a ser assinado estabelece que a fase exploratória do bloco terá duração de quatro anos. Nesse período o consórcio deverá realizar as atividades do programa exploratório mínimo que prevê levantamentos sísmicos 3D em toda a área do bloco, a perfuração de dois poços exploratórios e a realização de um  teste de longa duração.

O consórcio também deverá cumprir percentuais mínimos de conteúdo local global em cada fase do projeto: 37% para a fase exploratória; 55% para o desenvolvimento de sistemas de produção previstos para começar a operar até 2021 e 59% para os sistemas com primeiro óleo a partir de 2022.

A Petrobras ressalta que estimativas sobre o volume de óleo recuperável, custos, investimentos e cronograma dos sistemas de produção desse bloco, serão oportunamente divulgados, à medida que a evolução do programa exploratório mínimo se desenvolva.

Para a companhia, a integração das habilidades e experiência dos consorciados em Libra, em especial Shell e Total, virão contribuir de forma significativa para a obtenção de resultados mais eficientes na implantação da melhor solução para a produção da acumulação. "A participação das companhias chinesas CNPC e CNOOC, complementa os requisitos exigidos para um consórcio forte e atuante, pela robustez financeira apresentada e pelo histórico de relacionamentos anteriores de empresas chinesas com outras áreas de negócios da Petrobras", afirma a nota.

Sobre o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017, a estatal afirma que os indicadores físico-financeiros "seguem vigentes e serão oportunamente revisados, no momento em que houver a incorporação dos parâmetros associados ao desenvolvimento de Libra". A empresa "reafirma o compromisso de continuar investindo em novas áreas exploratórias no Brasil de forma a garantir a recomposição de seu portfólio, disponibilizando os volumes de petróleo e gás natural necessários para a sustentabilidade da curva futura de produção".

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

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação com Assessoria

4- Brasil deve produzir 168 mi/l de etanol de 2ª geração  

O Brasil deve produzir 168 milhões de litros de etanol de segunda geração até 2015, ultrapassando a produção europeia. A estimativa é do CEO da Granbio, Bernardo Gradin, que acredita que a cooperação da produção de etanol de primeira geração e a de etanol celulósico (obtido a partir da quebra das cadeias de celulose da biomassa do bagaço de cana) pode levar o País à liderança.

´A estimativa em 2010 era que o Brasil não teria qualquer produção de etanol de segunda geração em 2015. Hoje, a expectativa é de uma produção de 168 milhões de litros, que ultrapassa a expectativa de produção da Europa´, disse o executivo durante a 13ª Conferência Internacional sobre açúcar e etanol da Datagro, nesta segunda-feira, 21, em São Paulo. Segundo o executivo, os maiores entraves para o crescimento do setor no País são a inexistência de um marco regulatório para biotecnologia, a escassez de incentivos em pesquisa e desenvolvimento e a falta de mão-de-obra qualificada.

A Granbio já tem uma planta para a produção de etanol 2G em fase de construção em Alagoas e a meta da companhia é ´construir uma planta por ano´. De acordo com Gradin, o investimento, em cada unidade, gira em torno de R$ 560 milhões. Perguntado sobre onde a companhia planeja captar recursos, Gradin disse que hoje os projetos são construídos em parceria com outras empresas e que existe, ´no futuro´, a pretensão de uma abertura de capital, mas ainda sem data definida.

Fonte: Agência Estado

5- Comgás prepara investimentos em gás do pré-sal  

A Comgás, distribuidora de gás natural canalizado controlada pela Cosan, acredita que, em até seis anos, começará a receber grande oferta do produto oriundo do aumento da exploração de petróleo no país, influenciado principalmente pelo pré-sal de Libra. Para aproveitar a oferta, a empresa precisa fazer investimentos que devem ser incluídos no seu próximo plano de negócios - que compreende o período entre 2014 a 2019.

O diretor-presidente da Comgás, Luiz Henrique Guimarães, diz que os trabalhos para o recebimento desse gás são complexos, envolvendo obras em região de serra, e devem ser concluídos para aproveitar a produção dos campos. Por isso, obras de ligação do litoral até a rede da empresa devem começar já nos próximos anos.

Ele não informa o valor do investimento previsto para o próximo plano de negócios, que começa em maio do ano que vem. O total pode variar de acordo com deliberação do órgão regulador - a Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo (Arsesp). Segundo Guimarães, os planos de investimentos da companhia não mudaram depois que o grupo sucroalcooleiro Cosan comprou os 60% antes pertencentes à BG (antiga British Gas).

Perguntado se os investimentos totais entre maio de 2014 a 2019 serão maiores que os R$ 2,6 bilhões a serem aplicados de 2009 a maio de 2014, ele disse enfaticamente que "pode ser". No novo plano de investimentos, a empresa levará em conta, além da estrutura para receber mais gás dos poços de petróleo, expansão de rede em velocidade maior do que a registrada até agora.

O crescimento serve para tentar alcançar, principalmente, os clientes residenciais. O potencial da região em que a Comgás atua é de nove milhões de clientes residenciais, mas a companhia só tem 1,3 milhão de clientes hoje.

Nos últimos anos, a Comgás vem aumentando os desembolsos em expansão para elevar sua rede de clientes. Hoje, a empresa conquista 100 mil clientes residenciais por ano. No novo plano, a companhia quer aumentar o número para 120 mil, o que demanda mais investimentos. Foram R$ 510 milhões em investimentos totais da Comgás em 2011 e R$ 616 milhões em 2012. O ano de 2013 fechará em R$ 870 milhões, segundo o presidente, maior marca da empresa.

Os clientes residenciais são a grande possibilidade de expansão da Comgás, pois há somente 20% de penetração da companhia no segmento - que também é responsável por só 5% das vendas da empresa. Já entre clientes industriais, a companhia tem mais de 90% de penetração.

Alguns planos estão sendo colocados em prática para aumentar as vendas em outros negócios que não o industrial - já considerado "saturado". Um deles é oferecer comissão às concessionárias de veículos que venderem carros movidos a gás. Outro é oferecer o produto para ser usado como alternativa em fornos de pizza. "Parece bobo, mas veja quantas pizzarias existem em São Paulo", afirma.

Parte dos investimentos até o começo de 2015 contará com ajuda de capital oriundo de uma emissão de debêntures de R$ 540 milhões, concluída recentemente. Segundo Roberto Collares Lage, diretor de finanças e de relações com investidores da Comgás, a demanda foi 4,5 vezes superior à oferta inicial. Os recursos serão destinados a investimentos. "É abrir buraco e expandir a rede."

Fábio Pupo

Fonte: Valor Econômico

II- COMENTÁRIOS

1- Inace constrói navios de R$ 37,6 mi

A Indústria Naval do Ceará S/A (Inace) está construindo duas embarcações que serão utilizadas na plataforma petrolífera da Bacia de Campos, na costa norte do Rio de Janeiro. Os barcos do tipo Diving Support Vessel (DSV) servem para apoiar serviços de mergulho e deverão ficar prontos até junho do próximo ano. O investimento total é de R$ 37,6 milhões, valor financiado pelo Fundo da Marinha Mercante (FMM).

Embarcações devem ficar prontas até junho de 2014 e serão enviadas para a Bacia de Campos

Os equipamentos foram encomendados à Inace pela empresa brasileira Geonavegação, do Grupo Georadar, que mantém contrato com a Petrobras para a construção de cinco embarcações de suporte marítimo e mergulho, dentre elas, os dois DSVs.

Capacidade

As embarcações têm capacidade para 35 passageiros cada e ficarão na Bacia de Campos por, no mínimo, seis anos. De acordo com o engenheiro mecânico Fernando Júnior, que é responsável pela construção dos barcos, 30% dos serviços foram executados.

Estrutura

O casco 630, referente ao primeira DSV, ficou pronto no último dia 15. "Toda a estrutura é construída de ponta cabeça, de modo uniforme. Não utilizamos blocos para que as chapas fiquem bem alinhadas. A virada do casco é feita na água para evitar qualquer tipo de impacto e facilitar a acomodação", explica.

Toda a estrutura é construída de ponta cabeça, de modo uniforme e depois ocorre a virada do casco, que é feita na própria água fotos: divulgação

A cabine superior, de comando e o castelo também foram concluídos e já estão acopladas ao casco. "A parte estrutural já foi vencida. Agora, falta o que chamamos de recheio da embarcação, que é um trabalho bastante meticuloso", afirma Júnior.

Segundo ele, o casco 631 do outro DSV será virado no próximo dia 30, no cais da Inace, em Fortaleza. Estão sendo aplicados R$ 18,8 milhões em cada embarcação. Trabalham na construção dos equipamentos cerca de 150 pessoas.

Multifunção

O engenheiro mecânico lembra que os barcos DVS são multifuncionais e podem ser usados, por exemplo, no apoio de plataformas de petróleo, recolhimento de barreiras e em serviços de sísmica marinha.

Eles dispõem de tecnologias necessárias (câmeras, robôs, etc) à realização de reparos subaquáticos de até 100 metros. "Nas plataformas, são fundamentais para todos os trabalhos primários de inspeção, intervenção e prevenção de acidentes", diz.

Unidades

Orçadas em R$ 340 milhões, as cinco unidades foram contratadas pela Petrobras na 4ª rodada do 3º Plano de Renovação da Frota de Embarcações de Apoio Marítimo (Prorefam), no primeiro semestre deste ano. Além dos DSVs, o contrato envolve dois OSRVs (para combate a derramamento de óleo) com capacidade de armazenagem de 1.080 m³ de óleo e um PSV 4.500 (para abastecer as instalações da plataforma) que serão construídos no estaleiro Wilson Sons, em Guarujá (SP). A previsão é que o PSV seja entregue entre o fim de 2014 e o início de 2015. Já os OSRVs serão fabricados dentro de 27 meses.

Fundo da Marinha

O Fundo da Marinha Mercante é um fundo de natureza contábil, cuja administração cabe ao Ministério dos Transportes, de acordo com as diretrizes e programas estabelecidos pelo Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante. Cabe ao Conselho acompanhar e avaliar a aplicação dos recursos do FMM, que são destinados a prover a renovação, ampliação e recuperação da frota mercante nacional.

Fonte: Diário do Nordeste (CE)/RAONE SARAIVA

2- Conferência Nacional do Meio Ambiente discute gestão dos resíduos sólidos

A ministra do Meio Ambiente (MMA), Izabella Teixeira, disse que a gestão dos resíduos sólidos é tema central da agenda ambiental do país. “Este é um tema de política pública e não de programas e ações de curto prazo”, disse, durante a abertura da 4ª Conferência Nacional de Meio Ambiente (CNMA), que vai discutir, entre outras medidas, a erradicação dos lixões até 2014 prevista na Lei 12.305, de 2010, que instituiu a Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS).

“Acabar com lixões não é só cumprir o prazo da lei. Acabar com lixões é transformar os catadores em empreendedores, é mudar a relação produtiva no país, é dar dignidade na geração de empregos”, ressaltou a ministra.

Pela Lei 12.305, após 2014 o Brasil não poderá mais ter lixões, que serão substituídos pelos aterros sanitários. Além disso, os resíduos recicláveis não poderão ser enviados para os aterros sanitários e os municípios que desrespeitarem a norma poderão ser multados. Para a ministra, as prefeituras devem procurar cumprir o prazo da lei, mas há que se levar em conta a diversidade da realidade de todos os municípios. “É importante ouvir a sociedade nessa discussão”. 

O ministro das Cidades, Aguinaldo Ribeiro, informou que a maioria dos municípios ainda não apresentou os planos de resíduos sólidos previstos na PNRS. “Até 2012, apenas 10% dos municípios haviam elaborado os planos municipais de resíduos sólidos. Estamos com a implementação da lei muito comprometida. Ainda existem muitos desafios pela frente”, disse o ministro.

A representante do Movimento Nacional dos Catadores Recicláveis, Claudete Costa, ressaltou que, apesar do prazo para o fechamento dos lixões até o ano que vem, ainda não existe uma política pública voltada para a categoria. “Pedimos apoio para os catadores de recicláveis, que em sua maioria são mulheres. Cuidamos do meio ambiente e geramos emprego e renda”, disse.

A conferência vai discutir, entre outras medidas, o fortalecimento da organização dos catadores de material reciclável por meio de incentivos à criação de cooperativas, a ampliação da coleta seletiva, o fomento ao consumo consciente e a intensificação da logística reversa, que obriga as empresas a fazer a coleta e dar uma destinação final ambientalmente adequada dos produtos. No último dia do evento, domingo (27), será produzido um documento final com 60 ações prioritárias que constarão na carta de responsabilidade compartilhada da 4ª CNMA.

Fonte: Agência Brasil/Ana Cristina Campos

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 151

I– NOTÍCIAS

1- Leilão de Libra aumenta expectativas do mercado

TN Petróleo

O primeiro leilão sob contrato de partilha, em que a União recebe pagamentos relativos ao lucro com o petróleo extraído da camada pré-sal, será realizado na próxima segunda-feira (21). A área licitada, o prospecto de Libra, tem uma reserva de petróleo recuperável estimada entre 8 e 12 bilhões de barris, o que justifica as expectativas do mercado global de energia.

Do certame, participarão onze empresas - CNOOC International Limited (China); China National Petroleum Corporation (CNPC) (China); Ecopetrol (Colômbia); Mitsui & CO (Japão); ONGC Videsh (Índia); Petrogal (Portugal); Petrobras (Brasil); Petronas (Malásia); Repsol/Sinopec (Hispano-Chinesa); Shell (Anglo-Holandesa) e Total (Francesa) -, e as vencedoras ajudarão o país a avançar como grande produtor mundial de petróleo.

Atualmente o 13º no ranking de produtores, o Brasil terá que ir além das tecnologias necessárias para os cenários profundos do pré-sal, e investir muito em infraestrutura. Segundo a diretora da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Magda Chambriard, o campo de Libra, sozinho, deve ter um pico de produção com 1,4 milhão de barris de petróleo por dia. Segundo ela, esse cenário otimista deve acontecer em 10 ou 15 anos. Hoje, o Brasil possui produção de 2,2 milhões de barris/dia, isso mostra que Libra representará algo em torno de dois terços da produção atual de hidrocarbonetos. "Depende, é claro, da velocidade de desenvolvimento (da produção) do campo", disse a diretora da ANP, avaliando também que no ano que vem a agência deve estudar as bacias sedimentares brasileiras, no intuito de apurar "boas áreas para licitar".O consórcio ganhador do primeiro leilão do pré-sal terá que pagar um bônus fixo de R$ 15 bilhões ao Tesouro Nacional. Como a Petrobras precisa ter no mínimo 30%, terá que pagar pelo menos R$ 4,5 bilhões.

Infraestrutura

O prospecto de Libra deverá requerer entre 12 e 15 plataformas de produção. Cada plataforma é servida por cerca de quatro barcos de apoio marítimo, que transportam insumos e mantimentos.

Libra, portanto, deverá demandar, no mínimo, mais 48 embarcações, que vão se juntar à frota de apoio marítimo hoje em operação no Brasil, formada por 453 barcos. O mercado estima, com base em números da Petrobras, que até o fim da década essa frota possa situar-se em cerca de 750 embarcações, um crescimento de 65%.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação com Agência

2- Refino de gasolina em Abreu e Lima divide Petrobras

A possibilidade de que a refinaria Abreu e Lima (PE) inclua gasolina em seu portfólio está no centro de um embate entre técnicos e políticos da Petrobras. O 'Valor' apurou que estão em andamento estudos para adaptar a unidade para refino de gasolina, porém a eventual ampliação do investimento no reduto do agora adversário Eduardo Campos (PSB) - possível candidato à Presidência da República em 2014 - estaria incomodando a ala "política" da companhia.

O crescimento da frota nacional nos últimos anos não foi acompanhado pela capacidade de refino de combustíveis, o que elevou as importações da Petrobras, sobretudo de diesel e gasolina. A operação tem impacto importante sobre o desempenho financeiro da estatal, já que a importação de combustíveis tem peso próximo de 30% nos gastos da estatal. Pelo projeto original, a refinaria produziria óleo diesel, gás liquefeito de petróleo (GLP), coque, nafta e enxofre.

Para fabricar gasolina em Pernambuco, a companhia teria de viabilizar, por exemplo, o abastecimento local de nafta craqueada, item que compõe a fórmula do combustível, mas que não será produzido em Abreu e Lima. Neste sentido, engenheiros estudam atualmente a possibilidade de que a nafta chegue de navio ao Complexo Portuário de Suape, onde está sendo erguida a refinaria, orçada em US$ 17,1 bilhões.

Apesar da necessidade de adaptação, a operação seria economicamente vantajosa para a Petrobras se comparada à construção de outra refinaria, avaliou, sob a condição de anonimato, fonte envolvida nas discussões. O governo e o comando da petrolífera, entretanto, estariam resistindo à ideia de colocar mais dinheiro federal em Pernambuco, cujo governador se confirmou como potencial adversário nas eleições presidenciais de 2014.

Em entrevista recente ao 'Valor', a presidente da Petrobras, Graça Foster, disse que foram retomados os projetos das refinarias Premium I (Maranhão) e Premium II (Ceará), que tinham sido retiradas do plano de investimentos da companhia. Na quarta-feira, ela reafirmou o compromisso: "A Petrobras precisa de refinarias. Não é algo que a Petrobras não queira. É algo que ela precisa. Gostaríamos de ter todas as refinarias operando".

A avaliação de alguns técnicos, contudo, é de que a estatal não estaria no melhor momento financeiro para arcar com as duas novas refinarias, motivo pelo qual a Petrobras prospecta, especialmente na China e na Coreia do Sul, potenciais sócios privados para esses empreendimentos. Os projetos originais das refinarias Premium I e II somam mais de US$ 30 bilhões.

Orçada atualmente em US$ 17,1 bilhões, Abreu e Lima é considerada pela própria presidente da Petrobras como exemplo a não ser seguido. Problemas de planejamento, questionamentos do Tribunal de Contas da União e greves de trabalhadores atrasaram e encareceram o projeto, estimado inicialmente em pouco mais de US$ 2 bilhões. Apesar do esforço em colocar a obra nos trilhos, a entrega da refinaria deverá sofrer novo atraso.

Pessoas que acompanham o dia a dia do empreendimento dizem ser "muito difícil" que a entrada em operação da primeira fase de refino aconteça em novembro de 2014, data com a qual a direção da companhia trabalha. Já estaria sendo avaliada uma inauguração pró-forma da refinaria, pela qual somente as últimas etapas do processo de refino seriam realizadas na unidade dentro do prazo estipulado. "O ciclo todo é praticamente impossível que esteja funcionando", informou uma fonte.

Apesar da forte pressão exercida pela direção da Petrobras, engenheiros que trabalham em Abreu e Lima concordam que a operação em novembro de 2014 está longe da realidade. Um dos principais problemas apontados é o grande atraso na construção dos dutos que levarão o óleo até a unidade de refino, que terá capacidade para 230 mil barris diários. Procurada, a assessoria de imprensa da Petrobras informou que a companhia não iria se pronunciar.

Fonte: Valor Econômico

3- CAMPO DE LIBRA E O PROJETO NACIONAL

O ex-diretor geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Haroldo Lima, defendeu a realização do leilão de Libra, a exemplo do que já havia feito com os leilões anteriores. Haroldo é membro da direção do Partido Comunista do Brasil (PC do B) desde 1966, aliado do governo atual desde as primeiras candidaturas de Lula à presidência do país e defensor do monopólio estatal do petróleo quando foi deputado federal constituinte e em suas eleições posteriores. Portanto não é uma opinião qualquer, mas de parcela do governo Dilma.

A sua argumentação central é que o Brasil deve seguir o exemplo de vários outros países, "China, Índia, Noruega, Canadá, Cuba, Angola e tantos outros países articulam-se com quem que seja para impulsionar seus desenvolvimentos. Empregam regulação que preserva suas soberanias e seus projetos nacionais".  Segundo ele, o edital e contrato do leilão de Libra resguardam o interesse nacional e, "se o consórcio vencedor não der à União nada além do mínimo exigido, a participação pública no óleo ficará em 75%, segundo estudo da ANP, divulgado em reunião da CPI da espionagem, no Senado; se a parcela do excedente chegar a 50%, a participação pública irá a 80%, das maiores do mundo."(Diomedes Cesário/Ex-Presidente d a AEPET) 

4 -Estaleiro Enseada do Paraguaçu adota nova solução de TI

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação com Assessoria  

Dedicado à construção e integração de unidades offshore, com plataformas, navios especializados e unidades de perfuração, o Estaleiro Enseada do Paraguaçu (EEP) contou com a Brasoftware, um dos mais tradicionais parceiros da Microsoft, na implementação das soluções Office 365 e Exchange Online - sistema particular de mensageria em nuvem.

Concebido por meio de uma iniciativa de quatro empresas de atuação global: Odebrecht Participações e Investimentos S.A.; OAS Investimentos S.A.; UTC Participações S.A e Kawasaki Heavy Industries Ltda, acionista e parceira tecnológica; o estaleiro deve iniciar suas operações em 2014 e poderá processar até 36 mil toneladas de aço por ano, quando estiver em plena atividade.

Serviço de mensageria próprio

De acordo com Antídio Dantas, especialista em TI do EEP, quando o estaleiro começou a ser estruturado, utilizava a infraestrutura de e-mails Microsoft Exchange online da Odebrecht, sócia majoritária do consórcio. Em 2012, período no qual a área de TI do estaleiro iniciou a construção de sua própria infraestrutura de tecnologia, a empresa procurou no mercado um parceiro que a apoiasse na migração para um sistema de mensageria próprio, que se integrasse com todos os sites da empresa no Brasil e no mundo. “Parceira da Odebrecht de longa data em outros projetos, a Brasoftware nos ajudou na estratégia e adoção da solução Office 365 e Exchange online”, conta Dantas.

O profissional explica que sua equipe gerencia a TI de três cidades no Brasil: Rio de Janeiro (RJ), Salvador e Maragojipe (BA), e também provê consultoria aos usuários de TI localizados na Romênia, Japão e China, por meio de acesso remoto.

Segundo Dantas, a migração do serviço de mensageria para a nuvem trouxe para o estaleiro uma maior estabilidade no serviço, assim como uma redução considerável de despesas, principalmente no que diz respeito a custo unitário por mailbox de usuários e quantidade de servidores/licenças necessários para manter uma infraestrutura on-premises.

Processo de implementação

Para seguir os padrões de segurança de dados da Odebrecht, sua equipe precisou criar um novo ambiente, com novas caixas de e-mails vazias para migrar as cerca de 800 contas de e-mails para esses novos espaços. Nesse modelo de migração, foi necessário um forte trabalho de comunicação com os usuários, que precisaram colaborar seguindo alguns passos para a adoção da ferramenta. Para isso, a equipe de TI do estaleiro também criou, internamente, plug-ins que permitiam aos usuários fazer uma série de rotinas automáticas.

“Normalmente, a implementação híbrida - onde as contas de e-mail antigas e atuais funcionando, enquanto a migração acontece - seria a primeira opção nesse tipo processo, mas as regras internas de segurança da Odebrecht exigiram o desenvolvimento de uma nova estratégia para a importação e exportação de dados”, explica Attília Capella, gerente de projeto da Brasoftware.

O especialista conta que, mesmo precisando adotar essa estratégia mais longa, com o apoio da Brasoftware foi possível concluir o projeto em 20 dias. “Adotamos o Office 365 pela facilidade para implementar e gerenciar as contas. O seu uso trouxe mais produtividade e economia para nossa área. Os funcionários também possuem agora uma caixa de e-mail com espaço maior, acessível fora da empresa por meio de qualquer dispositivo móvel, como tablets e smartphones”, comenta.

Para Dantas, a solução tem sido imprescindível para o gerenciamento das contas no Brasil e no exterior. “A solução tem capacidade de acompanhar o crescimento gradual da empresa que está nascendo, sem a necessidade de instalar novos servidores. Iniciamos com 800 usuários e já estamos com um pouco mais de mil contas ativas”, conclui Dantas.

O próximo passo da equipe de TI do Estaleiro Enseada do Paraguaçu será a ampliação do projeto com a utilização da plataforma de colaboração Microsoft Sharepoint, e de comunicação unificada, Microsoft Lync, integradas ao Office 365.

II– COMENTÁRIOS

1- Gás de Folhelho  nos EEUU

Duas tecnologias novas desenvolvidas recentemente nos Estados Unidos estão revertendo todos os prognósticos de rápida alteração no equilíbrio de forças econômico do planeta e podem afetar seriamente o sonho brasileiro de achar um corte de caminho para o clube dos grandes do mundo.

A primeira envolve injetar uma mistura de água, areia e produtos químicos em estruturas rochosas que contêm microporos cheios de gás de modo a liberar os hidrocarbonetos aprisionados nelas. A segunda torna muito mais fácil chegar às mais finas camadas dessas rochas enterradas a baixas profundidades, além de permitir a perfuração de diversos poços a partir de um único ponto de partida.

Essas duas novas técnicas de extração do que por lá se chama de “shale gas” estão provocando uma verdadeira explosão nos números de produção de gás e petróleo dos Estados Unidos e barateando de tal forma os custos de diversas industrias intensivas em energia que todos os prognósticos sobre a “crise sistêmica” da economia americana, que estaria irremediavelmente condenada a ser engolida por economias emergentes, estão sendo refeitos.

Os entornos de Pittsburgh que, nos últimos anos, pareciam um cemitério de velhas siderúrgicas desativadas, assistem hoje a uma corrida frenética de capitais americanos, russos, franceses e até chineses para voltar a fabricar aço com a energia mais barata do mundo.

O Maciço Marcellus, uma formação geológica de rochas arenosas impregnadas de gás e óleo se estende por quase 1.000 quilômetros ao longo das montanhas Apalaches do estado de Nova York até o de West Virgínia. Somente no ano passado o governo da Pennsylvania emitiu 2.484 permissões para a perfuração desse novo tipo de poço de petróleo. Somente os poços da porção do Maciço Marcellus nesse estado produziram 895 bilhões de pés cúbicos de gás em 2012, partindo de 435 bilhões no ano anterior. Em 2008 essa produção era igual a zero.

Isso representou uma injeção de US$ 14 bilhões na economia da Pennsylvania no ano passado (dados da Economist).

Arkansas, Louisiana, Oklahoma e Texas viveram explosões semelhantes. A produção de gás e petróleo extraído dessas rochas quadruplicou nos Estados Unidos entre 2007 e 2010 e acrescentou 20% à produção nacional de petróleo em geral nos últimos cinco anos. Técnicos da British Petroleum afirmam que a produção deve continuar crescendo à base de 5,3% ao ano até 2030 e que, já no fim deste ano os Estados Unidos ultrapassarão a Rússia e a Arábia Saudita e se tornarão o maior produtor de petróleo e gás do mundo.

O preço do gás nessa região caiu de US$ 13 o BTU em 2008 para US$ 1 a 2 no ano passado, o segundo preço mais baixo do mundo depois do Canadá. As fabricas americanas consumidoras de gás estão pagando 1/3 do que pagam as alemãs e ¼ do que pagam as coreanas.

Gás barato também se traduz em eletricidade barata. Em 2011 as fábricas americanas nessas regiões já estavam pagando metade do custo da energia no Chile ou no México e ¼ do que se paga na Itália.

Não é só a indústria de metalurgia que se beneficia com isso. Além de todas as demais, as de uso intensivo de energia, como as de plásticos, fertilizantes e outras também se tornam imbatíveis. E, além disso, os Estados Unidos têm a maior rede do mundo de oleodutos e gasodutos, o que espalha facilmente essa riqueza a preço baixo para todo o país.

A Costa do Golfo, onde existe outro maciço dessas rochas, também vive um forte renascimento industrial. Fabricas instaladas no Chile estão sendo desmontadas e transportadas inteiras para a Louisiana. A Bridgestone, a Continental e a Michelin, revertendo um longo processo de declínio, estão reativando e aumentando suas fábricas de pneus na Carolina do Sul. Tudo gira em torno do início da exploração de novas jazidas de rochas porosas como as da Bacia Permian, na Louisiana, a de Eagle Ford Shale, no Texas, a da Formação Baken em Dakota do Norte e a Mississipi Lime, que atravessa o subsolo de Oklahoma até o Kansas.

O efeito da redução das importações de petróleo no déficit comercial americano foi de US$ 72 bilhões no ano passado, ou 10% do déficit total. Esse “petróleo não convencional” gerou US$ 238 bilhões em atividades econômicas diretas, 1,7 milhão empregos e US$ 62 bilhões em impostos só no ano passado, sem contar os efeitos indiretos decorrentes da redução nos preços da eletricidade, do gás e dos produtos químicos.

Analistas do Citigroup e do UBS calculam que só essa indústria vai gerar um crescimento de 0,5% do PIB norte-americano por ano nos próximos anos além de ensejar um renascimento das industrias de manufaturas nos Estados Unidos. As decisões recém anunciadas da GE de trazer de volta da China e do México para o Kentucky a produção de sua linha branca, e da Lenovo, o gigante chinês de hardware que comprou a linha de computadores pessoais da IBM, de produzi-los na Carolina do Norte são apontados como os primeiros passos desse processo de reversão.

O efeito dessa inovação nos preços internacionais do petróleo ainda são pequenos. Mas os Estados Unidos, que foram os maiores importadores do mundo e rapidamente se tornarão autosuficientes, não são o único lugar do mundo onde existe esse tipo de formação rochosa que, lá, praticamente aflora do chão.

2- Próximos 12 anos vão exigir investimentos de US$ 500 bilhões

As descobertas de petróleo no pré-sal brasileiro trouxeram um mar de oportunidades para o Brasil em termos de reservas de um bem precioso e escasso que trarão benefícios econômicos ainda não totalmente dimensionados. Mas os desafios de execução e a pressão sobre a indústria nacional e a Petrobras não serão triviais. A consultoria IHS calcula que serão necessários US$ 500 bilhões de investimento no setor de óleo e gás brasileiro entre 2013 e 2025 para colocar de pé as metas da estatal, operadora única do pré-sal por lei. As projeções da companhia, conhecidas até agora, são de produzir 4,2 milhões de barris de petróleo por dia em 2020 ou 5,2 milhões de barris de óleo equivalente se for contabilizado o gás natural.

O leilão de Libra, marcado para a próxima segunda-feira (21), reforça o papel do Brasil como grande produtor mundial de petróleo. Hoje, o Brasil ocupa a 13ª posição nesse ranking. Como as grandes descobertas do mundo têm sido feitas no país, o Brasil tende a avançar nesse grupo. Hoje, o quarto maior produtor é a China, com 4,2 milhões de barris/dia. Mas no concorrente asiático, poucas descobertas têm sido anunciadas.

Para dobrar sua produção de petróleo em sete anos, a Petrobras terá que crescer em pouco tempo o que demorou 60 anos. Maior consultoria de energia do mundo, a IHS calcula que se cumprir inteiramente os percentuais de conteúdo local a produção da estatal pode ser menor, de 3,5 milhões de barris já que existem gargalos importantes no setor de construção naval e de mão de obra qualificada no país.

Rodrigo Vaz, diretor da área de Óleo e Gás da IHS no Brasil, observa que grande parte do esforço terá que vir dos fornecedores da Petrobras, que terão que utilizar quantidades gigantescas de aço, linhas de transferência, equipamentos submarinos, sondas de perfuração e dutos, só para citar alguns materiais críticos.

Para se ter uma dimensão do tamanho das encomendas à indústria, a IHS calcula que serão necessários 630 mil toneladas de aço estrutural, 7.800 quilômetros de linhas flutuantes (que conectam os poços às plataformas) instaladas em águas cada vez mais profundas, 1,5 mil novas árvores de natal molhadas (cada uma custando cerca de US$ 30 milhões), 52 mil toneladas de tubulações e 75 mil toneladas de equipamentos submarinos.

A capacidade de construção naval brasileira será testada já que a quantidade de plataformas flutuantes de armazenamento e transferência (FPSOs) necessárias - 40 na estimativa da IHS e 35 segundo a Coppe-UFRJ - excede tudo que foi instalado até agora. Para se ter uma ideia do desafio à vista, a primeira FPSO usada pela Petrobras foi a P-34, em 1993, no campo de Jubarte.

Hoje a frota é de 25 embarcações desse tipo, que se somam a 16 plataformas semisubmersíveis e outras 88 fixas. O problema para cumprir metas de aumento da produção é a falta de capacidade ociosa nos diques secos dos estaleiros nacionais, mesmo os virtuais.

"Dos projetos de construção de plataforma em carteira atualmente, menos de um terço está sendo integralmente construído no Brasil. A maior parte dos projetos é para atender campos de rodadas de licitação [da ANP] mais antigas, quando o conteúdo local era bem mais brando", afirma Vaz, observando que a exigência de conteúdo local já aumentou em cerca de 30% o preço das unidades construídas no Brasil, onde a produtividade é menor.

O consultor vê espaço para a Petrobras aliviar, de certa forma, o gargalo dos estaleiros nacionais sem comprometer o conteúdo local mínimo exigido por meio de encomendas dos cascos na Ásia.

Para Libra, a consultoria estima números gigantes, um pouco deles incluídos na projeção de investimento até 2025. Ao longo dos 35 anos de concessão somente os custos operacionais (dedutíveis) poderão variar entre US$ 180 bilhões e US$ 250 bilhões. Ontem, em Brasília, o ministro da Fazenda, Guido Mantega, estimou que nos primeiros dez anos, Libra vai exigir investimentos de US$ 80 bilhões.

Tomando como premissa o início de produção de Libra em 2019, a IHS espera que o pico de atividade no campo seja atingido somente em 2027, quando é esperado que todas as unidades de produção (entre 10 e 15 plataformas) estejam operando.

A produção nesse momento é estimada em 1,6 milhão de barris de petróleo por dia pela IHS e em 1,4 milhão de barris/ dia pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Atualmente a Petrobras produz 2 milhões de barris/dia, volume afetado pela queda da produção dos campos gigantes da bacia de Campos.

Sobre Libra, Vaz destaca que as estimativas hoje são imprecisas já que os valores finais dependem de várias premissas, principalmente a de confirmação do volume recuperável de reservas do campo, que até hoje tem apenas um poço perfurado com sucesso.

A ANP estima que Libra tenha entre 8 e 12 bilhões de barris recuperáveis de petróleo, o que corresponde a um reserva "in situ" no campo - nem toda ela capaz de ser extraída com a tecnologia atual - variando entre 26 bilhões a 42 bilhões de barris segundo estimativa da consultoria Gaffney, Cline, contratada pela agência reguladora. Já a IHS estima que o campo gigante tenha reservas "in situ" de 18 bilhões de barris.

Mesmo projetando um volume menor, o campo é disparado o de maior tamanho descoberto no mundo desde 2008. Na lista da IHS mostrando as dez maiores descobertas de petróleo no mundo no período, seis são brasileiras - Franco, Libra, Iara, Sapinhoá, Carcará e Júpiter - todas descobertas da Petrobras no pré-sal da Bacia de Santos.

Outras duas descobertas estão no Iraque (Barda Rash e Shaikan), uma nos Estados Unidos (o campo de Tiber) e outra na Noruega (Johan). Desses locais, o único a oferecer uma área para leilão atualmente é o Brasil, já que o Iraque está fechado.

O consórcio que ganhar na segunda-feira o contrato de partilha para produzir petróleo em Libra terá que perfurar mais poços e testar o reservatório e delimitar a área do campo, que tem mais de 1,5 mil quilômetros quadrados de extensão em lâmina d'água de aproximadamente 1.500 metros até o subsolo marinho. Ainda não se conhecem os planos para escoamento dos enormes volumes de gás que serão produzidos. As estimativas são de que a produção de gás chegue a 20 milhões de metros cúbicos dia, o equivalente a dois terços das atuais importações da Bolívia. Contudo, como não existe gasoduto na área, a Petrobras já sinalizou que grande parte da produção de gás no pré-sal será reinjetada nos poços, frustrando setores da indústria.

Fonte: Valor Econômico

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 150

I – NOTÍCIAS

1- PIB da China deve ultrapassar 7,5% no 3º trimestre

No início do ano, a China estabeleceu que 7,5% seria a meta de crescimento anual para 2013

Nelson Ching/Bloomberg

Li Keqiang: o premiê disse que o país prestará mais atenção

à qualidade e eficiência do crescimento

Pequim - O crescimento econômico da China deve ultrapassar 7,5% nos três primeiros trimestres de 2013, à medida que indicadores econômicos recentes apontaram para sinais de recuperação, disse o premiê chinês, Li Keqiang.

Durante discurso na reunião de cúpula da Associação das Nações do Sudeste Asiático (Asean), em Brunei, Li disse que está confiante em igualar as metas para o crescimento econômico neste ano, de acordo com uma transcrição de seu discurso publicada pela agência de notícias estatal Xinhua.

No início do ano, a China estabeleceu que 7,5% seria a meta de crescimento anual para 2013. No primeiro semestre do ano, o produto interno bruto (PIB) chinês cresceu 7,6%, mais lento do que a taxa de crescimento de 7,7% em 2012 e 9,3% em 2011.

De acordo com o premiê chinês, a economia chinesa mostrou tendência de crescimento estável e reforçou que os indicadores econômicos, como o índice de gerentes de compras (PMI, na sigla em inglês), a produção industrial, o consumo de energia e as receitas fiscais se recuperaram.

Li acrescentou que a China continuará aprofundando as reformas e manterá a abertura política. Além disso, o premiê disse que o país prestará mais atenção à qualidade e eficiência do crescimento.

O escritório de estatísticas da China divulgará o crescimento da China no terceiro trimestre e no acumulado do ano em 18 de outubro. 

Fonte: Dow Jones Newswires.

2- Primeiro leilão do pré-sal poderá ter até quatro consórcios na disputa

Fonte: Agência Brasil 

O leilão do Campo de Libra, o primeiro para a área do pré-sal, deverá ter entre dois e quatro consórcios. A previsão é do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão. A licitação está prevista para o dia 21 de outubro. “A possibilidade de um processo efetivamente competitivo, com a presença de sete das 11 maiores empresas do mundo nos leva a esperar que esse primeiro leilão será um grande sucesso”, disse Lobão.

A estimativa da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), divulgada recentemente, era de que até três consórcios entrassem na disputa. No total, 11 empresas se habilitaram para participar do leilão e nove depositaram garantias para a operação. A empresa vencedora será a que oferecer o maior percentual do petróleo excedente à União.

Lobão disse que a expectativa do governo também é grande com a 12ª Rodada de Licitação, marcada para novembro, que terá foco nas áreas com gás não convencional. “Para essa rodada, mantemos elevada expectativa”.

A análise do ministro foi feita na tarde de ontem (10), durante a apresentação do estudo de Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás, desenvolvido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), sob coordenação do Ministério de Minas e Energia e com o apoio da ANP. O documento mapeia as zonas de importância para o desenvolvimento do setor de petróleo e gás no país.

“O estudo vê em cada bacia sedimentar do país quais têm a maior probabilidade de petróleo e gás e orienta a política energética, mostrando a importância de cada uma das áreas”, explicou o presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim. Segundo ele, o documento servirá como base para todo o planejamento na área de política e gás, como orientar licitações, implantações de refinarias, dutos e gasodutos.

3- China se torna o maior importador de petróleo  

A China alcançou mais uma posição de líder mundial, só que esta seus líderes não gostariam de ter. Em setembro, o país ultrapassou os EUA e se tornou o maior importador mundial de petróleo. A informação foi divulgada esta semana pelo governo americano. A nova condição foi obtida devido ao crescimento econômico acelerado e às fortes vendas de automóveis.

O consumo de petróleo da China superou a produção em 6,3 milhões de barris/dia (b/d), que o país teve de importar, segundo informou a Energy Information Administration (EIA) esta semana.

O boom econômico chinês elevou a renda e a influência global do país. Mas também estimulou a demanda por petróleo e gás importados, o que os líderes chineses veem como fraqueza estratégica.

O maior número de automóveis aumentou a poluição nas cidades chinesas. O governo está sob pressão interna e externa para conter a poluição e as emissões de gases.

Os EUA, com uma população de cerca de um terço da da China, ainda consome muito mais petróleo per capita. Em setembro, os americanos consumiram 18,6 milhões de b/d de petróleo e outros combustíveis fósseis líquidos, enquanto que a China usou 10,9 milhões, segundo o relatório "Perspectivas Energéticas de Curto Prazo" da EIA. A produção americana foi de 12,5 milhões de b/d, enquanto que a da China foi de 4,6 milhões.

A economia da China, a segunda maior do mundo, está esfriando, mas mesmo assim ainda deverá crescer quase 8% este ano, bem acima das previsões para os EUA. O mercado automobilístico chinês, o maior do mundo em termos de veículos vendidos, também está perdendo força, mas ainda assim as vendas subiram 11% em agosto.

Pequim está encorajando a produção de energias eólica e solar, além do uso de carros elétricos ou a gás natural. Mas a gasolina deve continuar sendo o principal combustível nas próximas décadas.

O governo vem lançando iniciativas para aumentar a intensidade energética, ou seja, aenergia consumida por unidade de produção econômica. E vem obtendo progresso, mas ainda está bem distante das economias desenvolvidas.

Até o fim da década de 1990, a China era autossuficiente em petróleo, graças ao vasto campo de Daqing, no nordeste do país. Mas o boom econômico sobrepujou sua capacidade de produção, ao mesmo tempo em que a produção das fontes já existentes deverá cair.

Agora o país depende das importações, especialmente da Arábia Saudita e do Irã. Os líderes comunistas veem isso como uma fraqueza estratégica por causa do risco de instabilidade no Golfo Pérsico e do isolamento político do Irã.

A EIA observou que a produção interna de petróleo chinesa foi prejudicada nos últimos dois meses pelas enchentes de verão.

As petroleiras estatais e suas parceiras estrangeiras estão investindo muito na busca de novas fontes de petróleo na China e no desenvolvimento de alternativas como o metano encontrado em jazidas de carvão. Mas ainda precisam encontrar novos depósitos de tamanho similar ao de Daqing.

Fora do país, as estatais chinesas vêm investindo bilhões de dólares no desenvolvimento de produção de petróleo e gás no Iraque, Ásia Central e África. O destino de parte dessa produção é a exportação para a China, mas a maior parte ainda é vendida em outros mercados.

Ao mesmo tempo, a demanda americana por petróleo importado diminuiu depois que a exploração do xisto abriu novas fontes internas de fornecimento. A demanda americana por petróleo e outros combustíveis líquidos cresceu cerca de 110 mil b/d, ou só 0,6%, nos primeiros nove meses do ano, em parte devido à melhora da eficiência dos motores de automóveis, diz a EIA, que prevê queda do consumo de 0,4% no ano que vem.

Os EUA continuarão sendo o maior consumidor de petróleo em 2014, com cerca de 18,7 milhões de b/d, uma queda em relação ao pico atingido de 2005, de 20,8 milhões. A AIE prevê que o consumo da China no ano que vem deverá ser de cerca de 11 milhões de b/d.

Joe McDonald - Fonte: Associated Press

Texto extraído do Valor Econômico

4- Cerca de 22 empresas mostraram interesse na 12ª Rodada de Petróleo e Gás  

Até a ultima 6ª feira,  22 empresas haviam manifestado interesse em participar da 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), afirmou há pouco a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard. Após se reunir com o governador de São Paulo, Geraldo Alckmin, para apresentar as áreas que serão ofertadas no Estado, Magda afirmou a jornalistas que o número de companhias interessadas no leilão "atende expectativas" e está "na ordem de grandeza esperada".

Magda ainda disse que há operadores de todos os portes interessados no leilão, desde grandes empresas com experiência em exploração de gás de xisto nos Estados Unidos, até operadores de menor porte sem experiência na exploração de gás convencional.

As empresas tem até o fim da tarde de amanhã, dia 11 de outubro, para manifestar interesse no leilão, marcado para os dias 28 e 29 de novembro, que ofertará áreas com potencial de descobertas de gás natural não convencional.

A taxa de participação, por bacia, varia de R$ 15 mil a R$ 30 mil. Serão 110 blocos em áreas de novas fronteiras nas bacias do Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba.

Em São Paulo, serão ofertados cinco blocos, que abrangem 40 municípios da região do Pontal de Paranapanema, próximo à divisa com o Paraná.

Segundo o governador de São Paulo, esta é uma região menos desenvolvida do Estado. "É uma grande notícia para São Paulo", afirmou Alckmin, que também disse acreditar que o Estado poderá aproveitar para prover bens e serviços para as futuras explorações de gás e petróleo no continente e na região do pré-sal.

10/10/13 - Tainara Machado

Fonte: Valor Online

5- Firjan realiza série de debates sobre gestão ambiental

A Firjan está promovendo uma série de palestras sobre gestão ambiental direcionadas a micro e pequenas empresas. Na ultima sexta-feira , na sede da entidade, localizada no Centro do Rio de Janeiro, o convidado foi o coordenador de Meio Ambiente da Fábrica Carioca de Catalisadores (FCC), Abílio Faria, que falou sobre as políticas sustentáveis e a cadeia de fornecedores.

Os participantes do encontro receberam o "Manual de Gestão Ambiental para micro e pequenas empresas".

As próximas palestras serão em Friburgo (29), Duque de Caxias e Petrópolis (ambas dia 30). Informações e inscrições pelo 0800 0231 231 e 4002 0231. 

Fonte: Redação / Agência

II – COMENTÁRIOS

1- Nova regra da Petrobras afeta caixa de fornecedor

Fonte: Valor Econômico 

A nova sistemática adotada pela Petrobras para analisar aditivos contratuais e pleitos apresentados por fornecedores está levando empresas da cadeia de óleo e gás a enfrentar problemas financeiros. A necessidade da estatal de ter um maior controle do caixa também fez com que os fornecedores passassem a utilizar capital de giro próprio para financiar encomendas da petroleira. A combinação dessas medidas criou dificuldades para empresas que prestam serviços à Petrobras ou estão envolvidas diretamente em suas obras.

Nos casos mais graves, as companhias entraram com pedidos de recuperação judicial ou tiveram a falência decretada. Entre essas empresas, estão as baianas Tenace e GDK e a carioca Proen. A Tenace entrou com pedido de falência na comarca de Salvador enquanto GDK e Proen ingressaram com pedidos de recuperação judicial. Há também um grupo de empresas que está em processo de reestruturação do seu negócio. É o caso das empresas Jaraguá e Multitek.

Executivo de um grande grupo contratado pela Petrobras, que preferiu não se identificar, disse que a estatal continua pagando as faturas rigorosamente em dia. Mas afirmou que há um "represamento" na aprovação de pedidos ou aditivos aos contratos originais. Ele disse que um grupo com menos de dez empresas que tem grandes contratos com a Petrobras e muitas vezes atuam em consórcio têm entre R$ 300 milhões e R$ 500 milhões a receber da estatal. Os valores referem-se 100% a pleitos ou aditivos contratuais.

Em nota, a Petrobras afirmou que ainda não percebe "risco sistêmico" na sua cadeia de fornecedores como resultado de dificuldades pelas quais passam empresas que prestam serviços ou estão envolvidas em obras da estatal. "O que há são problemas localizados em poucos fornecedores de uma base de fornecedores de mais de 20 mil empresas. Cada empresa possui sua própria gestão financeira, que não é do conhecimento da Petrobras".

A partir de fevereiro, a Petrobras passou a centralizar na diretoria-executiva a aprovação de pedidos de cobrança adicionais feitos por fornecedores. Antes esses pleitos eram aprovados pelos próprios gerentes nas obras. Os pleitos ou aditivos surgem a partir de mudanças de escopo nos contratos. A razão para a apresentação de tantos aditivos e pleitos extras se relaciona, segundo um executivo, com a elaboração de projetos de engenharia, incluindo o projeto-conceitual, que depois precisam passar por modificações durante a obra, encarecendo a execução do empreendimento. A fonte disse que a Petrobras fez grandes contratações de projetos de engenharia no exterior. E esses projetos precisam passar por adaptações à realidade local, afirmou.

Em recente entrevista ao 'Valor', a presidente da Petrobras, Graça Foster, afirmou: "Pleito e mérito não são sinônimos. Uma coisa é você chegar aqui e pleitear. A outra é você ter o mérito de. Mérito, para nós é dívida e tem de pagar. Sempre foi assim. O que mudou é que, desde de fevereiro deste ano, os pleitos entram pela diretoria. Não pelo coordenador do projeto, lá na base da pirâmide. Porque o coordenador do projeto não tem autoridade para autorizar mudança de escopo".

José Velloso Dias Cardoso, presidente-executivo da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), disse que a maioria dos fornecedores corresponde a empresas que dependem da Petrobras. "Quem está nesse mercado de óleo e gás, praticamente só tem um cliente: a Petrobras". Segundo ele, a estatal demora a reconhecer que um material foi entregue ou uma obra, concluída. "A partir do momento que a Petrobras reconhece, que dá entrada na nota fiscal, paga no vencimento". Cardoso disse que muitas vezes as mudanças nos contratos são propostas pela própria Petrobras. Mas acontece de, na hora de a obra ficar pronta, as alterações ainda não terem sido aprovadas pela diretoria.

Antonio Müller, presidente da Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi), sinalizou que a saída é a busca de um consenso. "Temos mantido contato frequente com a Petrobras visando a uma solução que atenda aos dois lados [Petrobras e fornecedores], em especial no aspecto fluxo de caixa". Segundo ele, a Abemi é favorável a que a Petrobras tenha capacidade de refino e um preço de combustível "conveniente" para poder investir.

O fluxo de caixa ao qual Müller se refere remete a uma prática que era adotada pela Petrobras no passado recente de fazer adiantamentos de pagamentos durante a obra. Essa prática é conhecida no mercado pelo jargão de "fluxo de caixa neutro". Esse sistema consistia na realização de pagamentos a cada etapa da obra que o fornecedor cumpria. Esse modelo foi abandonado e substituído, segundo fontes, pelo programa Progredir, criado pela estatal para estimular e facilitar o financiamento por bancos a fornecedores da cadeia de óleo e gás. Algumas empresas alegam que o programa não está operando como o previsto inicialmente.

Em resposta por escrito ao 'Valor', a Petrobras afirmou que o Progredir é um excelente meio pelo qual o fornecedor pode obter financiamentos de forma mais rápida e com menores custos. A empresa informou que realiza todos os pagamentos dos "compromissos reconhecidos" pela companhia de acordo com os prazos estabelecidos em contrato.

Perguntada se tornou-se mais exigente na análise de aditivos ou pedidos feitos pelos fornecedores, afirmou: "Não houve quaisquer modificações no procedimento de avaliação de pleitos por parte da Petrobras. O procedimento está consolidado na companhia e é de conhecimento do mercado há muitos anos. Todos os pleitos apresentados pelas empresas contratadas são submetidos à avaliação técnica por uma comissão constituída para este fim, bem como a uma avaliação jurídica. Caso tenham o mérito aprovado, os pleitos têm os seus valores negociados de comum acordo entre as partes".

Uma fonte da Petrobras que não quis se identificar negou que a empresa esteja devendo a fornecedores e afirma que a estatal "mantém rigorosamente em dia seus pagamentos", ressaltando que a empresa tem US$ 25 bilhões em caixa e, portanto, não tem motivos para atrasar pagamentos. Segundo ela, o problema com alguns fornecedores é reflexo da administração financeira dessas empresas. Entre os problemas apontados está o fato de algumas companhias terem se comprometido com obras além de sua capacidade de execução. "Ainda, na maioria dos casos, usaram recursos obtidos do Progredir para aplicar em outras atividades ou destinar a outros fins, não tendo agora como cobrir o buraco".

2- Evento reunirá os maiores líderes da indústria de energia no RJ

Fonte: Ascom/ IBP 

De 29 a 31 de outubro, o Rio de Janeiro receberá um dos maiores eventos de petróleo e gás do país, a OTC Brasil 2013. Estarão presentes os executivos de empresas como Petrobras, Schlumberger, Total, Shell, Chevron, Baker Hughes, ExxonMobil e BP. Organizada pela OTC e pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), a conferência e a exposição têm foco na indústria offshore brasileira em águas profundas.

A programação inclui a apresentação de mais de 250 trabalhos técnicos selecionados por profissionais do setor, avaliando todos os aspectos dos sistemas de perfuração e poços offshore, estruturas flutuantes e produção submarina avançada, bem como a complexa gestão de integridade para mantê-las em funcionamento.

A sessão de abertura, no dia 29, tem como destaques a presidente da Petrobras, Graça Foster e Lars Christian Bacher, vice-presidente executivo internacional para desenvolvimento e produção da Statoil.

Dentre as novidades da OTC Brasil para este ano, há uma série de almoços-palestra apresentando executivos e especialistas para discutir questões nacionais e internacionais do setor energético.

No dia 30, o destaque vai para o painel “As perspectivas de exploração e produção no Atlântico Sul”. Moderada pelo presidente do IBP, João Carlos de Luca, a sessão apresentará os pontos de vista das empresas operadoras sobre novas fronteiras exploratórias em ambos os lados do Atlântico Sul. O painel contará ainda com o diretor de E&P da Petrobras, José Formigli; com o vice-presidente executivo para exploração da BG, Malcolm Brown; Mark Shuster, vice-presidente executivo para exploração da Shell; Eunice Carvalho, presidente da Chevron Brasil; e Rocky Becker, vice-presidente para as Américas da ExxonMobil.

No último dia, dois almoços-palestra estão em evidência. Conduzidos pelo CEO da Sete Brasil, João Ferraz, e pelo consultor de conteúdo da presidência da Petrobras, Paulo Alonso, os encontros vão tratar da construção de novas plataformas e do credenciamento de fornecedores.

Além do conteúdo técnico, a OTC Brasil terá uma exposição com as mais recentes tecnologias e equipamentos de mais de 250 empresas brasileiras e estrangeiras. Países como Estados Unidos, Canadá, China, França, Itália, Reino Unido, Alemanha e Noruega são alguns dos expositores presentes na feira.

3- Regime de partilha é o melhor para exploração do pré-sal

Fonte: Agência Brasil  

O leilão do Campo de Libra, primeiro do pré-sal, programado para o dia 21 deste mês, "será um sucesso", não só pelo tamanho das reservas, estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris de petróleo, mas também pela absorção de investimentos pela indústria local, avaliou em entrevista à 'Agência Brasil' a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard.

A mudança do regime de concessão para o sistema de partilha não trará prejuízo para o país, garantiu. A dirigente salientou que o regime de partilha já faz parte do portfólio de todas as grandes petroleiras globais. Isso inclui a Petrobras, “quando atua na Nigéria, em Angola”. Por isso, afiançou que o contrato de partilha não é um desconhecido da indústria do petróleo. “Ao contrário, ele é alguma coisa comum na indústria do petróleo e, tanto quanto o contrato de concessão, as grandes petroleiras sabem lidar bem com ele”.

Segundo a diretora-geral da ANP, o regime de concessão funcionou e ainda funciona bem no Brasil. “Mas, quando nós vamos para áreas de menor risco, como é o caso do pré-sal, e de alto potencial, ou seja, nós estamos em busca de jazidas gigantes, o regime de concessão acabaria dando para o estado brasileiro uma participação aquém do desejado”.

Tomando como exemplo o Campo de Marlim, na Bacia de Campos, que foi o que mais produziu até hoje no Brasil, em águas profundas, Magda assegurou que a exploração da área não tem sequer 60% de participação governamental. “Algumas vezes, fica quase lá, outras retrocede um pouquinho, dependendo do preço do petróleo”.

De acordo com o edital, cada consórcio pode ter, no máximo, cinco empresas, mas a diretora-geral estimou que as 11 companhias que manifestaram interesse no leilão podem se associar de diversas maneiras. Magda lembrou que as empresas participantes são de grande porte mundial. “Se nós olharmos o ranking das empresas que terminaram 2012 com maior valor de mercado, na primeira dúzia, sete estão participando da nossa licitação. Nós só podemos ficar felizes”.

A diretora-geral da ANP acredita que a indústria e, em especial, a engenharia nacional, estão preparadas para enfrentar os desafios do pré-sal. Ela explicou que, se houver demanda, a indústria vai se habilitar a fornecer. “Não podemos ficar esperando que a indústria forneça o bem, porque o serviço virá sempre a reboque da encomenda, e não vice-versa, já que não é um produto de prateleira”, argumentou.

Magda acrescentou que, em 1998, quando a ANP assinou os primeiros contratos de concessão, o investimento em pesquisa e desenvolvimento era bastante reduzido. Ao longo dos últimos dez anos, foram investidos em pesquisa e desenvolvimento (P&D) US$ 13,5 bilhões. Ela prevê que, para os próximos dez anos, mais US$ 15 bilhões devem ser investidos no setor, dando uma nova dimensão ao país em P&D.

O mesmo ocorre em relação ao desenvolvimento da indústria local. Magda citou o exemplo da indústria naval, que vem experimentando uma retomada na última década, após um grande período de estagnação. “É o ressurgimento da indústria naval. Hoje, nós temos estaleiros trabalhando para a indústria do petróleo, desde o Nordeste até o Sul do país. É um resultado palpável de inserção tecnológica, de aumento de capacitação, de fornecimento de bens brasileiros”.

Falando também à 'TV Brasil', Magda Chambriard admitiu que, após a licitação de Libra, a primeira coisa que vai mudar é que as empresas vão ter confiança de que o pré-sal “é uma coisa de grande porte, uma coisa alavancadora de desenvolvimento, capaz de uma inserção de tecnologia e de agregação de bens e serviços gigantesca”.

Ela informou que, tanto nos contratos de concessão como de partilha, está previsto que 1% do faturamento bruto dos grandes campos de petróleo e gás deve ser investido em pesquisa e desenvolvimento nas universidades e centros de pesquisa brasileiros, em prol da sociedade do Brasil.

“Se eu imaginar que Libra será uma área que poderá ter um pico de produção superior a 1 milhão de barris por dia, eu consigo imaginar o montante de investimento que poderá advir em pesquisa, desenvolvimento tecnológico e inovação, fruto desse desenvolvimento”, destacou.

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 149

I – NOTÍCIAS

1- Pré-sal transforma o cenário no Brasil

Fonte: Valor Econômico  

Localizadas na Bacia de Santos (a 300 km da costa) e na Bacia de Campos (a 100 km da costa), entre os Estados de Santa Catarina e Espírito Santo, as áreas do pré-sal apresentam atividades que envolvem explorações em profundidades de seis mil metros a partir do nível do mar, em média, sendo cerca de dois mil metros de lâmina d'água e dois mil metros de sal. Somam-se a essas características rochas que são atravessadas até as jazidas de petróleo. A profundidade desses poços equivale a dez vezes a distância do nível do mar ao topo da estátua do Cristo Redentor.

Só a Petrobras, líder dos consórcios de exploração da área do pré-sal, atingiu, em junho de 2013, a marca de 326 mil barris de petróleo por dia (bpd) nas bacias de Santos e Campos. De acordo com a empresa, trata-se de um novo recorde de produção de petróleo da camada pré-sal.

Dos US$ 147, 5 bilhões investidos pelo segmento de Exploração e Produção da Petrobras, 73% serão alocados para desenvolvimento da produção. Neste universo de desenvolvimento da produção, 68% correspondem a investimentos no pré-sal e Cessão Onerosa. De acordo com o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017, a Petrobras produzirá no pré-sal um milhão de barris de petróleo por dia em 2017. Em 2020, a produção do pré-sal vai corresponder a 50% da produção total de petróleo no Brasil, o que significa mais de dois milhões de barris de petróleo por dia.

As áreas do pré-sal mudaram o cenário do setor de óleo e gás no Brasil e também os planos de quem participa da exploração desses blocos. Com a perspectiva de produzir 600 mil barris de petróleo por dia até 2020, a BG Brasil será, nos próximos cinco anos, o ativo mais importante do BG Group em todo o mundo em termos de produção. Hoje, o Egito corresponde ao maior ativo do grupo em termos de produção, sendo responsável por 21% da produção total, seguido dos ativos do Reino Unido (16%) e Cazaquistão (16%).

No pré-sal da Bacia de Santos, a BG Brasil tem participação em quatro blocos, que incluem grandes descobertas como Lula, Iracema, Iara, Sapinhoá e Carioca, onde a companhia tem obtido alta taxa de sucesso no programa de perfuração junto aos parceiros. Só nos projetos da área do pré-sal, a BG Brasil já investiu US$ 5 bilhões, sendo que de 2013 a 2018, a previsão é investir US$ 3 bilhões ao ano.

"Com a exploração e produção das áreas do pré-sal, a BG Brasil se tornará em breve o ativo mais importante do BG Group. Em 2014, vamos nos consolidar na posição de maior produtor privado do Brasil, quatro anos após iniciada a produção. Como nossa curva de produção aumenta muito rápido, uma realidade que não faz parte de nenhum outro produtor privado no Brasil, mesmo se forem confirmadas novas descobertas, seremos o líder do setor privado por um bom tempo", afirma Nelson Silva, presidente da BG Brasil.

Com grande ênfase e prioridade máxima em saúde, segurança e meio ambiente, a BG Brasil encontrou na Petrobras um parceiro perfeito na exploração do pré-sal. "Entendemos que a Petrobras não é nem um pouco diferente com relação a isso", ressalta Silva.

De acordo com o presidente da BG Brasil, se há um desafio na exploração do pré-sal, ele está relacionado ao trabalho com outros parceiros e atividades como construção de estaleiros e prestação de serviços. Silva explica que grande parte dessa mão de obra não tinha experiência em atividade industrial e traz uma percepção de risco diferente. Essa transição acaba sendo delicada, pois é necessário realizar muitos esforços em treinamento e na disseminação da cultura de segurança. "Mas temos resultados positivos neste aspecto, até porque a Petrobras lidera esse esforço", afirma.

Além de investir na formação profissional, a BG Brasil, a partir dos bons resultados da exploração do pré-sal, desenvolveu um programa ambicioso de estímulo às áreas de P&D no país. Até 2025, a companhia vai investir cerca de US$ 2 bilhões em projetos de pesquisa, sendo metade desse valor direcionado para projetos com a área acadêmica e a outra metade para programas desenvolvidos com parceiros privados.

Não por acaso, o BG Group vai instalar no Brasil o Centro Global de Tecnologia, que será construído no Parque Tecnológico da ilha do Fundão, no Rio de Janeiro, com inauguração prevista para o segundo semestre de 2014. Silva diz que o Centro vai coordenar programas de pesquisas com universidades brasileiras, como o projeto do mais potente supercomputador da América do Sul. O equipamento tem capacidade para realizar 300 a 400 trilhões de operações por segundo. A prioridade é o estudo e aprimoramento da tecnologia chamada Full Waveform Inversion (FWI), relacionada ao processamento de dados sísmicos 3D e 4D. O projeto envolve parceria com a Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) e tem colaboração da Universidade de British Columbia (Canadá) e da Imperial College London (Inglaterra), duas referências mundiais em FWI.

A BG Brasil é idealizadora e parceira nesse projeto de implantação do mais potente supercomputador da América do Sul. O equipamento é voltado à pesquisa em geofísica, e o projeto vai receber investimento total de cerca de US$ 32,1 milhões, sendo US$ 21,7 milhões oriundos da BG Brasil.

Com as atividades na área do pré-sal, a Petrobras também vem desenvolvendo projetos de novas tecnologias para exploração e produção em águas profundas. De acordo com o plano de negócios da estatal, no caso do pré-sal, diante da gigantesca escala das descobertas, e, consequentemente, das operações, os benefícios da contínua inovação serão ainda mais significativos do que os já desenvolvidos em qualquer campo de água profunda tanto no Brasil quanto no Golfo do México ou no Mar do Norte.

2- Petrobras comunica indícios de hidrocarbonetos no bloco BM-S-24

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação  

A  Petrobras comunicou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a presença de hidrocarbonetos no bloco BM-S-24 - área onde está localizado o prospecto de Júpiter, situado no pré-sal da Bacia de Santos. O poço perfurado foi o 3BRSA1183RJS, em lâmina d'água de 2.251 metros.

A Petrobras é a operadora do bloco, com 80% de participação no consórcio, e tem como parceira a Petrogal, com 20% de participação.

3- Política de preço da gasolina é maior desestimulo ao crescimento do setor sucroenergético  

A política de preços de combustíveis fósseis tem causado insatisfação no setor sucroenergético a anos. O subsídio à gasolina, na prática, funciona como estímulo ao consumo desta em detrimento do etanol.

O Subsecretário de Energias Renováveis do Estado de São Paulo, Milton Flavio Marques Lautenshlager, comentou que não depende só do governo de São Paulo incentivar e aumentar o consumo do etanol. São Paulo é atualmente o maior Estado produtor. Segundo ele, o maior desestímulo hoje ao crescimento do setor sucroenergético e a produção de etanol é a política de preço de combustível, onde a Petrobrás vende gasolina mais barato do que compra.

A autoridade destacou, no entanto, que o governo continua buscando medidas para alavancar o uso de biocombustíveis renováveis, e para isso foi criado o decreto estadual nº 59.038/2013. O programa paulista de biocombustíveis, tem como objetivo ampliar e incentivar a participação do uso de biocombustíveis nas autarquias estaduais.

"A ideia é que sempre que possível o estado deverá comprar ou locar veículos que sejam flex", apontou o Lautenshlager.

Dados da Secretaria do Estado apontam que dos veículos públicos em São Paulo, 5% são a etanol; 29% rodam só com gasolina; 48% são veículos flex; e 18% dos carros são a diesel.

Milton Flávio pontuou que, somando veículos flex e a etanol, 53% da frota poderia estar rodando com etanol. Porém em 2012 o consumo de etanol foi de apenas 36% do total. Isso foi um dos motivos pelo qual o decreto foi criado.

O subsecretário atribui essa defasagem a um falta de cultura em utilizar o etanol. Na época em que foi realizado o estudo que mostra o consumo de etanol nos veículos públicos, apenas dois meses do ano a gasolina foi mais vantajosa, do ponto de vista econômico. "Levando em conta que a partir de 70% do custo da gasolina, é mais vantajoso o uso do álcool, em dez meses o etanol compensou mais", avaliou.

Fonte: Universoagro

4- Brasil deve anunciar grande descoberta de petróleo em semanas  

Autoridades brasileiras pretendem anunciar a descoberta de uma gigantesca reserva de petróleo no mar, situada perto do Estado de Sergipe, nas próximas semanas, no que poderia ser a maior do país fora da grande região do "pré-sal", informou o governo estadual.

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, vai "anunciar oficialmente a descoberta" durante uma visita à capital do Estado, Aracaju, disse à Reuters um porta-voz do governador em exercício, Jackson Barreto,.

Uma campanha exploratória na costa de Sergipe mostra que uma área controlada pela Petrobras e um parceiro indiano possivelmente possui mais de 1 bilhão de barris de petróleo, disseram à Reuters fontes do governo e da indústria, em reportagem publicada no dia 26 de setembro.

Esse volume é mais do que suficiente para suprir todas as necessidades de petróleo dos Estados Unidos, o maior consumidor de petróleo do mundo, por quase dois meses.

"Lobão aceitou o convite do governador para viajar para Aracaju no dia 23 de outubro" disse o governo de Sergipe em um comunicado. "Naquele dia, de acordo com o governador, a maior descoberta de petróleo em 2013 será anunciada oficialmente."

O Ministério de Minas e Energia do Brasil confirmou que Lobão está com viagem programada para ir para Aracaju em 23 de outubro. A pasta se recusou a informar a razão para a sua viagem.

A Petrobras se recusou a confirmar o tamanho da descoberta. Mas a presidente-executiva da estatal, Maria das Graças Foster, chamou de "uma bela descoberta" em uma entrevista coletiva em 27 de setembro.

Ela disse que a empresa planeja produzir pelo menos 100 mil barris por dia a partir de campos offshore de águas profundas em Sergipe, a partir de 2018.

A Petrobras, operadora do SEAL-11, é dona de 60 por cento do bloco, e a indiana IBV detém o restante.

Fontes da indústria e do governo disseram anteriormente à Reuters que o bloco SEAL-11 e as áreas adjacentes podem conter mais de 3 bilhões de barris de petróleo in situ, um termo que inclui recursos irrecuperáveis, bem como o petróleo que pode ser economicamente produzido.

Essa quantidade pode ser suficiente para permitir a produção de cerca de 1 bilhão de barris, de acordo com fontes da indústria brasileira, com base em taxas de recuperação da indústria local.

Barreto está substituindo o governador em Sergipe, Marcelo Deda, que está em licença médica.

Fonte: Jeb Blount

Reuters

5- Congresso do Equador autoriza exploração de petróleo na Amazônia  

O Congresso do Equador autorizou nesta quinta-feira a exploração de petróleo na reserva amazônica de Yasuní, a pedido do presidente Rafael Correa, apesar da oposição de grupos indígenas e de ecologistas, que exigem um referendo sobre o tema.

Em segundo e definitivo debate, o Legislativo - controlado pelo governo - declarou de ´interesse nacional´ a exploração do bloco em Yasuní com reservas de 920 milhões de barris, o que permite ao governo iniciar efetivamente os trabalhos.

Hoje é um dia histórico, estamos construindo um país diferente. Hoje vamos garantir que estes recursos melhorem a qualidade de vida´ dos equatorianos, disse a vice-presidente do Parlamento, Marcela Aguiñaga.

Os campos Ishpingo, Tambococha e Tiputini (ITT) representam cerca de 20% das reservas de petróleo do Equador, e estão situados no Parque Nacional Yasuní, uma reserva mundial da biosfera com quase um milhão de hectares.

A decisão ocorre após Correa desistir do projeto Yasuní-ITT, que visava evitar a exploração petroleira no Parque Nacional, declarado pela Unesco reserva mundial da biosfera em 1989.

Apresentado em 2007 na ONU, o plano pretendia evitar a emissão de 400 milhões de toneladas de gases causadores de efeito estufa, responsáveis pelo aquecimento global, em troca de uma compensação internacional de US$ 3,6 bilhões, uma quantia que devia ser arrecadada em 12 anos.

No entanto, em seis anos o país juntou contribuições de empresas, pessoas físicas e países que somaram apenas 13,3 milhões de dólares, ou 0,37% da meta. O dinheiro foi depositado em um fundo administrado por um programa das Nações Unidas.

Diante do apoio escasso, Correa pediu ao Congresso que declarasse de interesse nacional a exploração petroleira do bloco Ishpingo, Tambococha e Tiputini (ITT).

A decisão foi rejeitada por ambientalistas e indígenas, que exigem um referendo sobre a exploração petroleira na Yasuní.

Após desistir de sua estratégia ambiental, o presidente prometeu gerar um impacto mínimo na Reserva Yasuní, onde já operam petroleiras há décadas. Um dos primeiros poços que serão explorados nos próximos meses pela estatal equatoriana Petroamazonas, o Tiputini, fica fora da área reservada.

Com um milhão de hectares, Yasuní é uma floresta tropical úmida, onde os cientistas afirmam que é possível apreciar a maior biodiversidade por quilômetro quadrado da Amazônia. Além disso, é refúgio de indígenas em isolamento voluntário.

Segundo estimativas privadas, 11 mil indígenas estão assentados no Yasuní, a maioria quéchuas.

Fonte: AFP

II – COMENTÁRIOS

1- Shell pode atingir 70 mil boed

Fonte: Valor Econômico 

O anúncio da Shell de que produzirá 35 mil barris de petróleo por dia na segunda fase do desenvolvimento do Parque das Conchas, na Bacia de Campos, deixa implícito que ela poderá atingir um pico de 70 mil barris de óleo equivalente por dia produzidos no país no primeiro semestre de 2014. A Shell anunciou a extração do chamado "primeiro óleo" da segundo fase da exploração do conjunto de campos descobertos no bloco BC-10, que fica na parte capixaba da Bacia de Campos.

Operadora da área, a empresa não confirma volumes de produção. Informa que não é possível prever o ritmo de depleção natural da produção dos campos Abalone, Ostra e Argonauta, que integram a fase 1 do projeto. Produzindo hoje 42,68 mil barris de óleo equivalente por dia (39,7 mil barris exclusivos de petróleo) nas áreas que opera, a Shell ocupa o terceiro lugar entre as maiores produtoras de petróleo do Brasil, atrás da Petrobras e da Statoil quando considerada a produção das áreas que opera. Quando considerada a parte que cabe nos consórcios, a Shell fica em quinto lugar, tendo Petrobras, Statoil, BG e Sinochem na sua frente.

O Parque das Conchas começou a produzir em 2009, atingindo pico de 90 mil barris por dia em 2010 mas hoje produz 35 mil barris de óleo equivalente/dia com o esgotamento dos reservatórios. Na fase 2, que começou a produzir ontem, a Shell conectou a plataforma FPSO Espírito Santo ao campo Argonauta O-Norte. Junto com os atuais sócios Petrobras (35%) e a indiana ONGC (15%), a companhia planeja a terceira fase, que prevê a conexão dos campos Massa e Argonauta O-Sul. O pico estimado ali é de 28 mil barris/dia quando essa fase tiver início. O Parque das Conchas não terá a Petrobras como sócia por muito tempo. A estatal vai vender sua participação e recebeu oferta de US$ 1,54 bilhão da chinesa Sinochem por seus 35%, mas os sócios vão exercer o direito de preferência assim que a operação for aprovada pelo Cade e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis .

2- Demanda continua alta para sondas e embarcações

Fonte: Valor Econômico  

A queda na demanda de investimentos na indústria de óleo e gás não parece generalizada. O Grupo Bravante contraiu empréstimo de US$ 249 milhões avalizados pelo Tesouro dos Estados Unidos para a construção, em um estaleiro da Flórida, de cinco navios da apoio marítimo para as atividades exploratórias de petróleo da Petrobras no Golfo do México e no Brasil.

O Bravante 5, primeiro da série, já está em fase de conclusão e deverá ser entregue em outubro. Já a Sete Brasil contratou a construção de 29 sondas para águas ultraprofundas a cinco estaleiros brasileiros. Dois equipamentos já começaram a ser montados em Cingapura e serão finalizados no Brasil para atender às exigências de pelo menos 65% de conteúdo local.

O empréstimo obtido pela Bravante faz parte de um investimento maior, da ordem de R$ 2 bilhões, que o grupo planeja aplicar em cinco anos para ampliar a frota própria de embarcações de apoio marítimo, que passará de doze para 23 navios. A companhia tem 78 embarcações em operação. Quarenta navios estão dedicadas ao transporte de combustível em Paranaguá, Santos, Rio de Janeiro, Vitória e Recife, e 38 são barcos de apoio offshore. Parte dos novos barcos de apoio marítimo serão construídos no estaleiro do grupo, em São Gonçalo, na Região Metropolitana do Rio de Janeiro.

A decisão de contratar as cinco embarcações no estaleiro Eastern Shipyard, em Panamá City, na Flórida, levou em conta a velocidade da demanda por esses navios no mercado brasileiro. As embarcações suportam até 4,5 mil toneladas de carga e vão operar em águas rasas e profundas, atendendo às explorações do pré-sal.

Já a Sete Brasil recebeu em agosto a aprovação do Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante (FMM) de concessão de uma linha de crédito de até R$ 10,3 bilhões para a construção de oito sondas de perfuração de última geração, parte do portfólio total de 29 equipamentos da empresa hoje em construção em cinco estaleiros brasileiros. Especializada na gestão de ativos para prestação de serviços na indústria de petróleo offshore, a Sete Brasil é uma das maiores empresas mundiais na área de sondas de perfuração especializadas em águas profundas e ultraprofundas. Os recursos aprovados pelo Conselho Diretor do FMM serão repassados mediante a contratação de financiamentos de longo prazo por agentes financeiros autorizados.

Máquinas e equipamentos usados no setor de óleo e gás são fonte de preocupação da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq). De acordo com a entidade que representa as companhias de bens de capital mecânico, as empresas que atuam neste segmento estão sentindo a redução dos pedidos da Petrobras, por conta da dificuldade de caixa por que passa a estatal.

A Abimaq não divulga o faturamento das empresas por nichos de atuação, mas a queda das vendas de todo o setor foi de 6,7% neste ano até agosto, na comparação com o mesmo período do ano passado, e somou R$ 52,2 bilhões. Apenas em agosto, as receitas somaram R$ 7,3 bilhões, valor 2,1% abaixo do volume registrado no mesmo mês de 2012.

3- Evento vai mostrar as oportunidades no setor de óleo e gás em Pernambuco

Fonte: Redação TN Petróleo/ Rodrigo Miguez  

Ainda sem exploração de petróleo no estado, mas com grandes perspectivas após a realização da 11ª rodada, Pernambuco está se preparando para ser um importante agente na cadeia de óleo e gás do país. Com diversas empresas do setor de instalando em várias regiões do estado devido aos investimentos em obras como a Refinaria Abreu e Lima e o Porto de Suape, Pernambuco será em pouco tempo um hub logístico para o mercado. 

E são essas oportunidades de negócio que serão mostradas durante a segunda edição do Pernambuco Petroleum Business, evento que vai ser realizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), entre os dias 23 e 25 de outubro, no Centro de Convenções de Olinda. O evento terá feira de exposição das principais empresas do setor, palestras e ainda uma rodada de negócios com 10 empresas-âncora, dentre elas Transpetro, Schlumberger, Petrobras, Vard Promar e Impsa. Paralelamente ao Pernambuco Petroleum Business, será realizada a FIMMEPE (Feira da Indústria Mecânica, Metalúrgica e de Material Elétrico de Pernambuco). 

Segundo o governo do estado, Pernambuco vem crescendo 2% a mais que a média nacional, e nos últimso anos o estado vem fazendo investimentos robustos no ensino técnico, inclusive enviando alunos para intercâmbio em países como Estados Unidos e Austrália, visando a capacitação de mão de obra para atuar nesses grandes projetos nas áreas portuária, de energia e de petróleo. Para Marco Túlio Rodrigues, diretor da Agência de Desenvolvimento Econômico de Pernambuco (AD Diper), a 11ª rodada de licitações da ANP, colocou a região Nordeste no cenário exploratório do setor de petróleo e gás. 

"O evento não é técnico, e sim estratégico, para proporcionar um espaço de debate para o mercado ver e entender o que está acontecendo de positivo na região", afirmou Milton Costa Filho, secretário executivo do IBP. O Pernambuco Petroleum Business será divido em três blocos: Perspectivas, Logística e Pernambuco. O evento vai contar com participação de grandes empresas do setor que estão instaladas no estado, como Estaleiro Atlântico Sul, Queiroz Galvão e Petra Energia.