OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 186

I – NOTICIAS

1- Investimento em petróleo, com Libra, deve subir R$ 30 bi  

O BNDES mapeou os investimentos previstos nos diversos setores  da economia brasileira e concluiu que deverão somar R$ 4,07 trilhões no período de 2014 a 2017.

A cifra é apenas um pouco superior aos R$ 3,98 trilhões apurados pelo mesmo estudo feito em outubro de 2013 para esse mesmo período.

Dentre os setores, as maiores revisões foram em petróleo e gás, com aumento de R$ 30 bilhões de investimentos em relação a outubro.

Boa parte desse montante se refere aos investimentos já sinalizados para o campo de Libra, concedido no final do ano passado à Petrobras, Shell, Total e estatais chinesas, no fim do ano passado. Para o setor de petróleo e gás, está estimado o investimento total de R$ 488 bilhões entre 2014 e 2017. 

Fonte: Folha de S. Paulo

2- Estoque de petróleo dos EUA tem queda na semana  

Os estoques de petróleo dos Estados Unidos encolheram em 7,2 milhões de barris na semana encerrada em 16 de maio, na comparação com a anterior, para 391,3 milhões de barris.

Em sentido contrário, as reservas de gasolina aumentaram em 1 milhão de barris no período e os níveis de destilados subiram em 3,4 milhões de barris, alcançando, respectivamente, 213,4 milhões de barris e 116,3 milhões de barris.

O relatório do Departamento de Energia americano mostrou ainda que as refinarias utilizaram 88,7% de sua capacidade operacional na semana passada, contra 88,8% de uma semana antes. 

Fonte: Valor Online 

3- Venezuela anuncia exploração de gás de xisto  em parceria com a Petrobras

A Venezuela vai começar a sua primeira exploração de gás de xisto no oeste do país, através de uma parceria com a brasileira Petrobras, disse  o ministro do Petróleo daquele País.

“Aprovamos no ministério fazer as primeiras explorações para a busca de gás de xisto aqui no Lago Maracaibo”, disse Rafael Ramirez durante uma conferência.

“Vamos começar em nossa joint venture Petrowayu”, disse Ramirez sobre a sociedade, cuja empresa com maior participação é a PDVSA e na qual também participam a Petrobras com 36% e a norte-americana Williams International Oil&Gas com 4%.

A exploração do gás de xisto já é comum em países como os EUA e Canadá, que veem o recurso como a principal fonte de energia do mundo dentro de 20 ou 30 anos.

A nova tecnologia também tem seus críticos que acusam a exploração do gás de xisto de destruir fontes de água doce, inclusive subterrânea, e até causar abalos.

No entanto, as grandes empresas batizaram o recurso de “pérola energética” e estão gastando bilhões de dólares para pesquisa e exploração em grande escala.

O gás de xisto permitiria à Venezuela, que possui as maiores reservas de petróleo do mundo, economizar combustível para exportação ao destinar menos para geração de energia.

Fonte: Valor Econômico

4- Novas UMSs começam a atuar na Bacia de Campos

UMS Cidade de Quissamã. Agência Petrobras 

A Petrobras colocou em operação três novas Unidades de Manutenção e Segurança (UMS) - plataformas de serviço que se conectam às unidades de produção, através de uma rampa de acesso - na Bacia de Campos. As unidades Cidade de São João da Barra, Cidade de Cabo Frio e Cidade de Araruama irão atender ao Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef), garantindo a integridade das unidades marítimas de produção. Entre as ações que serão realizadas estão: substituição de tubulações e estruturas metálicas, limpeza e reparo de tanques e pintura das plataformas.

A primeira UMS está conectada à plataforma de produção PNA-1, no campo de Namorado. A segunda, à plataforma PCH-2, no campo de Cherne, e a terceira à plataforma PGP-1, no campo de Garoupa. Elas irão se juntar a outras quatro que já operam na Bacia de Campos: Cidade de Arraial do Cabo, Cidade de Quissamã, Cidade de Casimiro de Abreu e Cidade de Carapebus.

As UMSs são equipadas com oficinas mecânicas e elétricas, guindastes, almoxarifados, áreas de pintura e manutenção de peças e equipamentos, além de alojamentos para todos os profissionais que executarão os serviços. As novas unidades foram contratadas por quatro anos, para realizar campanhas que variam de dois a oito meses.

Geração de empregos

O processo de revitalização das unidades de produção se reflete no mercado de trabalho das cidades que fazem parte da área de abrangência da Bacia de Campos. Cada nova UMS está associada a uma série de campanhas de revitalização, que demandam mão de obra especializada, materiais e insumos para a execução dos serviços, preferencialmente obtidos na região.

Uma UMS gera entre mil e 1,5 mil empregos diretos, considerando que os profissionais trabalham em regime de escala de embarque. As funções mais requisitadas têm atuação nas áreas de mecânica, elétrica, manutenção de peças e equipamentos, hotelaria e movimentação de cargas, com destaque para as atividades de manutenção, caldeiraria e pintura industrial.

Unidades de Manutenção e Segurança em números:

UMS Cidade de Cabo Frio

Ano de construção: 2013

Comprimento total: 137,5m

Largura: 81 metros de boca

Força de trabalho por turma: 618 profissionais

UMS Cidade de São João da Barra

Ano de construção: 2013

Comprimento total: 118m

Largura: 70m

Força de trabalho por turma: 500 profissionais

UMS Cidade de Araruama

Ano de construção: 2014

Comprimento total: 84m

Largura: 32m

Força de trabalho por turma: 431 profissionais

Fonte: Agência Petrobras

II – COMENTÁRIOS E INFORMAÇÕES

1- Ronaldo Lima  toma posse na CBO

Depois de 14 anos na direção da Astromarítima Navegação, meu fraterno amigo Ronaldo Lima aceitou o convite da Companhia Brasileira de Offshore (CBO) para compor seu quadro diretivo junto com  Luiz Maurício Portela, presidente da empresa e o diretor Alfredo Naslausky. 

Para a CBO, esta aquisição será um grande  reforço para  atender   a  expansão da empresa.  

2- Proximo leilão de áreas deve ser em 2015, diz ANP  

O próximo leilão de áreas para a exploração de petróleo e gás no Brasil deve acontecer apenas em 2015. A sinalização foi dada nesta terça-feira, 20, pela diretora geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, responsável por sugerir os termos de novas rodadas de licitação do setor. Caso respeitadas as sugestões da ANP, será realizado apenas um leilão em 2015, com a oferta de áreas em terra e no mar. Um novo leilão de áreas do pré-sal, por sua vez, aconteceria apenas em 2016.

"Realizamos três leilões no ano passado, um em maio, o segundo em outubro e outro em novembro. O leilão de novembro é, para mim, a rodada de 2014. Assinamos nesta semana o último contrato de concessão referente à 12ª rodada", destacou Magda, que participa hoje do evento LETS, organizado em parceria pelas federações das indústrias de São Paulo (Fiesp) e do Rio de Janeiro (Firjan). "Por isso, nós da ANP não entendemos como necessária uma nova rodada para 2014", complementou.

De acordo com a executiva, a agência analisa alternativas de novas áreas a serem leiloadas, mas tendo como foco uma nova disputa apenas em 2015. Neste momento, o foco ainda está na assinatura do contrato, na assunção das áreas leiloadas pelas vencedoras e no início das atividades locais. No próximo leilão, áreas em mar e em terra devem ser disputadas.

"Estamos estudando a margem leste, que vai do Rio Grande do Sul ao Rio Grande do Norte, e também a fronteira terrestre com vistas ao gás natural. Também há o estudo contínuo de bacias maduras com vistas à oportunidade de negócios para pequena e média empresa", afirmou Magda, em referência a áreas já maduras.

Pré-sal

A licitação de uma nova área do pré-sal, assim como ocorreu com Libra no ano passado, ficaria para 2016. "No caso de oportunidades grandes de bilhões de barris, a ANP não recomenda para o ano que vem. Acabamos de licitar Libra, que é um mega projeto e deve pegar de 12 a 18 plataformas de grande porte. Falamos de um investimento mínimo de US$ 65 bilhões", alertou. "Acho antiprodutivo assolar o mercado com oportunidades gigantescas sem que essas oportunidades licitadas estejam mais maturadas", ressaltou.

Embora esteja com os estudos em curso, a ANP tem apenas o papel de sugerir ao governo federal um cronograma e condições dos certames. O modelo comentado por Magda nem sequer foi enviado ao governo, de acordo com a executiva. A avaliação deve ser discutida na próxima reunião do conselho de política energética.

9ª rodada

Magda afirmou também que a agência não recebeu, salvo algumas exceções de áreas menores, nenhuma declaração de comercialidade de áreas leiloadas na 9ª Rodada de Licitações, realizada em 2007. A afirmação foi uma resposta da executiva aos comentários de que o prazo de cinco anos sem a realização de novos leilões no Brasil foi prejudicial ao País.

"Não sei se (o prazo de) cinco anos foi ruim, se o de dois anos teria sido melhor. A única resposta é que, até hoje, não tenho, salvo uma pequena exceção, declaração de comercialidade de nenhum bloco da 9ª rodada", afirmou a executiva, após o debate. Magda destacou que as poucas declarações recebidas pela ANP até o momento se referem apenas a pequenas áreas.

Durante o evento, o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie), Adriano Pires, fez duras críticas em relação ao prazo de cinco anos sem a realização de novos leilões no País. Durante o debate, Magda destacou que o prazo era necessário para que a sociedade brasileira discutisse o que seria feito com os ganhos provenientes da exploração do pré-sal. 

André Magnabosco

Fonte: Agência Estado

3- A Petrobras esclarece sobre pagamentos realizados

Os pagamentos realizados pela Petrobras a qualquer título e em qualquer país seguem rígidos e claros procedimentos internos e a legislação pertinente. Além disso, a companhia possui estruturada área de Auditoria Interna, que tem acesso irrestrito a qualquer unidade do Sistema Petrobras para verificar a conformidade dos procedimentos e operações realizadas.

Além de seus processos internos, a Petrobras tem suas contas e balanços auditados por auditorias externas e, por ser companhia com ações em bolsa, subordina-se aos órgãos reguladores de mercado, Comissão de Valores Mobiliários no Brasil e Security and Exchange Commission nos EUA, e a todas as regras de governança e divulgação de informações relevantes ao mercado. Os contratos da Petrobras passam por acompanhamento de órgãos de controle, como o Tribunal de Contas da União (TCU) e a Controladoria Geral da União (CGU).

Sobre a refinaria de Pasadena, os valores finais da compra decorrem não só de negociação entre as partes mas também de processos de arbitragem e judicial. Cumpre mais uma vez detalhar os valores:

- A Petrobras estima que a Astra pagou à Crown, anterior proprietária da refinaria, pelo menos US$360 milhões de dólares: US$248 milhões pela refinaria e estoques e US$112 milhões em investimentos.

- em 2006, foram pagos pela Petrobras US$ 189 milhões por 50% da refinaria e US$170 milhões por 50% da companhia de trading (comercializadora de petróleo e derivados), além de US$ 70 milhões relativos a ajustes de estoques, contas a pagar e a receber.

- Os valores pagos em 2006 correspondem a 7.200 dólares por barril por dia (bpd) de capacidade, enquanto a média para compra de refinarias no mercado norteamericano naquele período era de 9.400 de dólares por bpd de capacidade.

- A partir de 2007, começaram os conflitos entre os sócios. Em 2008, a Petrobras iniciou processo arbitral e a Astra exerceu sua opção de vender seus 50% de participação. Em 2009 o laudo arbitral é emitido, mas a Astra questiona o laudo e mantém outras ações judiciais contra a Petrobras.

- Em 2012, as partes chegaram a acordo e os valores pagos pela Petrobras foram: US$295 milhões pelos demais 50% da refinaria, US$171 milhões pelos 50% das cotas da companhia de trading e, além disso, US$ 354 milhões com juros, empréstimos e garantias e despesas legais e complemento do acordo com a Astra.

- Desta forma, o total desembolsado com o negócio Pasadena foi de US$ 1,249 bilhão.

A Petrobras reitera que colabora e continuará colaborando com os órgãos públicos de investigação, fiscalização e controle para quaisquer esclarecimentos que se façam necessários.

Fonte: Petrobras/Gerência de Imprensa/Comunicação Institucional

OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 185

I – NOTÍCIAS

1- Produção no pré-sal bate novo recorde e supera patamar de 470 mil barris de petróleo por dia

A Petrobras informa que a produção de petróleo nos campos operados pela companhia, na chamada Província Pré-Sal, nas Bacias de Santos e Campos, superou, no último dia 11 de maio, o patamar de 470 mil barris de petróleo por dia (bpd), o que representa um novo recorde de produção diário. 

Esse patamar foi atingido com a produção de 24 poços, sendo nove provenientes da Bacia de Santos. Com isso, a produtividade média por poço no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos alcançou 28 mil barris de petróleo por dia (bpd), um aumento de quase 30% em comparação com fevereiro de 2013, quando foi alcançado o recorde de produção diária de 300 mil bpd.

Esse resultado se deve à entrada em operação, no último dia 9 de maio, do poço 7-LL-22D-RJS. Esse poço, com vazão atual de 31 mil bpd, está interligado ao FPSO (navio-plataforma) Cidade de Paraty, no campo de Lula, através de uma Boia de Sustentação de Riser (BSR).  Por meio dessa tecnologia pioneira, o trecho ascendente das tubulações de produção é sustentado por uma boia submersa. Trata-se do terceiro poço interligado utilizando a tecnologia BSR e o primeiro conectado ao FPSO Cidade de Paraty. 

A primeira boia, instalada no FPSO Cidade de São Paulo, no campo de Sapinhoá, já possui dois poços em produção. O primeiro poço interligado vem apresentando desempenho acima da média e mantém-se como o melhor poço produtor do país, com produção de aproximadamente 36 mil bpd. O segundo poço desta BSR foi interligado no início de abril e está produzindo 35 mil bpd. A instalação da terceira boia, também no FPSO Cidade de São Paulo, e da quarta boia, no FPSO Cidade de Paraty, foram concluídas em abril e maio, respectivamente.

O FPSO Cidade de São Paulo produz atualmente cerca de 100 mil bpd, com três poços, e o FPSO Cidade de Paraty, cerca de 60 mil bpd, com dois poços. 

Ao longo dos próximos meses, novos poços serão interligados aos FPSOs Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty por meio das BSRs, garantindo a continuidade do crescimento sustentável da produção do pré-sal, com o atingimento da capacidade máxima de produção dessas plataformas – que é de 120 mil bpd -, ainda no terceiro trimestre.

O campo de Lula é operado pela Petrobras (65%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (25%) e a Petrogal Brasil S.A. (10%). O campo de Sapinhoá é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda. (30%) e a Repsol Sinopec Brasil S.A. (25%).

Fonte: Gerência de Imprensa/Comunicação Institucional/Petrobras

2- Maior navio regaseificador de GNL do mundo começa a operar

Divulgação. Agência Petrobras 

A Petrobras colocou em operação comercial  na Baía de Guanabara (RJ), o maior navio regaseificador do mundo. Construído na Coréia do Sul, o Experience tem capacidade para armazenar um volume equivalente a 104 milhões de m³ de gás natural. A embarcação tem a função de armazenar Gás Natural Liquefeito (GNL), convertendo-o para gás natural por meio de uma planta de regaseificação, sendo também capaz de transportá-lo, podendo suprir outros terminais, se necessário.

Com mais esta operação, a capacidade total de regaseificação da Petrobras é de 41 milhões de m³/dia. A frota de navios da petroleira, com esta função, inclui ainda o Golar Winter (Bahia) e o Golar Spirit (Pecém).

Durante o comissionamento foi realizada uma operação de gaseificação e resfriamento dos tanques do navio até 160ºC negativos, preparando-os para receber o GNL. Essa operação é inédita na Petrobras e habilita a companhia a prestar esse tipo de serviço.

O navio, afretado pela Petrobras, por um período de 15 anos, tem 294,5 metros de comprimento, 46,4 metros de largura e 61 metros de altura, sendo capaz de operar também nos Terminais de Regaseificação da Petrobras localizados na Baía de Todos os Santos, na Bahia, e no Porto de Pecém, no Ceará.

O Experience pertence à empresa norte-americana Excelerate e foi construído no Estaleiro Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) de acordo com as especificações da Petrobras, que manteve uma equipe de engenheiros residentes para acompanhar a construção durante um ano e oito meses, entre setembro de 2012 e abril deste ano.

O GNL, importado de vários fornecedores em diferentes partes do mundo, destina-se ao atendimento da demanda do mercado nacional por gás natural, principalmente o mercado termelétrico. Seu propósito é dar maior flexibilidade e garantia ao suprimento, aumentando a segurança energética no país, condição fundamental para estimular novos investimentos.

Fonte: Agência Petrobras

3- CGG inicia pesquisa sísmica liderada pela Statoil

A CGG iniciou o processo de aquisição de pesquisa sísmica 3D multi-cliente do projeto Espírito Santo Fase III, comandado pela Statoil, em nome dos consórcios que, juntamente com a empresa, arremataram blocos na 11ª Rodada de Licitações. As pesquisas cobrirão uma área de 9,500 km² na Bacia do Espírito Santo. A Statoil adquiriu seis blocos nessa Rodada, quatro deles como operadora.

Para os seis blocos foi apresentado um compromisso, junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), de realização de sísmica 3D em toda a área, perfuração de 10 poços, e um trabalho adicional de geofísica para ser concluído na primeira fase de exploração. A previsão é de que esta fase termine em agosto de 2018.

Os dados sísmicos serão usados por todas as concessionárias, incluindo a Petrobras - que opera dois dos blocos -, a Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) e a francesa Total.

O navio CGG Oceanic M/V Champion, que utiliza a tecnologia de banda larga BroadSeis™, coletará os dados a serem processados no Rio de Janeiro. A aquisição deverá ser concluída no último trimestre de 2014. O objetivo é mapear o potencial da área em detalhes para definir as locações dos futuros poços exploratórios.

O vice-presidente de exploração da Statoil no Brasil, Ørjan Birkeland, explica que a experiência da empresa com imagens sísmicas em áreas com configurações geológicas semelhantes à Bacia do Espírito Santo será valiosa para a realização deste trabalho no Brasil. "Este é um terreno geológico complexo, dominado por estruturas de sal. Nós temos vasta experiência com este tipo de configuração geológica ao redor do mundo e vamos usar esse conhecimento em nosso trabalho. Ao término do projeto, este novo conjunto de dados vai ser a chave para uma compreensão mais detalhada da Bacia do Espírito Santo", acrescentou Birkeland.

Fonte: Redação da Revista TN Petróleo

4- ABDAN PROPÕE MUDANÇAS NA LEI PARA FACILITAR A CONSTRUÇÃO DE NOVAS USINAS NUCLEARES

O vice-presidente da Associação Brasileira de Desenvolvimento das Atividades Nucleares (Abdan), Ronaldo Fabrício (foto), defendeu, durante o V Seminário Internacional de Energia Nuclear, mudanças importantes nas leis brasileiras para que o programa nacional possa avançar com mais celeridade. Hoje, para ser levada adiante a construção de uma nova usina, são necessárias várias etapas e até uma lei própria para cada unidade. A proposição da Abdan é que sejam estabelecidas em lei as condições gerais para a construção de usinas nucleares, deixando as outras etapas apenas com os órgãos reguladores e de licenciamento, sem a necessidade de aprovação no Congresso para cada projeto.

De acordo com Ronaldo Fabrício, a legislação atual é responsável por boa parte do atraso que afeta o setor, e as mudanças são um passo importante para o projeto de construção de novos reatores no Brasil. Ele destacou ainda a importância do avanço no programa nuclear para a indústria nacional como um todo, que pode ganhar altos padrões de qualidade com o estabelecimento de novos empreendimentos complexos como as usinas.

“Todos os países que avançaram com o programa nuclear tiveram um upgrade na indústria de fornecedores em termos de tecnologia, por conta dos altos padrões de exigência do setor nuclear. Então, isso certamente aconteceria aqui. A indústria toda tem muito a ganhar”, afirmou.

Fonte: PETRONOTICIAS

5- Reservas provadas de petróleo do Brasil devem dobrar até 2022, diz ANP

As reservas provadas de petróleo do Brasil vão duplicar até 2022 ante os atuais 15,6 bilhões de barris, disse o diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Helder Queiroz.

"Temos segurança em dizer... isso é extraordinário, considerando o tempo em que será realizado", afirmou ele durante evento no Rio, acrescentando que sua avaliação foi feita com base nos planos de desenvolvimento em curso e apresentados à ANP.

Diante desse cenário de duplicação de reservas, que inclui muitas áreas do pré-sal, as estimativas da autarquia apontam que o Brasil será em 2022 um exportador líquido, com um volume de 1,5 a 1,8 milhão de barris de petróleo.

A título de comparação, o Brasil produz cerca de 2 milhões de barris ao dia atualmente.

A estimativa para 2014 da Petrobras (principal produtora do país) é de um aumento de produção de 7,5 por cento ante 2013.

Fonte: Folha de São Paulo

6- China e Coréia atrasaram entregas à Petrobras

Há uma campanha orquestrada contra a fabricação de navios e plataformas no Brasil. Há um mês, um grande jornal noticiou críticas ao conteúdo local em reunião com a presidente da Petrobras, Graça Foster, mas não houve provas de que a dirigente tenha ameaçado acabar com a construção no país. A todo momento se fala em atrasos e sobre custos, mas a realidade é outra.

O Monitor Mercantil teve acesso a um quadro que mostra atrasos enormes em sondas importadas da Ásia. Esse quadro é parcial e reflete apenas uma parte dos atrasos. Em 2011, o país deveria receber 16 sondas com “conteúdo zero” – 100% feitas no exterior – e chegaram ao país apenas dez unidades. O atraso total foi de 542 dias. Para 2012, foram computados diversos atrasos, tendo à frente a Schain Amazônia, feita na China, com demora de quase três anos: 864 dias. Como vice-campeã, aparece a ODN Delba III, confeccionada nos Emirados Árabes Unidos, com 683 dias de atraso. Os demais atrasos incluem 380, 344, 215, 189 e 138 dias para unidades da Coréia do Sul e outros atrasos da China. No total, foram 13 unidades com atraso, sendo o menor deles de 81 dias.

No Brasil, parte da culpa cabe à chamada fase de reaprendizado. Em 2002, os estaleiros estavam à míngua, com engenheiros atuando em todo tipo de trabalho, até como vendedores de eletrodomésticos. Em 2003, foi reintroduzida a política de conteúdo local e, ao mesmo tempo, as bases foram reabertas, tendo de tirar a poeira das máquinas, comprar tecnologia fora e se readequar. Outros estaleiros começaram do zero e, alguns, em áreas pioneiras, como o Atlântico Sul, de Pernambuco. Houve atrasos, mas, enquanto isso, eram pagos salários em real a brasileiros.

Alguns analistas argumentam que do custo do conteúdo local teria de ser abatida a redução do seguro-desemprego, a queda dos gastos do INSS – com gente que estava encostada, alegando doença – fora a insatisfação social e pessoal inerente a bons profissionais que encaravam o desemprego. O conteúdo local fez o milagre de reabrir velhos fantasmas, como o estaleiro Inhaúma, da antiga Ishikawajima, no Rio, que, após construir os dois maiores navios do Hemisfério Sul, estava entregue às traças. É claro que há um custo – em tempo e dinheiro – para retirar uma instalação que estava literalmente no fundo do mar. O conteúdo local é flexível e, em alguns casos, tem sido ajustado, para permitir importação de equipamentos feitos com mais eficiência no exterior. Mas os benefícios da construção no Brasil são enormes, com mais de 80 mil metalúrgicos empregados diretamente e estimativa de geração de 300 mil postos de trabalho na indústria subsidiária.

Para o pré-sal, os investimentos no setor, graças ao conteúdo local, podem superar US$ 200 bilhões, uma quantia fantástica. O que será melhor para o país? Importá-los, pagando dólares e euros, e ainda arcando com atrasos, ou retê-los no Brasil? A crescente entrada de novos estaleiros, muitos com capital estrangeiro, é uma esforço para se evitar que encomendas internas sejam restritas a poucos fornecedores e a disputa amplie a concorrência. Hoje, a construção naval tem bases do Extremo Sul ao Norte e Nordeste, beneficiando de modo quase igualitário a todo o país. Uma prova da maturidade do setor está na instalação, no Brasil, de centros de alta tecnologia de empresas estrangeiras que, ao lado do Cenpes, da Petrobras, comprovam que a política de conteúdo local gera empregos para metalúrgicos, oportunidades para indústrias paralelas, reduz o salário-desemprego e ajuda a investir em alta tecnologia. Tudo isso com sotaque bem brasileiro.

Fonte: Monitor Mercantil

II – COMENTÁRIOS E INFORMAÇÕES

1- SEMANA DE ANGOLA NA PUC-RIO

Entre os dias 19 e 23 de maio, será realizada a Semana de Angola. O evento tem como objetivo promover o intercâmbio entre Brasil e Angola, apresentando oportunidades de estudo, pesquisa, trabalho e investimento no país africano.

Serão realizadas palestras e mesas redondas no Auditório do RDC com profissionais do mundo acadêmico e empresarial, além da exibição de música, filme e literatura angolana. Também serão convidados profissionais de áreas de interesse mútuo para ambos os países, como gestores de programas de intercâmbio acadêmico para alunos, representantes de bancos de investimento e órgãos de fomento.

A exposição Maravilhas de Angola será apresentada durante o evento no Pilotis do Ed. Cardeal Leme das 09 às 20 horas.

Para mais informações sobre a Semana de Angola, entre em contato pelo e-mail semanadeangola@ccesp.puc-rio.br ou pelos telefones (21) 3527-1452/1453.

Associação dos Antigos Alunos da PUC-Rio – AaA PUC-Rio

E-mail: aaa@aaa.puc-rio.br

R. Marquês de São Vicente 225 - Ed. Cardeal Leme – Sobreloja

Gávea - 22453-900 - Rio de Janeiro/RJ

Brasil

Tel/Fax: +55 (21) 3527-1466/1467/1468

2- Petrobras assina contratos da 12ª Rodada da ANP

A Petrobras assinou  41 contratos de concessão de blocos adquiridos na 12ª Rodada de Licitações promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em solenidade na sede da agência, no Rio de Janeiro. No leilão, realizado em 28 de novembro do ano passado, a Petrobras adquiriu, integralmente ou em parceria, 49 blocos, dos 50 que disputou. Dentre os blocos arrematados, 22 foram em parceria, sendo 16 operados pela Petrobras e seis operados por parceiros. Os oito contratos restantes serão assinados em junho.

Participaram da cerimônia o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Formigli, a diretora Geral da ANP, Magda Chambriard, e o diretor da ANP, Hélder Queiroz. A área de Exploração e Produção da Petrobras avalia os resultados da 12ª Rodada como muito bons, já que a companhia arrematou todas as áreas que considerava prioritárias.

Os blocos oferecidos na 12ª Rodada de Licitações estão localizados em bacias de novas fronteiras exploratórias e em bacias maduras. A estratégia adotada pela Petrobras no leilão alinha-se aos objetivos da companhia de aumentar suas reservas e produção de gás natural nas proximidades de facilidades de produção existentes, através da ampliação do seu conhecimento das bacias sedimentares brasileiras e diversificação do seu investimento exploratório. 

A participação em consórcio está alinhada ao objetivo de fortalecer parcerias da Petrobras com empresas nacionais e estrangeiras para fins de integração de conhecimento e tecnologias utilizadas nas atividades de exploração e produção terrestre.

Fonte:Gerência de Imprensa/Comunicação Institucional/Petrobras

OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 184

I – NOTÍCIAS

1- ATIVIDADES DA OTC 2014

Estivemos na OTC 2014 desde sua abertura em 05 de Maio ate o  dia 08 de Maio. O ponto alto das atividades paralelas  foi sem nenhuma duvida o  tradicional café da manhã, da BRATECC-Câmara Brasil Texas. No encontro, representantes da indústria petrolífera brasileira apresentaram os potenciais negócios do setor no Brasil para o período 2015-2030, na presença de empresários americanos.

A primeira apresentação foi de Oswaldo Pedrosa, presidente da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), que tratou do consórcio de Libra, indicou as novas regras de exploração aplicadas ao regime de partilha e o papel da PPSA no pré-sal.

Anelise Lara, gerente executiva da Petrobras para a área de Libra, apresentou o cronograma do  campo, que tem seu primeiro Teste de Longa Duração (TLD) previsto para o final de 2016.

O bloco de Libra está localizado em águas ultra profundas no pré-sal da Bacia de Santos. A área possui 1.547,76 km2 e foi descoberta com a perfuração do poço 2-ANP-0002ARJS, em 2010.

A preocupação de conteúdo local foi o foco do Paulo Alonso, assessor da presidência da Petrobras para o conteúdo local e coordenador executivo do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp). Ele disse que a Petrobras precisa e quer atender a exigência de conteúdo local da indústria brasileira, mas precisa dele em bases competitivas e sustentáveis.

Magda Chambriard, diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), fez a ultima apresentação antes das perguntas, comentando que os projetos brasileiros representam grandes investimentos por muitos anos e as diversas áreas onshore e offshore, e que  deverão resultar ainda mais investimentos exploratórios.

O ambiente foi muito produtivo, e as  demandas foram colocadas para a audiência, que gostou do que ouviu.

Entretanto, os empresários brasileiros participantes do Pavilhão Brasileiro, coordenado pelo IBP,  foram unanimes em voz corrente com a preocupação  sobre o presente, pois há empresas  tradicionais  fornecedoras que este ano ainda não receberam cotações.

2- RJ e RS fecham acordo de cooperação com a Bratecc

TN Petróleo

A Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Estado do Rio de Janeiro (Sedeis) e a Agência Gaúcha de Desenvolvimento e Promoção do Investimento (AGDI), firmaram na manhã desta quarta-feira (7) em Houston um acordo de cooperação com a Câmara de Comércio Brasil-Texas (Bratecc), durante o evento da associação.

O Governo do Estado do Rio de Janeiro, representado pela Sedeis, assinou também com a Bratecc um memorando de cooperação técnica para desenvolvimento de negócios entre o Rio e o Texas. O convênio é voltado para a área da cadeia de suprimento de óleo e gás, especificamente para o setor subsea, que é o foco do cluster do Rio de Janeiro. O cluster subsea Rio de Janeiro já tem acordos assinados com o governo irlandês e norueguês.

"Esse acordo com a Bratecc vai identificar e mobilizar empresas americanas locais com o perfil técnico que nós precisamos para levar parcerias ou investimentos para o Rio de Janeiro. Vamos desenvolver trabalhos conjuntos de desenvolvimento de fornecedores da cadeia de suprimento de óleo, gás e subsea", explica o subsecretário estadual de Energia, Logística e Desenvolvimento Industrial, Marcelo Vertis.

Na mesma ocasião, a AGDI assinou um memorando de entendimento com a câmara para maximizar esforços a fim de estimular e implementar ações conjuntas e coordenadas de desenvolvimento de negócios na cadeia de fornecedores de equipamentos e serviços.

"Precisamos dar visibilidade para o Rio Grande do Sul e a Bratecc tem uma excelente influência em Houston. Temos um excelente parque de manufatura e ótimas condições para montarmos uma cadeia de fornecimento para óleo e gás no Estado. Queremos atraí-las para se instalarem na região ou fazer negócios com as empresas locais", disse Aloísio Nóbrega, vice presidente da AGDI.

O Estado concentra cerca de 120 empresas da cadeia de fornecimento de óleo e gás. A região está concentrada na área marítima e possui uma carteira de projetos de aproximadamente R$ 9 bilhões nos estaleiros. Em Rio Grande, conta com três estaleiros e a AGDI quer atrair mais um quarto, mas com foco em reparo naval.

*Na foto: Da direita para a esquerda, Fernando Frimm, vice presidente da Gusto MSC e diretor da Bratecc; Jerry Kimmitt, diretor da Bratecc; Claudio Nunes, presidente da Petrobras America e presidente da Bratecc; Marcelo Vertis, subsecretário de Energia, Logística e Desenvolvimento Industrial do Estado do Rio de Janeiro; e Cid Silveira, diretor executivo da Bratecc.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação

Autor: Maria Fernanda Romero

3- Concluído 87,5% do primeiro trem da Rnest

Obras na Refinaria Abreu e Lima (PE).
Agência Petrobras

A Petrobras anunciou que as obras para o primeiro trem de refino da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) com capacidade para 115 mil barris por dia, já estão com 87,5% de avanço físico, segundo dados de abril. A entrada em operação é prevista para novembro de 2014. A capacidade diária de refino depois da conclusão dos trens 1 e 2, em 2015, será de 230 mil barris por dia. Avaliações em andamento indicam ainda a possibilidade de incremento de mais 30 mil barris por dia apenas com otimizações a serem empreendidas nas atividades operacionais e sem necessidade de novos investimentos.

Atualmente 42 mil trabalhadores atuam nas obras, tendo o pico ocorrido em 2013, com 45 mil trabalhadores mobilizados. Será a refinaria nacional com a maior taxa de conversão de petróleo em diesel de baixo teor de enxofre (10 ppm): o equivalente a 70% de sua produção, possibilitando a redução das importações deste derivado. A RNEST foi projetada para processar petróleo pesado, podendo ser 100% nacional e/ou misturas de petróleos nacionais e internacionais.

Fonte: Petrobras/ Fatos e Dados

4- Luis Araujo assume como CEO mundial da Aker Solutions

Aker Solutions

Empresa se reestrutura em duas divisões.

O brasileiro Luis Araujo, que era presidente regional da Aker Solutions no Brasil, foi nomeado no final de abril como CEO da Aker Solutions. A norueguesa vai se dividir em duas divisões para acelerar um processo de racionalização que irá reduzir custos e melhorar a posição de todas as partes do grupo para atender as necessidades dos clientes.

As unidades subsea, umbilicais, engenharia e manutenção, modificações e operações formarão uma nova empresa com o nome de Aker Solutions, enquanto as demais, incluindo as de tecnologias e sistemas de perfuração serão incorporadas em uma sociedade de investimento de serviços de petróleo, denominada Akastor. A nova divisão será listada na Bolsa de Oslo em setembro deste ano.

Além de reduzir custos, a companhia pretende ser mais competitiva com a nova estruturação. De acordo com o presidente executivo da Aker Solutions, Øyvind Eriksen, a empresa está dando um grande passo em uma transformação que começou há 12 anos atrás com a fusão da Kvaerner e a Aker Maritime. Após esta operação teremos criado três empresas distintas para atender a indústria de energia global, fornecendo construção offshore, tecnologia submarina e serviços exclusivos para campos petrolíferos.

Frank Ove Reite, atualmente sócio-gerente da Aker ASA’s, da empresa de consultoria Converto, será o CEO da Akastor. Øyvind Eriksen permanecerá como presidente do conselho da Aker Solutions. Leif Borge, CFO atual da Aker Solutions, passará a ser o CFO da Akastor. Svein Oskar Stoknes, que coordenada a área de finanças subsea vai assumir como CFO da Aker Solutions.

Luis Araujo, 55 anos, tem mais de 28 anos de experiência na indústria de óleo e gás, trabalhando como presidente para a Wellstream, como gerente geral na ABB e como engenheiro, gerente de projetos e de vendas para empresas como Coflexip, Vetco e a FMC Technologies no Brasil e no exterior. Ele é formado em Engenharia Mecânica pela Universidade Gama Filho e tem MBA pela Universidade de Edimburgo, no Reino Unido.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação

5- Transpetro inicia operações da Base de Apoio Offshore de São Sebastião

A Petrobras divulgou hoje que a Transpetro deu início às operações da Base de Apoio Offshore de São Sebastião, instalada no porto público de São Sebastião (SP). A primeira atividade foi o carregamento de uma embarcação de apoio com cimento a granel, material utilizado no revestimento e cimentação dos poços de petróleo. Após receber 345.920 quilos de carga, a embarcação Toisa Serenade partiu rumo aos campos do polo pré-sal da Bacia de Santos.

Segundo a companhia, essa nova atividade é possível graças à proximidade entre o porto de São Sebastião e o Terminal de São Sebastião (Tebar/SP), selecionados para a operação devido à posição estratégica em relação às reservas do pré-sal localizadas na Bacia de Santos. No porto, as embarcações de suprimento às plataformas (PSVs na sigla em inglês Platform Supply Vessels) recebem cimento e pequenas cargas. Ao lado, no Tebar, os PSVs são abastecidos com diesel e água. Na primeira operação, a embarcação de apoio também foi abastecida com 400 m³ de óleo diesel, antes de seguir para a Bacia de Santos.

A nova atividade se destaca pelo uso da Unidade Remota de Abastecimento de Cimento, que tem como principal vantagem otimizar o abastecimento dos barcos de apoio. As 11 horas necessárias para carregar a embarcação na primeira operação, por exemplo, representaram redução de cerca de 30% em relação ao tempo que seria gasto em um  procedimento convencional.

Única no Brasil, ela foi desenvolvida em parceria com uma das principais empresas de serviço de petróleo do mundo. Essa eficiência é resultado de um processo de desenvolvimento tecnológico inovador envolvendo simulações operacionais e treinamentos. Com duas entradas para receber carga, a unidade remota permite que o cimento seja transferido simultaneamente a partir de dois caminhões, o que amplia sua capacidade de suprir as embarcações que seguem para as plataformas.

Outro destaque do equipamento é a sua capacidade de continuidade operacional, por se tratar de um sistema hermeticamente fechado. Isso permite que um caminhão continue o abastecimento enquanto o outro é substituído, o que possibilita um trabalho ininterrupto. O sistema é composto por um motocompressor de ar, que auxilia  o transporte pneumático do pó de cimento até o PSV, agilizando  o tempo de bombeio; por um silo interno, para o caso de retorno de material da embarcação; por um desumificador de ar e por um filtro manga, que impede o lançamento de resíduos no ambiente. Dessa forma, a utilização da Unidade Remota de Abastecimento dispensa o uso de uma planta específica de armazenagem.

Fonte: Petrobras/ Fatos e Dados

II – COMENTÁRIOS

1- Programa de Mobilização da Indústria vai capacitar 17 mil pessoas até 2016

Dezessete mil pessoas serão capacitadas para trabalhar na indústria de petróleo e gás natural até 2016, revelou o assessor da Presidência da Petrobras para Conteúdo Local e Coordenador Executivo do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), Paulo Sergio Rodrigues Alonso. Para chegar ao número, o executivo informou que foram levadas em consideração as demandas para os 45 projetos mais importantes da Petrobras e dos principais estaleiros brasileiros.

Alonso fez um balanço dos dez anos do Prominp durante o evento 'Invest in Brazil', promovido pela Agência Brasileira de Promoção de Comércio e Investimento (Apex), órgão ligado ao Ministério das Relações Exteriores do Brasil. O evento acontece paralelamente à Offshore Technology Conference (OTC), em Houston, Texas, nos Estados Unidos.

“O Prominp foi criado em 2003 com o objetivo de aumentar a participação dos fornecedores brasileiros de bens e serviços em projetos de petróleo e gás no Brasil e no exterior. Uma das maiores áreas de atuação do Prominp é a qualificação profissional. Em 2003, nós estávamos realmente com falta de muitos profissionais para trabalhar na indústria do petróleo. De 2006 até 2013, capacitamos 97 mil pessoas, entre técnicos, engenheiros e outros profissionais para trabalhar para esse segmento no Brasil”, contabilizou Paulo Alonso.

Ele falou sobre a política de conteúdo local da companhia e ressaltou a importância da indústria brasileira em oferecer seus produtos em bases competitivas e sustentáveis, bem como manter o foco na “inovação contínua”. “Temos de trabalhar em conjunto com fornecedores, universidades brasileiras e estrangeiras. Assim, a inovação é um aspecto fundamental da nossa política”, destacou.

Paulo Alonso ressaltou a parceria com o Sebrae para desenvolvimento de micro e pequenas empresas no país. “Desde 2004, a Petrobras e o Sebrae investiram US$ 41 milhões nesse acordo e mais de 13 mil micro e pequenas empresas no Brasil foram beneficiadas com esse convênio”. Como resultado, o número de micro e pequenas empresas nos cadastros locais de fornecedores da Petrobras subiu de 14 mil em 2004 para 19 mil atualmente.

Por fim, o executivo reafirmou a política da Petrobras de incentivo a fornecedores estrangeiros a se instalarem no Brasil e fez um convite aos representantes das empresas presentes à palestra. “Muitas empresas estrangeiras estão vindo para o Brasil com sua própria marca e elas estão tendo muito sucesso. Não é uma decisão fácil, muitas variáveis devem ser avaliadas, mas não demorem muito a tomar suas decisões, porque o trem está andando muito rápido”.

No mesmo evento, o engenheiro Ronaldo Martins, gerente de Desenvolvimento de Mercado da área de Materiais, abordou o tema de suprimento de itens críticos e requisitos de cadastramento para fornecedores da Petrobras. Para dimensionar a demanda da companhia para os próximos anos, principalmente em virtude do pré-sal, o engenheiro lembrou que até 2020 serão necessárias 24 novas unidades de produção para o pré-sal brasileiro, tanto na Bacia de Santos quanto na de Campos. Destas, oito serão destinadas aos campos de Lula e Iracema e cinco ao campo de Búzios. “Estes projetos e as respectivas demandas não incluem o campo de Libra”, lembrou Martins.

De acordo com o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018, a companhia demandará, entre outros itens, 873 mil toneladas de tubos. Quantidades de bombas e árvores de natal molhada (conjunto de válvulas instalado em poços marítimos) também foram citadas, entre outras demandas para os próximos anos, que compreendem o PNG 2014-18, destacou o executivo. “São números muito expressivos”, qualificou Martins.

Ele também falou sobre a importância de desenvolver tecnologia de ponta junto com os fornecedores. “Hoje temos tecnologia de risers(tubos) flexíveis para até 2.200 metros e queremos ir mais fundo. Estamos sempre trabalhando em conjunto com os fabricantes de risers flexíveis, há três no mundo e todos estão no Brasil”, informou.

O engenheiro mostrou o caminho para se tornar fornecedor da Petrobras, apresentou o portal Petronect (www.petronect.com.br) e reforçou o convite de Paulo Alonso às empresas estrangeiras: “Devido à escala proporcionada pelo portfólio de nossos projetos, há enormes oportunidades para as empresas estrangeiras no mercado brasileiro de fornecedores de bens e serviços e de engenharia”.

Fonte: Agência Petrobras

2- Conta de luz deve subir 21% em 2014, prevê consultoria TR Soluções

Os esforços do governo federal para reduzir o prejuízo das distribuidoras devem ter um efeito negativo para o consumidor final.

Duas medidas, o empréstimo de R$ 11,2 bilhões para as distribuidoras e o leilão de energia da semana passada, devem ter impacto imediato nas tarifas de consumidores residenciais e industriais.

Segundo cálculos feitos pela consultoria TR Soluções, com as ações do governo, os  reajustes de 2014 devem ser de 21,3% em média --a conta para este ano leva em consideração só as distribuidoras cujas datas de reajustes ainda não chegaram.

Entre as distribuidoras que já repassaram a alta de custos para os consumidores, a média de alta nas tarifas ficou em 13,2%.

Já em 2015, quando o empréstimo começará a ser pago, os reajustes serão em média de 25%.

As tarifas aumentarão porque as duas soluções encontradas pelo governo elevam encargos e custos das distribuidoras ante o ano anterior.

O leilão, a primeira das soluções, firmou o preço em R$ 268,33 por megawatt-hora (MWh), enquanto em alguns casos as distribuidoras chegam a comprar energia das geradoras ao preço de R$ 30 por MWh.

Já o empréstimo será pago pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), encargo presente na conta de luz e que será aumentado para socorrer as distribuidoras.

Antes das medidas, diz Pedro Steele, diretor da consultoria TR Soluções, os repasses referentes ao baixo nível de chuvas já seriam altos por causa do uso das usinas termoelétricas (que têm custo de energia mais caro).

Mas, como as propostas do governo têm impacto direto no quanto é cobrado dos consumidores, os repasses serão ainda maiores.

"O detalhe é que o custo total dos empréstimos será igualmente distribuído entre todas as distribuidoras, independentemente de ela ter tomado empréstimos ou não", afirma Steele.

O governo adotou tais medidas para evitar uma disparada da inadimplência entre as empresas do setor, que tiveram contratos com geradores encerrados em 2013 e não conseguiram recontratar igual volume de energia, o que foi chamado de "exposição involuntária".

Por isso, elas precisam recorrer ao mercado à vista, em que as cotações do MWh ultrapassam R$ 800.

Exposição

Apesar dos esforços, o governo ainda não conseguiu resolver a "exposição involuntária".

Segundo o relatório da TR Soluções, as distribuidoras conseguiram cobrir apenas 74% da exposição, longe do número divulgado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), de 85%.

Em uma projeção otimista, em que o preço no mercado à vista caia para R$ 700, o custo dessa exposição entre abril e dezembro pode chegar a R$ 4,2 bilhões.

As distribuidoras, somente com os gastos de fevereiro e março, já consumiram R$ 8 bilhões do empréstimo.

O governo, então, precisaria elevar em no mínimo R$ 1 bilhão o tamanho do empréstimo. Caso isso aconteça, deve aumentar ainda mais a conta para o consumidor.

Machado da Costa

Fonte: Folha de S. Paulo

OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 183

I – NOTÍCIAS

1- Petrobras devolve bloco onde fez sua primeira descoberta do pré-sal

A Petrobras devolveu, em março, o bloco exploratório onde foi feita sua primeira descoberta do pré-sal, em agosto de 2005, na Bacia de Santos (SP), segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Trata-se do bloco BM-S-10, cuja descoberta recebeu o nome de Parati. A concessão, que voltou ao poder da União e da autarquia, pertencia ao consórcio operado pela Petrobras (65%), que tinha como parceiras a britânica BG (25%) e a portuguesa Partex (10%).

Além do poço pioneiro, que foi concluído após a descoberta em 2005, o consórcio anunciou uma outra descoberta no bloco, em fevereiro de 2011, no BM-S-10. Essa descoberta foi comprovada pela empresa por meio de amostragem de petróleo em teste nos reservatórios localizados em profundidade de cerca de 5.680 metros.

Na ocasião, a Petrobras informou que o consórcio daria continuidade às atividades e investimentos necessários para a avaliação das jazidas descobertas nessa área, conforme Plano de Avaliação aprovado pela ANP. A continuidade do plano resultou na devolução da área, no mês passado.

Em nota, a Petrobras informou que a decisão de devolver o bloco foi tomada após analisar em profundidade as informações sobre o plano de avaliação. De acordo com a empresa, os reservatórios presentes tinham natureza heterogênea e desconectada, “inviabilizando a implantação de projeto para o desenvolvimento econômico dessa descoberta”.

Fonte: Valor Online

2- GE negocia compra da Alstom por US$ 13 bi

A General Electric negocia a compra da francesa Alstom, no que seria a maior aquisição na história da empresa americana, segundo fontes a par da situação. Um acordo pode ser anunciado na próxima semana, de acordo com as fontes, que pediram para não serem identificadas, uma vez que as conversas são reservadas. A americana poderia pagar mais de US$ 13 bilhões pela Alstom, segundo as fontes. O montante é cerca de 25% superior ao atual valor de mercado da francesa.

A compra daria à fabrica americana turbinas de avião e locomotivas, controle sobre os trens TGV de alta velocidade e as tecnologias de sinalização ferroviária da Alstom, em um momento no qual a economia europeia começa a se reaquecer. A queda de 20% nas ações da Alstom acumulada nos últimos 12 meses tornou a empresa um alvo mais acessível para a GE.

O presidente da GE, Jeffrey Immelt pode usar as reservas de caixa internacional da GE para financiar a compra, de acordo com uma das fontes. A companhia tinha cerca de US$ 89 bilhões em caixa no fim de 2013, sendo US$ 57 bilhões fora dos Estados Unidos.

A GE vem redirecionando seu foco, concentrando-o em operações que produzem turbinas de avião, locomotivas e equipamentos industriais e reduzindo sua divisão financeira, denominada GE Capital, que colocou a companhia em perigo durante a crise financeira mundial. A Alstom tem vendido ativos para cortar custos e reduzir dívida.

A GE tem o apoio da Bouygues acionista da Alstom, disseram as fontes. O conglomerado francês detém cerca de 29% da Alstom, segundo dados compilados pela Bloomberg. Virginie Hourdin, porta-voz da Alstom, disse que a discussão de uma venda à GE é "rumor sem fundamento", enquanto Seth Martin, porta-voz da GE, preferiu não comentar. Não foi possível contatar o porta-voz da Bouygues.

Immelt já disse que pretende fazer aquisições na faixa de US$ 1 bilhão a US$ 4 bilhões, e que gastará mais por alvos "dotados de valores excelentes, sinergias fortes, que sejam adequados a nossas estratégias de crescimento e que tenham caráter agregador imediato". A Alstom é a líder mundial em turbinas para usinas, mas fica atrás da GE e Siemens em turbinas a gás. Ela é a terceira maior fabricante mundial de equipamentos de transmissão de energia depois da ABB e Siemens. E concorre com Siemens e Bombardier no mercado de trens e outros equipamentos ferroviários.

Fonte: Valor Econômico

3- Ministra do Supremo determina instalação de CPI exclusiva da Petrobras

A ministra Rosa Weber, do Supremo Tribunal Federal (STF), determinou que o Senado instale comissão parlamentar de inquérito (CPI) para investigar exclusivamente a Petrobras.

Rosa Weber atendeu a pedido da oposição e rejeitou ação dos governistas, que propuseram investigações também nos contratos dos metrôs de São Paulo e do Distrito Federal, supostas irregularidades no Porto de Suape (PE) e suspeitas de fraudes em convênios com recursos da União, além das denúncias sobre a Petrobras.

A decisão foi tomada pela ministra ao analisar dois mandados de segurança. No primeiro, parlamentares da oposição queriam garantir a instalação de uma CPI no Senado para investigar exclusivamente denúncias envolvendo a Petrobras. Para eles, a comissão não pode investigar vários temas diferentes ao mesmo tempo.

Governistas também entraram com mandado de segurança, pedindo uma definição da Corte sobre o que é “fato determinado” para criação de CPI. O mandado foi protocolado pela senadora Ana Rita (PT-ES), que pediu uma definição do STF sobre o tema, para que não pairem dúvidas sobre a matéria. De acordo com a senadora, o mandado tem por objetivo esclarecer uma questão de ordem da senadora Gleisi Hoffmann (PT-PR) sobre o pedido de criação de CPI feito pela oposição, com quatro “fatos determinados”.

O impasse sobre a criação da comissão ficou em torno de dois requerimentos para criação de CPIs, apresentados ao Senado. O primeiro, pelos partidos de oposição, que pedem a investigação de denúncias envolvendo a Petrobras como a compra da Refinaria de Pasadena (EUA); o segundo, apresentado por partidos da base governista, mais abrangente, que propõe investigações também nos contratos dos metrôs de São Paulo e do Distrito Federal, supostas irregularidades no porto de Suape (PE) e suspeitas de fraudes em convênios com recursos da União, além das denúncias sobre a Petrobras.

O posicionamento de Rosa Weber vale até decisão final do plenário.

Fonte: Agência Brasil

4- BW Offshore cancela compra de 30% do campo de Polvo da HRT

A norueguesa BW Offshore desistiu de comprar uma participação de 30% da HRT no campo de Polvo, na Bacia de Campos (RJ). A parceria era tida como natural pela HRT, já que a BW Offshore é dona da plataforma de petróleo que atualmente opera na área.

O fim do negócio não atrapalha o contrato da plataforma da BW Offshore, que vai até o terceiro trimestre de 2015 e pode ser estendido por mais sete anos. A plataforma também é capaz de perfurar. A informação foi publicada pela BW Offshore no exterior. Procurada, a HRT preferiu não comentar o assunto.

No texto, a norueguesa reforçou que as duas companhias permanecerão trabalhando juntas: "BW Offshore e HRT vão continuar o positivo relacionamento de trabalho na operação do campo", disse a norueguesa.

Anunciada em 13 de dezembro, a carta de intenções entre as duas empresas para a venda dos 60% foi um dos resultados dos planos da petroleira brasileira de buscar novos sócios. Depois de sucessivas decepções em perfurações no Estado do Amazonas e na Namíbia (África) em busca de petróleo, a atração de parcerias tem sido uma batalha diária da HRT para viabilizar a continuidade de suas operações.

Os 60% do campo de Polvo que pertencem à HRT foram comprados da britânica BP por US$ 135 milhões em 2013 e hoje são o único ativo da empresa de produção de petróleo. Os outros 40% de Polvo pertencem a dinamarquesa Maersk.

Executivos da HRT acreditam que Polvo tem reservas não exploradas a serem desenvolvidas e na possibilidade de reduzir custos na produção do ativo. Desde o ano passado, já está prevista a perfuração de mais dois poços na área, o primeiro deles no segundo semestre de 2014.

Fonte: Valor Econômico

II – COMENTÁRIOS

1- Nova safra de cana deve gerar 580 milhões de toneladas para esmagamento, aponta indústria  

A falta de chuvas entre o final de 2013 e início deste ano, que comprometeu a safra de grãos em mais de 2 milhões de toneladas, também castigou os canaviais brasileiros, apontou ontem a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica). A primeira projeção de safra da entidade indica que os estados do Centro-Sul do Brasil, responsáveis por cerca de 90% da produção nacional, vão esmagar 580 milhões de toneladas da matéria-prima para transformá-las em etanol ou açúcar na temporada 2014/15, que começou este mês. O volume, se confirmado, será 16,9 milhões de toneladas abaixo do processado no ano passado, quando o país cortou recordes 596,9 milhões de toneladas.

Houve aumento de 5% no terreno disponível para colheita na região, mas o clima seco reduziu a produtividade agrícola em 8%, disse a Única. No ano passado, os canaviais renderam, em média, 79,8 toneladas de cana por hectare. Do total a ser colhido, estima-se que 56,4% serão destinados à fabricação de etanol, contra 54,7% em 2013. Com isso, a produção nacional de açúcar deve cair 5% em relação ao ano passado e somar 34,29 milhões de toneladas.

Cana bisada

3% da área colhida de cana-de-açúcar na temporada 2014/15 deve ser de canaviais que deixaram de ser cortados no ano passado. Essas áreas contribuíram para que houvesse aumento de 5% do terreno com disponibilidade da matéria-prima.

24/04/14

Fonte: Gazeta do Povo - Curitiba

2- Petrobras investe US$100 bilhões no setor

Navio Irmã Dulce. Divulgação

Com a perspectiva de dobrar a produção de petróleo até 2020, a Petrobras informou na última terça-feira (22) que investirá US$100 bilhões na indústria naval brasileira entre 2012 e 2020. O total de encomendas no período será de 28 sondas, 49 navios e 146 barcos de apoio, 61 destes já estão em construção e 26 já entregues. A previsão é de contratação dos restantes 59 barcos de apoio até outubro, o que totalizará as 146 novas embarcações. 

Além dessas encomendas, serão contratadas também 38 plataformas de produção, que contribuirão para elevar a produção de petróleo da Petrobras para 4,2 milhões barris por dia em 2020. 

O reaquecimento da indústria naval alavanca também outros segmentos da indústria, como os de máquinas, equipamentos pesados, caldeiraria, elétrica e automação. O conteúdo nacional dessas obras varia de 55 a 75%, índice relevante para uma indústria que retomou sua capacidade de realização a partir de 2003. Desde a construção no país das plataformas P51 e P52, há dez anos, as demandas da Petrobras foram responsáveis pelo grande avanço da indústria naval nacional e pelo desenvolvimento econômico de diferentes regiões do país. 

Em 2003, o setor empregava 7.465 pessoas no Brasil e hoje emprega mais de 75 mil, reflexo do aumento da produção de petróleo e investimento em logística e distribuição. Até 2017, serão gerados mais 25 mil novos empregos, segundo estimativa do Sindicato Nacional da Indústria de Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval). 

Fonte: Agência Petrobras

OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 182

I – NOTÍCIAS

1- Investimentos no setor podem ampliar o consumo de gás em SP em até 60% até 2020

Investimentos no setor podem ampliar o consumo de gás em São Paulo em até 60% até 2020

Para o subsecretário de Petróleo e Gás da Secretaria de Energia do Estado de São Paulo, Ubirajara Santos, desenvolvimento e competitividade são decisivos para atender demanda.

A necessidade de planejamento para estimular a demanda e a oferta sustentadas, em condições de concorrência, e a redução da carga tributária completam os principais pontos defendidos pelo subsecretário para ampliar as oportunidades da indústria do gás. Este e outros temas serão debatidos na 11ª edição do Gas Summit Latin America, que acontece entre os dias 13 e 15 de maio, no Hotel Windsor Atlântica, no Rio de Janeiro.

Considerado o maior consumidor de gás do Brasil, o Estado de São Paulo utiliza cerca de 18 milhões de m³ por dia do recurso natural. Deste montante, metade é importado da Bolívia e a outra parte é proveniente das Bacias de Campos, Santos e uma menor quantidade do Espírito Santo. Com um cenário promissor, a região paulista é um mercado potencial para o crescimento deste insumo. A estimativa é que o consumo do Estado aumente em 60% até 2020, segundo indicadores do setor.

O dado integra o parecer do subsecretário de Petróleo e Gás da Secretaria de Energia do Estado de São Paulo, Ubirajara Campos, que destaca que o setor tem que se desenvolver sustentavelmente, aumentando a competitividade dos preços do gás e regulando o abastecimento, com investimentos em infraestrutura para a distribuição e transporte, se quiser suprir essa necessidade futura.

Para ele, é fundamental que haja uma previsão para o setor e também definições consolidadas sobre a regulamentação. “As expectativas são enormes. O mercado tem potencial para crescer, mas dependemos muito desta infraestrutura de escoamento, transporte e distribuição e, basicamente, de preços regulares. Por isso é muito importante uma maior previsibilidade para viabilizar a oferta”, alerta.

Fonte: Redação TN/ Ascom Gas Summit Latin America

2- EUA produz 10% do petróleo mundial

A crescente produção de óleo não convencional (tight oil) tornou os EUA produtor de 10% do petróleo mundial, informou a EIA – Energy Information Administration. Os EUA produziram 3,2 milhões de barris dia de petróleo bruto, no quarto trimestre de 2013, de campos produtores não convencionais no Texas, Dakota do Norte e outras regiões.

Combinada com a produção de petróleo em águas profundas, a produção total dos EUA atingiu 7,8 milhões de bpd (barris de petróleo dia), se aproximando dos líderes mundiais de produção a Rússia e a Arábia Saudita, com possibilidade de ultrapassar esses tradicionais produtores de petróleo em pouco tempo.

Diante da nova realidade de expansão da produção de petróleo, o fim da proibição da exportação de petróleo bruto volta a ser um tema para debate no Congresso dos EUA. Texas e Dakota do Norte representam 63% da produção de petróleo não convencional.

Fonte: Redação TN Petróleo, com agências

3- Petrobras admite transferir produção de módulos da Iesa

Petrobras admite transferir produção de módulos do estaleiro da Iesa

Depois da deflagração da greve dos funcionários da Iesa Óleo e Gás em Charqueadas (RS), que paralisou desde ontem, terça-feira, as operações do estaleiro responsável pela construção de 24 módulos de compressão para plataformas do pré-sal para a Petrobras, a estatal admitiu oficialmente que os serviços podem ser transferidos para outro local.

“Estão sendo realizados esforços para manter a execução dos serviços no Rio Grande do Sul, mas para isto é fundamental que o prazo do contrato seja atendido”, afirmou a empresa, em nota divulgada na noite de ontem. O valor do negócio é de US$ 720 milhões, mas há opção de ampliação da encomenda para 32 unidades, o que elevaria a cifra para US$ 911,3 milhões.

Os funcionários protestam contra atrasos nos salários e a favor da regularização do recolhimento do FGTS.

Até agora, conforme o presidente do Sindicato dos Metalúrgicos de Charqueadas, Jorge Luiz de Carvalho, nenhum equipamento foi concluído no estaleiro. O primeiro lote de seis módulos tem que ser entregue até julho, mas os funcionários pararam reclamando das “péssimas” condições de trabalho e cobram ainda melhorias no plano de saúde, alimentação e transporte gratuitos, adicional de periculosidade e regularização do recolhimento do Fundo de Garantia por Tempo de Serviço (FGTS).

A Petrobras não comentou a informação do sindicato de que teria feito um adiantamento de US$ 166 milhões à Iesa na semana passada, mas informou que “desde o ano passado” tem se “empenhado” na busca de alternativas para manter a execução do contrato e “contornar as dificuldades oriundas da crise financeira do Grupo Inepar, do qual a Iesa Óleo e Gás faz parte”. 

Como solução imediata, a Petrobras disse que iniciou procedimento para efetuar pagamento direto aos empregados, fornecedores e prestadores de serviços envolvidos no projeto “Replicantes”, ao qual se destinam os módulos.

Em relação à greve, a estatal comentou que acompanha as negociações entre os trabalhadores e a Iesa e que espera “um desfecho adequado para ambas as partes o mais breve possível”. A empresa garantiu que os canteiros de obras de suas contratadas atendem às exigências da lei, “com instalações adequadas, incluindo vestiários, refeitórios, banheiros, ambulatórios e áreas de vivência”.

Em entrevista ao Valor, o secretário do Desenvolvimento do Rio Grande do Sul, Mauro Knijnik, disse ontem que o governo estadual espera que outra empresa se associe ao projeto de Charqueadas para garantir a produção dos módulos no local. A Iesa informou, também ontem, que o assunto está sendo tratado “em confidencialidade com a Petrobras; por isso não vai se manifestar”.

Depois da deflagração da greve dos funcionários da Iesa Óleo e Gás em Charqueadas (RS), que paralisou desde ontem, terça-feira, as operações do estaleiro responsável pela construção de 24 módulos de compressão para plataformas do pré-sal para a Petrobras, a estatal admitiu oficialmente que os serviços podem ser transferidos para outro local.

Fonte: Valor Econômico

4- Revolução causada pelo gás de xisto tem bases sólidas.

A euforia da indústria norte-americana com a exploração de gás de xisto, chamada até de "revolução" por causa dos enormes impactos econômicos que vem tendo e ainda deverá provocar, tem bases sólidas. Pelo menos é o que afirma Fernando Musa, presidente da Braskem America, uma das empresas que estão apostando forte nos benefícios da nova fonte de energia e de matéria-prima.

"Nós fóruns em que participo, todo mundo fica falando sobre o que vem, a revolução do shale gas [gás de xisto], mas há cinco anos todos estavam falando que a indústria iria desaparecer nos Estados Unidos. Agora estão falando que é a bonança. O que será que a gente vai estar falando daqui a cinco anos?", disse Musa a um grupo de jornalistas brasileiros em teleconferência nos Estados Unidos –o executivo estava em seu escritório na Filadélfia, e os jornalistas, em Houston.

A julgar pela orientação dos investimentos da Braskem, dentro de cinco anos a indústria ainda estará em expansão. Principal produtora de polipropileno nos Estados Unidos, onde tem cinco fábricas em operação, a empresa está com projeto para entrar na produção de polietileno, para se beneficiar do custo mais baixo e da oferta abundante do etano gerado pela exploração do gás de xisto.

Segundo Fernando Musa, o desafio é o custo e a volatilidade do preço da matéria-prima que usamos, que é o propeno. “Hoje nos Estados Unidos todas as centrais petroquímicas que podem estão convertendo para usar o máximo de etano possível, porque o etano está muito barato. Isso cria uma bonança para os players que estão na cadeia etano/eteno, mas cria um desafio para nós".

Isso tende a mudar ao longo dos próximos anos, acredita ele, por conta de uma espécie de efeito cascata benéfico que o etano venha a ter na produção de outras matérias-primas. ou te dar a minha visão. "Minha visão é que nós vamos ter nos Estados Unidos mais propeno, o que é boa notícia; nós vamos ter um propeno [com preço] menos volátil, e isso vai ser muito bom para o nosso negócio”.

Essas são algumas das especulações sobre os impactos da revolução do gás de xisto, que promete energia e matéria prima barata e abundante, o que dá margem à euforia comentada por Musa. O entusiasmo é justificado, no entender do executivo.

"A cada dia que passa, toda vez que interajo com os agentes da industria, a euforia está um pouco maior, mas em cima de dados concretos. Algumas coisas vão se desenvolvendo, as reservas são maiores, a capacidade é maior, então a euforia é maior. Acaba sendo uma onda de euforia em cima de uma maré muito forte que vem vindo. Tem um pouquinho de espuma na ponta? Com certeza tem, mas que a maré é forte e vai durar, não é uma marezinha de duas horas, é uma maré mais longa, não tenho muita dúvida não."

Mesmo com tanta confiança, ele lembra que não é capaz de prever o futuro. "Se eu tivesse uma bola de cristal eu não estaria aqui, estava lá com Bill Gates e Warren Buffet fazendo filantropia do tamanho da filantropia que eles fazem", concluiu Musa.

Fonte: Rodolfo Lucena – Folha de São Paulo

17/04/2014  

5- Presidente da Petrobras esclarece compra de Pasadena

Em audiência pública conjunta da Comissão de Assuntos Econômicos e da Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal, a presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, esclareceu, na última terça-feira (15),  detalhes sobre a aquisição da refinaria de Pasadena, nos Estados Unidos. Foram desembolsados US$ 554 milhões com a compra de 100% das ações da PRSI-Refinaria e US$ 341 milhões por 100% das quotas da companhia de trading, totalizando US$ 895 milhões.

II – COMENTÁRIOS

1- Novas regras do regime especial de Repetro impulsionam empresas do setor

Com as novas regras do regime aduaneiro especial de exportação e importação de bens destinados às atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de petróleo e de gás natural (Repetro), novas oportunidades surgem para as empresas que trabalham na área.

Sendo habilitada no Procedimento Aduaneiro de Linha Azul, a empresa beneficiária do Repetro, ao efetuar o despacho aduaneiro, não necessita apresentar garantia e, como já tem o Termo de Garantia simplificado, o desembaraço aduaneiro pode ser feito em até poucas horas.

"Os bens já podiam ser depositados em área não alfandegada e agora passam a poder ter operações de teste, reparo, manutenção, restauração, beneficiamento, montagem, renovação ou recondicionamento dos bens. A Receita Federal apenas exige o controle destas movimentações em tempo real", explica o diretor executivo da LDC Comex, Paulo Cesar Alves Rocha.

De acordo com o executivo, outra grande possibilidade é da empresa beneficiária do Repetro possuir também habilitação para o Regime Aduaneiro de Depósito Especial, com o qual a empresa pode ter um estoque estratégico de peças que sejam utilizadas na manutenção ou substituição de partes, pedindo transferência de Regime ou nacionalizando as peças conforme sua necessidade.

A LDC Comex Experienced é uma empresa especializada em consultoria e sistemas de comércio exterior e atua na terceirização das operações dos diversos Regimes Aduaneiros Especiais existentes. 

Fonte: Redação TN/ Ascom LDC Comex

2- Publicada nova resolução da ANP para registro de produtos.

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP publicou no Diário Oficial da União do dia 14 de abril a Resolução nº22/2014, que estabelece os critérios de obtenção do registro de graxas e óleos lubrificantes destinados ao uso veicular e industrial e aditivos em frasco para óleos lubrificantes de motores automotivos, bem como as responsabilidades e obrigações dos detentores de registro.

Essa resolução vem sendo discutida com o mercado há vários anos e estabelece também os níveis mínimos de desempenho permitidos para a produção e comercialização no mercado brasileiro, substituindo a Resolução nº10 de 2007, salvo as disposições contidas em seus artigos 5º e 7º, que permanecerão em vigor durante o prazo de 180 dias, a partir de 14 de abril de 2014.

A ANP, visando atender às reivindicações dos produtores, flexibilizou as datas da segunda etapa para entrada em vigor dos níveis mínimos obrigatórios.

Os níveis mínimos para os óleos de motor são: API SJ ou ACEA (2012) para o ciclo Otto e API CG-4 ou ACEA(2012) para o ciclo Diesel, em uma primeira etapa, e para API SL e API CH-4 ou ACEA(2014) na segunda etapa. Os prazos limites sugeridos para a entrada em vigor do novo regulamento foram alterados pela própria ANP, para os seguintes:

	1ª ETAPA	2ª ETAPA
Produção e Importação	31/12/2014	01/01/2017
Distribuição	31/03/2015	31/03/2017
Comercialização ao consumidor final	30/06/2015	30/06/2017

Além de vários outros aspectos alterados da resolução anterior, a Resolução nº 22/2014 introduziu o controle para os lubrificantes utilizados na indústria alimentícia no item X do artigo 7º, com o seguinte texto, indicando que deverá ser encaminhado a ANP: “certificado de que produto e produtor atendem a norma ISO 21.469 –Safety of machinery – Lubricants with incidental product contact – Hygiene requirements – emitido por organização acreditada pela norma ISO 17.065 – Conformity assessment – Requirements for bodies certifying products, processes and services, no caso de óleos e graxas lubrificantes para aplicações que requeiram a especificação contato alimentar incidental.

A situação dos aditivos aftermarket, ficou estabelecida no item XV do artigo 7º, com o seguinte texto: ... “em casos de aditivos em frasco, relatório dos testes de mistura do aditivo com o óleo lubrificante automotivo de categoria API mais recente, na proporção indicada no rótulo do produto, nas sequências IIIG (ASTM D-7320), VG (ASTM D- 6593) e OM 5011A (ACEA) e/ou de teste internacionalmente aceito que comprove o não prejuízo ao desempenho do óleo lubrificante

3- Café da Câmara Brasil Texas durante a OTC 2014, em Houston-EEUU

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OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 181

I – NOTÍCIAS

1- Petrobras bate recorde mensal de entrega de gás ao mercado  

A Petrobras bateu recorde mensal de entrega de gás natural ao mercado consumidor brasileiro em março, com média de 95,5 milhões de metros cúbicos ( m³) por dia. O recorde anterior é de novembro de 2012, quando essa média chegou a 92,9 milhões de m³/dia.

Em março deste ano, a estatal entregou uma média de 43,1 milhões de m³/dia ao mercado termelétrico, garantindo o suprimento de seu próprio parque gerador e de usinas de terceiros. O volume foi importante em um período de forte despacho termelétrico ordenado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Ao mercado não termelétrico foi entregue uma média de 38,7 milhões de m³/dia e 13,7 milhões de m³/dia. O volume foi destinados ao consumo interno da Petrobras, incluindo-se aí o fornecimento a suas fábricas de fertilizantes em Sergipe e na Bahia.

No dia 26 de março, conforme já divulgado, a petrolífera ultrapassou, pela primeira vez, a barreira diária dos 100 milhões de m³ de gás natural entregues, atingindo o recorde diário de 101,1 milhões de m³ de gás disponibilizado ao mercado.

Elisa Soares

Fonte: Valor Online

2- ANP terá nova regulamentação de plano de desenvolvimento  

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) apresentará proposta para mudar a regulamentação dos planos de desenvolvimento em aproximadamente um mês, no fim de abril ou início de maio, anunciou  José Gutman, diretor do órgão regulador.

O plano de desenvolvimento é o documento que as empresas operadoras de petróleo e gás apresentam à ANP na fase de exploração, dando detalhes sobre como será a operação, que equipamentos serão usados etc.

Segundo Gutman, uma vez apresentada, a proposta de mudanças na regulamentação vai a consulta do mercado, com audiência pública. O foco, segundo o diretor da ANP, será reduzir a burocracia.

"Hoje, há cerca de 300 campos no Brasil. Os 50 maiores respondem por mais de 90% da produção. A documentação necessária para o plano de desenvolvimento não leva em conta isso. Vamos atuar na desburocratização", disse Gutman, em mesa redonda no IX Fórum Ibef de Óleo e Gás, promovido pelo Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças (Ibef) no Rio.

Outra mudança a ser proposta pela ANP será a possibilidade de troca de informações sobre o plano antes da entrega. Atualmente, as operadoras apresentam à ANP os planos já fechados.

Sabrina Valle e Vinicius Neder

Fonte: Agência Estado

3- Usineiros querem elevar para 27,5% fatia de álcool na gasolina  

O percentual de álcool anidro misturado na gasolina pode subir novamente. A proposta, feita pelos produtores de cana de açúcar, está em estudo no governo.

No ano passado, o porcentual da mistura subiu de 20% para 25%. O pedido do setor agora é para chegar a 27,5%.

O Ministério de Minas e Energia informou que analisa o documento entregue pela Unica (União da Indústria de Cana-de-Açúcar) para se manifestar posteriormente.

A Unica confirmou o pedido, mas não quis comentar.

O ministro da Agricultura, Neri Geller, afirmou ontem, em entrevista à EBC (Empresa Brasil de Comunicação), que se reuniu com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, para tratar do assunto, mas que não há decisão.

Se adotada, a medida pode contribuir para evitar um aumento maior do combustível neste ano e ajudar no combate à inflação.

O álcool anidro é utilizado na mistura vendida nos postos com o nome de gasolina. O combustível verde é mais barato que o de origem fóssil. Por isso, quanto maior o porcentual, menor o preço final ao consumidor.

A mudança seria positiva para os preços, mesmo em um momento em que o álcool está subindo e o preço da gasolina pura segue estável.

O ministro da Agricultura diz que a mudança pode ajudar o setor a sair da crise. A queda nas vendas de álcool e a quebra nas últimas safras, entre outros fatores, fizeram com que muitas usinas fechassem as portas.

E o motor?

Segundo especialistas, o etanol é um combustível mais corrosivo, por isso carros a gasolina importados para o Brasil recebem mangueiras mais resistentes, por exemplo. Já modelo trazidos de forma independente, que não passaram pela processo chamado "tropicalização", sofreriam mais com a mudança.

Outra consequência é o possível aumento no consumo. "Como o etanol tem menor poder calorífico, elevar em 10% a quantidade do combustível vegetal na gasolina irá refletir em um maior gasto do veículo. Essa variação pode ser maior ou menor dependendo da tecnologia empregada no motor", diz Lothar Werninghaus, consultor técnico da Audi.

Eduardo Cucolo com colaboração de Felipe Nóbrega

Fonte: Folha de S. Paul

4- ONS divulga relatório sobre reservatórios e deve revelar que cenário piorou em abril  

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) deve apresentar hoje um cenário crítico para o abastecimento de energia, segundo fontes do setor. A entidade divulga às sextas-feiras um relatório sobre nível dos reservatórios das hidrelétricas, mas, nesta semana em especial, as informações são cruciais, diante da seca severa que atinge a região Sudeste, considerada a pior da história.

O executivo de uma grande empresa afirma estar mais "pessimista" e considera que o país pode ser forçado a racionar o consumo. Segundo ele, a reserva de água nas hidrelétricas no fim deste mês pode não ser suficiente para garantir o abastecimento durante o período seco (outono e inverno), época em que há um esvaziamento usual de 30%. Se nada for feito, os reservatórios podem atingir 10% em novembro, colocando o sistema em perigo. Neste caso, o país terá de reduzir o consumo.

Rumores de que a consultoria PSR teria divulgado um novo relatório, recomendando o racionamento de energia, espalharam-se nesta semana, provocando uma forte queda nas ações das elétricas na quarta-feira. Procurada pelo Valor, a consultoria informou que não comenta rumores.

Segundo a consultoria, qualquer decisão de racionamento só deve ser tomada final do período úmido (período das chuvas), que termina no fim de abril. A PSR negou ainda que participaria ontem de uma reunião com autoridades em Brasília, contrariando especulações que também circularam no mercado.

O ONS já havia revisto para baixo a previsão de armazenamento dos reservatórios no Sudeste no fim de abril, de 40,6% para 36,6%.

Claudia Facchini e Rodrigo Polito

Fonte: Valor Econômic

5- Geokinetics fará aquisição sísmica na Bacia Potiguar

A Geopark Brasil informou durante o Rio Gas Forum que fechou contrato com a Geokinetics para aquisição de sísmica 2D nos blocos da Bacia Potiguar que a empresa arrematou na 11ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no ano passado.

Serão 342 km de sísmica nas áreas dos blocos POT-T-619, POT-T-620, POT-T-663, POT-T-664 e POT-T-665. A expectativa, segundo o presidente da empresa no Brasil, Dimas Coelho, é que a campanha seja iniciada no próximo semestre e que os dados sejam processados até o final do ano. A sísmica se encontra atualmente em licenciamento no Instituto do Meio Ambiente e Recursos Hídricos (Inema) do Rio Grande do Norte.

Atualmente, a empresa possui nove blocos exploratórios no Brasil, sendo cinco na Bacia Potiguar, dois no Recôncavo, um na Sergipe-Alagoas e um no Parnaíba, sendo esse último localizado em área de municípios maranhenses.

Recentemente a Geopark Brasil adquiriu a participação de 10% que eram detidos pela empresa Rio das Contas Produtora de Petróleo no bloco de gás seco de Manati, em mar (offshore), a 70 km ao sul da costa de Salvador (BA). O bloco é operado pela Petrobras (35%) em parceria ainda com a Brasoil e Queiroz Galvão.

Fonte: Redação TN

II – COMENTÁRIOS

1- OGX levou dez meses para divulgar inviabilidade de campos, diz CVM  

Investigação da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) aponta que Eike Batista e os administradores da OGX sabiam da inviabilidade comercial de campos da empresa pelo menos 10 meses antes de a petroleira declarar essa condição, em 1 de julho de 2013. Em processo ao qual o Valor PRO, serviço em tempo real do Valor, teve acesso, a CVM aponta que os administradores falharam ao não divulgar ao mercado informações relevantes e que Eike negociou ações de OGX e OSX com informações não públicas e potencialmente negativas para ambas. Ao mesmo tempo, deu declarações otimistas via Twitter.

O ponto central da investigação foi a declaração de inviabilidade econômica dos campos de Tubarão Azul, Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, em 1º de julho de 2013 e que marcou a derrocada da petroleira OGX, culminando com a recuperação judicial.

A CVM diz que, entre 2009 e 2011, a OGX fez uma série de divulgações a respeito do potencial desses campos, sempre com perspectivas positivas. Depois de um comunicado de julho de 2011, a próxima divulgação só ocorreu em março de 2013, quando a petroleira declarou a comercialidade das acumulações Pipeline, Fuji e Illimani, que receberam conjuntamente o nome de Tubarão Areia. Quase três meses depois, fez a já citada declaração de inviabilidade comercial dos quatro campos.

O termo de acusação, elaborado pela Superintendência de Relações com Empresas (SEP) da CVM, destaca que essas foram as informações divulgadas pela OGX ao mercado. No entanto ao solicitar esclarecimentos adicionais da petroleira, a autarquia reuniu informações internas da companhia, que não chegaram ao público.

Conforme relatório da área de reservatórios da OGX, de junho de 2013, desde 2011 a empresa já havia analisado as áreas desses campos e concluído preliminarmente que os volumes e a compartimentação eram muito diferentes da interpretação inicial, indicando que a exploração das áreas seria mais complicada que o imaginado inicialmente. Em meados de 2012, a OGX criou um grupo de trabalho, que atuou de 24 de julho até 24 de setembro daquele ano.

A tarefa do grupo era buscar soluções mais baratas para os campos de Tubarão Tigre, Azul, Gato e Areia "em vista da aparente inviabilidade econômica dos campos". Uma segunda missão era investigar a viabilidade do "projeto de desenvolvimento de uma unidade", chamado de WCPP, relacionado à redução de custos e exposição de trabalhadores a riscos operacionais. Em face dessa questão envolvendo a unidade WCPP, a OGX desenvolveu projeto interno e contratou a empresa de engenharia Rameshni & Associates Tecnology Engineering (Rate) para validação e detalhamento do projeto. A Rate concluiu que o projeto resultou em "equipamentos de grandes dimensões e consequentemente elevados custos" e sugeriu que fossem avaliadas outras tecnologias para viabilizá-lo.

O grupo de trabalho fez uma apresentação para a diretoria da OGX em 24 de setembro de 2012. Sobre a apresentação, a autarquia destaca que o grupo apresentou estudo da Schlumberger Serviços de Petróleo. Pelos dados que foram destacados da reunião, a CVM observa que novas estimativas foram mostradas para as a acumulações Pipeline, Fuji e Illimani, referentes ao volume total de óleo na área e o que seria recuperável. Em todos os cenários traçados, o valor presente líquido (VPL) para o projeto era negativo.

Seis meses depois dessa apresentação, em março de 2013, a OGX comunicou que recebeu o reprocessamento da sísmica dos reservatórios localizados nos quatro campos, feito pela empresa CGG Brasil, com dados mais precisos sobre as características da área, "para permitir à OGX uma melhor avaliação do modelo geológico dos campos, tendo em vista comportamentos distintos dos poços perfurados e concluídos para produção". Logo, a CVM avalia que de posse dos estudos de reprocessamento sísmico; do grupo de trabalho; da Schlumberger e da Rate, a gerência executiva de reservatórios da OGX realizou um estudo final que, aparentemente, compilou todos os citados estudos, e apresentou à diretoria da OGX em junho de 2013. A diretoria levou o assunto ao conselho de administração em 28 de junho de 2013 e em 1º de julho foi declarada a inviabilidade econômica.

A área técnica da CVM destaca que, em março de 2013, a OGX divulgou apenas informações sobre o volume total dos campos, sem mencionar o volume recuperável, presente em outros comunicados: "Frise-se, era informação disponível para a companhia, com a consultoria da Schlumberger" no ano anterior. A empresa omitiu a estimativa de volume de óleo recuperável, utilizada para estimar as receitas do projeto, bem como as informações sobre valor presente líquido negativo do projeto - o que já mostrava a inviabilidade econômica dos campos. Ainda que a OGX alegue que as informações seguiam com estudos sobre as áreas "é fato que os resultados trazidos pela Schlumberger e apresentados pelo grupo de trabalho mudavam radicalmente a situação até então divulgada ao mercado e se tratavam de fato relevante".

Ana Paula Ragazzi

Fonte: Valor Econômico

2- Preço do minério cai e afeta Vale e siderúrgicas

O preço do minério de ferro já caiu 12% neste ano e deverá pesar negativamente nos balanços do primeiro trimestre das mineradoras brasileiras, como a Vale, e das siderúrgicas que exportam a matéria-prima, como a CSN. Em média, o minério de ferro foi negociado a US$ 120,7 a tonelada de janeiro a março deste ano, 18,4% abaixo dos US$ 148 um ano antes. Embora esses não sejam exatamente os preços praticados pelas empresas, já que é referente ao minério com concentração de 62% de ferro, e as produtoras têm qualidades de minério diferentes, o comportamento das cotações é semelhante.

Nos três primeiros meses deste ano, o preço da matéria-prima do aço caiu por uma combinação de dois fatores: a expectativa de uma forte elevação da oferta global, com o aumento da produção na Austrália; e a redução das compras de siderúrgicas chinesas, que estavam com estoques altos e enfrentaram um mercado um pouco mais difícil com algumas restrições para a obtenção de crédito no país.

Por outro lado, o dólar subiu na mesma intensidade no período, o que eleva as receitas em reais com o minério exportado, ajudando a compensar a queda do preço. O dólar ptax médio do primeiro trimestre ficou em R$ 2,36, 17,9% acima do valor do mesmo período de 2013. Com o empate das duas variáveis, exercendo pressões em sentidos opostos, os volumes vendidos de minério de ferro no início ganham ainda mais importância nas comparações entre trimestres.

No caso da Vale, analistas do Deutsche Bank estimam um preço médio realizado 8% inferior ao do mesmo período do ano passado, mas um aumento de 15% nos volumes. Com isso, eles calculam uma melhora de 2% na receita e também no Ebitda da empresa no primeiro trimestre.

Para a balança comercial brasileira, o efeito negativo da queda do preço do minério de ferro foi compensando pelo aumento do volume total exportado pelo país. Assim, a commodity praticamente manteve sua representatividade no total das exportações do país, com 14,2% do total, ante 13,5% no primeiro trimestre de 2013. O país exportou 71,8 milhões de toneladas de janeiro a março, 6% acima do peso vendido um ano antes, segundo dados do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC). O minério de ferro até contribuiu para impedir um déficit maior da balança brasileira, que acumulou um saldo negativo de US$ 6,7 bilhões de janeiro a março deste ano.

Nos próximos trimestres, o impacto da queda do preço para as companhias do setor deverá se repetir. As expectativas de analistas que acompanham o setor são de continuidade da queda da cotação da matéria-prima do aço, com uma acomodação em um nível inferior ao do ano passado.

A projeção média de onze bancos consultados pelo Valor é de um preço médio para o minério de US$ 113,90 por tonelada no ano, 5% abaixo da média do ano até ontem, de US$ 120,3 por tonelada. Esse mesmo valor é 16% inferior à média de 2013.

O aumento da oferta global é a principal razão da tendência de baixa. O Deutsche Bank estima um volume adicional de 160 milhões de toneladas no mercado proveniente somente dos três produtores de Pilbara, na Austrália, a BHP Billiton, a Rio Tinto e a Fortescue Metals. Já o Barclays prevê a entrada de 187 milhões de toneladas no mercado neste ano, considerando também outras regiões, e de 127 milhões de toneladas em 2015. A previsão dos analistas do banco alemão é de uma produção global de cerca de 2,15 bilhões de toneladas de minério de ferro neste ano, para um consumo de aproximadamente 2,08 bilhões de toneladas de minério.

Fonte: Valor Econômico