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

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 180

I – NOTÍCIAS

1- Esclarecimento sobre a plataforma P-55

A Petrobras informou que durante o processo de lançamento do primeiro de um dos dois oleodutos definitivos de escoamento de petróleo da plataforma P-55, instalada no campo de Roncador, na Bacia de Campos, ocorreu o rompimento de um cabo de aço interligado ao guincho da embarcação de lançamento FDS, da empresa Saipem, com a queda de parte da tubulação no solo marinho. 

Vale ressaltar que os dutos danificados  foram substituídos por outros disponíveis em estoque e adquiridos para o lançamento do segundo oleoduto da P-55. O lançamento do primeiro oleoduto ocorrerá ainda neste mês. 

A companhia informa, ainda, que novos dutos estão em processo de aquisição para reporem aqueles que estavam destinados ao segundo oleoduto. Não haverá impacto na instalação do segundo oleoduto, que já estava programada para o segundo semestre de 2014.

O escoamento de petróleo nesta fase atual do projeto é realizado por oleoduto já instalado até a plataforma P-54, como originalmente previsto. Esse duto será substituído quando forem instalados os dois oleodutos definitivos.

É importante destacar que não há impacto na produção do campo de Roncador. A plataforma P-55 entrou em operação em dezembro de 2013 e todos os poços do sistema entrarão em produção ainda em 2014.

Fonte: Gerencia de Imprensa da Petrobras

2- Petrobras assumirá área ao lado de Iara  

O bloco BM-S-11, operado pela Petrobras, abriga uma jazida, conhecida como Iara, que extrapola os limites do contrato e se conecta com o bloco Entorno de Iara, da cessão onerosa. O BM-S-11 é operado pela Petrobras (65%), que tem como sócias a BG (25%) e Petrogal (10%). Em reunião de diretoria de 19 de fevereiro, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) permitiu a divulgação dos dados adquiridos do bloco Entorno de Iara aos concessionários do bloco BM-S-11. Segundo a agência explicou em nota, o procedimento é necessário para fins de definição de um Acordo de Individualização da Produção (AIP).

Em casos como esse, a lei determina que as duas partes interessadas cheguem a um acordo para explorar a jazida, com a escolha de apenas um operador, para que não haja conflitos de interesse. Mas no caso de Iara deve ser mais simples, já que Petrobras é operadora dos dois lados.

Em março de 2011, em comunicado ao mercado, a Petrobras informou que a expectativa é que o volume recuperável de Iara esteja entre 3 bilhões e 4 bilhões de barris de óleo equivalente, somando gás e óleo. Em novembro de 2013, a estatal comunicou ao mercado a conclusão da perfuração do quinto poço exploratório na área de Iara, no bloco BM-S-11, no pré-sal da Bacia de Santos. Na ocasião, o consórcio frisou que daria continuidade às atividades previstas no Plano de Avaliação da Descoberta aprovado pela ANP para Iara.

O caso é semelhante ao ocorrido com jazida Gato do Mato descoberta anglo-holandesa Shell no bloco BM-S-54, que extrapola os limites da concessão para uma área não licitada pela União, na Bacia de Santos. Neste caso, a operação é da Shell (80%), que tem como parceira a francesa Total.

Em entrevista no início do ano, Oswaldo Pedrosa, presidente da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), disse que situações como essa serão comuns nas áreas do pré-sal.

Marta Nogueira

Fonte: Valor Econômico

3- Wilson Sons rebocadores inicia novo ciclo de embarcações

A Wilson Sons Rebocadores, empresa de apoio portuário do Grupo Wilson Sons, recebeu no final de março o rebocador WS Phoenix. A embarcação, construída pelo estaleiro da companhia no Guarujá, é a primeira de uma série de 12 com previsão de entrega até 2016. O investimento total é de US$ 140,7 milhões, dos quais 84% são financiados pelo Fundo de Marinha Mercante (FMM).

“O WS Phoenix marca um novo momento para a Wilson Sons Rebocadores. Hoje, temos outros 65 rebocadores em operação e prestamos serviço em toda a costa brasileira. Com essas novas embarcações, nossa capacidade de atender tanto operações tradicionais quanto especiais irá crescer”, diz o diretor operacional da companhia, Sérgio Guedes.

O novo rebocador é da série 2411 e possui tração estática (bollard pull) de 72 toneladas. Assim como os outros que estão previstos, o WS Phoenix é equipado com sistema de combate a incêndio (Fire Fighting 1) e possui motor Caterpillar. Um diferencial da nova série são os propulsores fabricados pela Schottel.

Até o final de 2014, outras quatro embarcações com especificações semelhantes serão entregues pela Wilson Sons Estaleiros. Os demais rebocadores serão cinco 2411 com tração de 55 toneladas e dois 3212 com 85 toneladas de bollard pull.

O momento marca, também, uma mudança na identidade das embarcações da empresa. Os rebocadores do Grupo, que são batizados com nomes de corpos celestes, passam agora a conter o prefixo WS, aumentando a identificação com a Wilson Sons. As próximas embarcações já serão batizadas com esse prefixo e, aos poucos, essa identidade será passada também para os rebocadores que já estão em operação.

“Para nós, é muito importante que clientes, parceiros e as autoridades portuárias saibam que se trata de uma embarcação da Wilson Sons Rebocadores só de ler o nome. Temos a maior frota do Brasil e somos reconhecidos pela excelência em nossas operações. O prefixo WS vai nos ajudar a difundir esse conceito”, destaca Guedes.

 Capacitação e eficiência

Os investimentos da Wilson Sons Rebocadores também estão voltados para capacitar profissionais e melhorar a performances.

Entre as ferramentas desenvolvidas está a Central de Operação de Rebocadores (COR), que está localizada na filial Santos da companhia. O objetivo é garantir maior eficiência e segurança nas operações por meio do monitoramento dos rebocadores.

“A COR é fundamental para garantirmos o melhor aproveitamento de nossas operações. Melhoramos a navegabilidade dos portos em que atuamos e aumentamos a eficiência da embarcação por usar a potência adequada para todos os portes de navios. A Central nos ajuda também a ampliar a economia de combustível”, diz o gerente da COR, Pedro Lima.

Até o final de 2014 serão 48 embarcações rastreadas pelo sistema, atuando nos portos de Santos, Rio de Janeiro, Itaguaí, Paranaguá, Vitória, Fortaleza, Pecém, Salvador, Imbituba, Itajaí, São Francisco do Sul e Rio Grande.

Outra ferramenta importante é o Centro de Aperfeiçoamento Marítimo William Salomon (CAMWS), no Guarujá, onde são capacitados os profissionais da Wilson Sons Rebocadores. As aulas abordam temas fundamentais para os tripulantes, como navegação, operação de equipamentos para auxílio à navegação, manutenção e avarias operacionais, saúde, meio ambiente e segurança (SMS) e gestão da qualidade.

No ano passado, mais de 110 comandantes e 30 chefes de máquinas foram treinados. Para 2014, a meta é atender os demais chefes de máquinas e elaborar uma nova linha de treinamento para ambas as funções.

“Nosso objetivo é aliar a excelência oferecida pela Wilson Sons nas operações com rebocadores com cursos e treinamentos para aperfeiçoar o conhecimento dos marítimos”, diz o gerente do Centro de Aperfeiçoamento, Gerson Luiz Rodrigues da Silva.

Um dos grandes diferenciais do Centro, inaugurado em 2010 no Guarujá (SP), é um simulador que integra a operação de navios e rebocadores, seja no apoio portuário, marítimo ou offshore. A companhia investiu R$ 2 milhões no equipamento, que reproduz situações extremas que não poderiam ser simuladas no mar, como condições adversas de vento, mar, perda de motor e rompimento de cabo de reboque.

Também foram realizados treinamentos para capacitação de comandantes abordando o desenvolvimento de liderança. Do projeto piloto participaram 30 profissionais. Neste ano, o curso será ministrado para os demais comandantes da companhia e fará parte da agenda de engajamento do Grupo Wilson Sons.

Fonte: Ascom Wilson Sons

4- Petrobras investirá R$ 69.726 milhões em 2014

A Petrobras definiu, em Assembléia,o orçamento relativo ao exercício de 2014, somando um total de R$ 69.726 milhões. Segundo o comunicado divulgado pela companhia, este valor "se refere apenas ao orçamento da controladora".

Do total de investimentos, 62,67% destinam-se à área de Exploração & Produção (E&P), 26,43% à área de Abastecimento, 9,13% à área de Gás & Energia e 1,77% às outras áreas de negócio.

O lucro líquido da companhia do exercício 2013, também segundo o comunicado, totalizou R$ 23.407.565.780,30.

Fonte: Agência Petrobras

5- Petrobras tem aval para teste de longa duração no pré-sal de Santos

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) autorizou a Petrobras a realizar Teste de Longa Duração (TLD) no bloco Nordeste de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos. O TLD cumpre o Programa Exploratório Obrigatório (PEO), definido no contrato de cessão onerosa. 

Os TLDs são realizados durante a fase de  exploração, com a finalidade exclusiva de obter dados e informações para conhecimento do comportamento dos reservatórios e dos fluidos durante a produção.

Ficou determinado que o TLD de Nordeste de Tupi terá tempo de fluxo de 73 horas. A decisão foi tomada na reunião de diretoria de 19 de março.

Fonte: Valor Econômico

6- Produção de aço  com uso da sucata reduz consumo de energia e água

O aumento da utilização da sucata ferrosa na produção de aço pode trazer importante economia de energia e água ao Brasil no momento em que se discute a possibilidade de racionamento diante da falta de chuvas do último verão. Os reservatórios das país, que garantem água e energia à população, estão nos níveis mais baixos da história. O processo de reciclagem da sucata, insumo que responde por cerca de 30% da produção de aço no país, reduz o consumo de energia pelas usinas siderúrgicas em cerca de 64% em comparação ao uso de outras matérias-primas, como o minério de ferro, por exemplo.

“Boa parte dos metais contidos na sucata já se encontra em forma metálica, requerendo pequena quantidade de energia para a fabricação de aço, ao contrário da produção primária, muito mais intensiva”, afirma Marcos Fonseca, presidente do Instituto Nacional das Empresas de Sucata Ferrosa (Inesfa), que representa as empresas responsáveis por 47% de toda a sucata preparada no Brasil. “Cada tonelada de material reciclado poupa 1.140 quilos de minério de ferro e 154 quilos de carvão”, diz Fonseca.

O mesmo acontece em relação à agua. “A maior parte da água utilizada nas usinas para o processo de reciclagem passa por sistemas fechados de resfriamento, sendo recirculada e consequentemente reaproveitada”, segundo estudo do Inesfa. “A racionalização e recirculação da água utilizada elimina a captação de água suficiente para abastecer 33% da população brasileira. Com a reciclagem, há uma redução de 70% no consumo de água”, conforme a entidade.

Essa vantagem competitiva da sucata de ferro é uma das razões que tem levado o setor a defender junto ao governo incentivos à reciclagem do insumo. “O estímulo às empresas que comercializam e processam a sucata de ferro é benéfico à indústria de aço e a toda a sociedade”, afirma Fonseca.

O Inesfa sugere maior participação do segmento no programa de renovação da frota nacional de veículos automotores em desuso. Com vasta experiência, as empresas associadas à entidade possuem expertise e equipamentos que processam o material ferroso de forma rápida, segura e ambientalmente correta, sendo totalmente capacitadas para atuar na reciclagem de veículos e comercializá-los para fins siderúrgicos e fundições. Atualmente, apenas 1,5% de toda a frota é reciclada no país, mas com uma política definida é possível fomentar o setor de sucata ferrosa, contribuindo para preservação do meio ambiente e estimular a reciclagem de veículos no Brasil.

Outro ponto importante é a desoneração dos tributos incidentes na folha de pagamento, que influenciam diretamente na empregabilidade do setor. As empresas recicladoras empregam de forma direta e indireta mais de 1,5 milhão de pessoas. O Inesfa defende que as empresas tenham acesso a linhas de créditos mais baratas para aquisição de novas máquinas e equipamentos, com recursos do BNDES, e que sejam desenvolvidas políticas públicas que auxiliem o desenvolvimento da atividade do comércio atacadista de sucata, como depreciações aceleradas de equipamentos, isenções de tributos etc.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação com Assessoria

II – COMENTÁRIOS

1- Empréstimo para cobrir térmicas pode aumentar conta de luz em 8%  

Se for confirmado o empréstimo de R$ 8 bilhões que o governo pretender fazer com bancos para quitar as contas extras geradas pelas usinas térmicas, o consumidor brasileiro já pode preparar o bolso para arcar com um aumento médio de 4% em sua conta de luz em 2015, apenas para quitar metade desse financiamento. Outros 4% estão reservados para 2016.

O cálculo é simples e baseia-se em uma métrica usual no setor de distribuição deenergia: para cada R$ 1 bilhão de aumento de custos da energia, o impacto é de 1 ponto percentual nas tarifas da conta de luz.

Pelas explicações dadas ontem pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o pagamento desse empréstimo será feito pelos consumidores de energia de todo o país, excluindo aqueles que compram energia no mercado livre. A cobrança será feita nas contas de 2015 e 2016, nos meses de reajuste tarifário de cada uma das distribuidoras.

Para viabilizar a operação, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que funciona como um condomínio de empresas do setor elétrico, terá de contratar um banco gestor para administrar os empréstimos. O desembolso dos bancos será mensal, conforme cotas que serão definidas pela Aneel. A quitação desse empréstimo, no entanto, só começará em 2016, seguindo até o fim de 2017.

Para viabilizar a transação, o governo criou praticamente "um novo encargo", como disse o diretor da Aneel, André Pipetone. Os valores pagos pelos consumidores de energia serão alocados na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), encargo aplicado sobre a conta de luz. Esses valores, no entanto, não ficarão retidos como recurso da CDE. Estarão associados a uma Conta Centralizadora (Conta-ACR). O mesmo vale para o empréstimo que será tomado com os bancos. "O recurso passará pela CDE, mas irá diretamente para a liquidação financeira do empréstimo", disse Pipetone.

O financiamento será usado para cobrir os gastos das térmicas que serão contabilizados entre fevereiro e dezembro deste ano. As estimativas do setor dão conta de que, só no primeiro trimestre de 2014, os custos das térmicas já levaram a um rombo de até R$ 10 bilhões.

A solução anunciada pelo governo para quitar a dívida das distribuidoras entra em consulta pública a partir de hoje e segue até o dia 14. A proposta, disse o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, "foi bastante adequada" para resolver o dilema causado, essencialmente, pela "exposição involuntária" das distribuidoras - que não conseguiram comprar toda a energia que queriam em um leilão do ano passado - e pelo uso intensivo das térmicas, por conta da situação dos reservatórios de hidrelétricas.

Os bancos que financiarão a proposta ainda não foram anunciados, apesar de todas as especulações em torno da Caixa Econômica Federal e do Banco do Brasil, para citar os estatais.

A proposta causa apreensão entre os grandes usuários de energia. "A operação de empréstimo não pode prejudicar o grande consumidor de energia. A redistribuição de custos de políticas públicas está afetando o grande consumidor. Somos sócios da CCEE, que está tomando crédito, e isso pode nos contaminar", alertou o presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Paulo Pedrosa.

A Aneel garantiu que "a operação não está criando nenhum risco para os membros da CCEE" e que a proposta não aloca riscos para os consumidores do mercado livre deenergia, já que seu pagamento será feito pelo "mercado cativo", onde estão os consumidores domésticos, comércios e indústrias de pequeno porte.

Por conta do prazo de audiência pública e da necessidade de fechar o grupo de bancos que vai financiar a operação, a Aneel adiou, mais uma vez, a data de acerto de contas com as distribuidoras. O aporte das garantias financeiras pulou do dia 8 para 25 de abril. Já a liquidação financeira - referente a fevereiro - ficou para 29 de abril.

André Borges

Fonte: Valor Econômico

2- Produção de petróleo cresce 1,8% em fevereiro, diz ANP  

A produção de petróleo no País cresceu 1,8% em fevereiro ante janeiro. Na comparação com fevereiro de 2013, houve aumento de 3,6%, segundo o Boletim da Produção da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Já a produção de gás natural atingiu o recorde de 83,2 milhões de metros cúbicos por dia em fevereiro. O volume representou um aumento de 3,6% em relação a janeiro, acima do recorde registrado em dezembro de 2013, quando a produção ficou em 81,6 milhões de metros cúbicos diários. Em relação a fevereiro do ano passado, o crescimento na produção foi de 8,8%.

Somando a produção de gás natural com a de petróleo, o Brasil registrou um montante de 2,613 milhões de barris equivalentes por dia em fevereiro, sendo 2,090 milhões de barris diários de petróleo e 83,2 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural.

Segundo a ANP, a produção no pré-sal aumentou 8,2% em fevereiro frente a janeiro, totalizando 471,9 mil barris de óleo equivalente por dia, sendo 386,8 mil barris diários de petróleo e 13,5 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural. A produção teve origem em 26 poços, localizados nos campos de Baleia Azul, Caratinga, Barracuda, Jubarte, Linguado, Lula, Marlim Leste, Pampo, Sapinhoá, Trilha e na área de cessão onerosa Entorno de Iara.

A queima de gás natural em fevereiro totalizou 4,3 milhões de metros cúbicos por dia, uma queda de 10,5% em relação a janeiro. Na comparação com fevereiro de 2013 houve recuo de 5,9%. O aproveitamento do gás natural no mês foi de 94,8%.

Os campos operados pela Petrobras responderam por 91,9% da produção de petróleo e gás natural no mês. A ANP informou que 91,8% da produção de petróleo e 71,5% da produção de gás natural tiveram como origem os campos marítimos. O campo de Marlim Sul, na bacia de campos, foi o de maior produção de petróleo, com média de 263,9 mil barris por dia. O maior produtor de gás natural foi o campo de Lula, na bacia de Santos, com média diária de 7,4 milhões de metros cúbicos.

Daniela Amorim

Fonte: Agência Estado