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