Petrobras assina contrato de construção de mais duas plataformas para o pré-sal

A produção de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, nos campos de Franco e Franco do Sul, ganhará duas plataformas que agregarão, quando estiverem em plena operação, mais 300 mil barris de petróleo e 14 milhões de metros cúbicos gás natural, diariamente, à produção nacional.

Os contratos para a construção das plataformas foram assinados hoje (11) pela Petrobras em cerimônias ocorridas no Rio de Janeiro e no Rio Grande do Sul. A construção e a integração dos módulos da P-74 e da P-76 irão gerar cerca de 4.500 empregos diretos e indiretos nas regiões de São José do Norte (RS) e Pontal do Paraná (PR), onde estão os estaleiros que executarão os serviços.

A Petrobras informou que, para a construção dos módulos das plataformas, os contratos estipulam um índice de conteúdo local de 65% nos serviços de construção e montagem; 65% nos serviços de engenharia de detalhamento, 65% nos serviços de gerenciamento e de 71% para o fornecimento de materiais. A instalação e a integração dos módulos no casco também terão conteúdo local de 65%.

O prazo contratual total é 42 meses. A produção de petróleo da P-74 está prevista para o segundo semestre de 2016, e a da P-76, para o segundo semestre de 2017.

 

Fonte: Jornal do Brasil/Agência Brasil, 2013-04-11.

http://www.jb.com.br/economia/noticias/2013/04/11/petrobras-assina-contrato-de-construcao-de-mais-duas-plataformas-para-o-pre-sal/

Oferta da Petrobras desperta interesse, mas especialistas pedem cautela

O gigantismo da operação de aumento de capital da Petrobras desperta, de forma inegável, o interesse de qualquer cidadão. Ainda mais quando vêm à memória os ganhos acima da média do mercado que os investidores tiveram durante o processo de reforço de caixa feito pela empresa, em 2000, e pela Vale, em 2002. E isso não é por acaso. Os fundos de ações ligados à estatal de energia e os Fundos Mútuos de Privatização (FMP) administrados pela Caixa, por exemplo, tiveram uma valorização de 863% a 910% nesses 10 anos, enquanto o rendimento do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS) ficou em 65,63% no mesmo período, conforme dados da CEF.

Enquanto a procura por ações da Petrobras naquela ocasião ficou abaixo das expectativas, a grande valorização dos papéis logo depois acabou provocando uma corrida pelos títulos da Vale. Naquelas operações, os trabalhadores puderam investir até 50% do saldo na conta do FGTS na compra das ações das empresas. Agora, com a nova oferta de papéis da Petrobras, o limite é de 30% e só poderá usar o FGTS nessa compra quem ainda mantém cotas no FMP da Petrobras criados em 2000.

O superintendente nacional do FGTS, José Maria Leão, lembra que compraram cotas do FMP-Petrobras 312 mil trabalhadores com recursos do Fundo de Garantia. Desse total, restam hoje cerca de 90 mil cotistas, mas esse número será confirmado apenas após o processo de capitalização da estatal.

“Nossa expectativa com essa operação é que ela movimente cerca de R$ 900 milhões nas contas do Fundo de Garantia”, diz ele, evitando fazer comparações entre o FGTS, que tem uma taxa de correção de TR mais 3% ao ano e os fundos.

“O FGTS não é investimento. É um mecanismo para garantir a segurança do trabalhador e, ao mesmo tempo, permitir financiamentos acessíveis ao trabalhador, como o da casa própria”, disse.

Vale lembrar que o momento agora é outro e que todo investimento no mercado de ações implica em um risco bem maior do que uma aplicação na poupança ou fundos de renda fixa. Aplicar os recursos do FGTS é uma das opções mais sugeridas pelos especialistas para a compra das ações da Petrobras.

Recomendações

Alguns dizem que não irão recomendar a compra de ações da estatal devido a dúvidas em torno do futuro da companhia. “A operação irá compensar mais para quem tiver fundo de investimento atrelado às ações da Petrobras. Nesse caso, será vantajoso para o investidor. Agora, eu não recomendo que o investidor desembolse dinheiro vivo para participar da capitalização”, diz uma fonte do mercado.

No próximo dia 29, a Petrobras pretende fazer uma oferta pública de ações no valor de R$ 110 bilhões para reforçar seu caixa e possibilitar a realização dos investimentos programados. Caso a procura supere as expectativas iniciais, esse montante pode chegar a R$ 127 bilhões com a inclusão de lotes suplementares e adicionais.

Quem é cotista do FMP da Petrobras deve formalizar o pedido de aplicação junto à administradora do fundo onde mantém o investimento apresentando apenas os documentos e o extrato do FGTS. O valor solicitado ficará indisponível na conta vinculada até o repasse do valor ao FMP, que deverá ocorrer no dia 29. Uma vez feita a reserva, não há possibilidade de desistência e o trabalhador também não poderá realizar saques na conta vinculada durante o período da oferta. Após a compra, o prazo mínimo para transferência do fundo ou para saque é de um ano, respeitando as regras de retirada do FGTS.

Já os cotistas dos fundos de ações da Petrobras poderão fazer a adesão junto às administradoras de suas respectivas carteiras até o dia 22 de setembro. O mínimo para aplicação é de R$ 200. No dia 23, será feito o fechamento das adesões e divulgado o preço inicial das ações que serão negociadas na oferta pública. No dia seguinte, será iniciada a negociação dos papéis da companhia na Bolsa de Nova York. Na BMF&Bovespa, essa transação será feita a partir do dia 27, sendo que a data fixada para a compra de fato das ações será no dia 29. Caso a demanda supere as expectativas, haverá um lote suplementar que será ofertado a partir do dia 25 de outubro.

Risco derruba ações

Desde o anúncio da nova capitalização da Petrobras, feito no fim do ano passado, as ações da companhia vêm registrando queda e vários investidores internacionais, entre eles o megainvestidor americano George Soros, acabaram vendendo participações. A forte oscilação dos papéis ao longo do ano levantam dúvidas quanto ao tamanho do risco que esse aumento de capital poderá oferecer, especialmente devido ao fato de o governo federal estar ampliando sua participação comprando papéis e pagando com barris do pré-sal ainda não explorados.

Alguns corretores preferem não aconselhar uma aposta nessa capitalização e afirmam que é um mau negócio para os acionistas minoritários, uma vez que o endividamento da Petrobras vem crescendo e a disponibilidade de recursos em caixa está em queda drástica nos últimos meses — apesar do lucro de R$ 16 milhões no primeiro semestre —, podendo comprometer o plano de investimentos de US$ 224 bilhões até 2014.

“Pelo contrato da cessão onerosa, o governo está comprado ações com dinheiro virtual, o que na prática, é um calote”, afirma uma fonte do setor. Ele alerta para o fato de o risco geológico da exploração do petróleo da camada pré-sal ser muito alto e cita a BP como exemplo, ressaltando que os riscos envolvidos em uma tecnologia ainda a ser desenvolvida para perfuração de camadas muito mais profundas são grandes. “Há mais riscos do que certezas”, diz.

Alguns corretores, no entanto, recomendam o investimento. Quem pode apostar com reservas dos fundos ligados ao FGTS leva vantagem, avisam, pois o rendimento nesse caso será bem maior. O FGTS rende, no máximo, 5% ao ano, mas tem garantias e ausência de risco. As ações estão em queda desde janeiro e chegaram a acumular perdas próximas a R$ 80 bilhões, o que fez com que a estatal fosse ultrapassada pela Vale em valor de mercado. Hoje, as ações da mineradora custam quase o dobro dos papéis da Petrobras (R$ 42 contra R$ 26) enquanto há algum tempo era o inverso.

Compra com barris

O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, durante teleconferência na semana passada, disse que existem garantias no contrato de que mesmo se não houver petróleo na camada pré-sal a União arcará com os custos comprometidos. Pelo contrato, o Estado cedeu 5 bilhões de barris de várias áreas do pré-sal à Petrobras em troca de ações da empresa. “Os volumes estão garantidos para o contrato da cessão onerosa, de R$ 74,8 bilhões, considerando a taxa de câmbio média de agosto. Os contratos serão revisados durante a perfuração e outras áreas poderão ser incluídas caso o total de barris não seja alcançado.”

(Fonte: Correio Braziliense: Rosana Hessel, 2010-09-12).

ANP: 6 empresas desistem de blocos adquiridos em leilão

Pelo menos seis empresas desistiram de assinar os contratos para explorar áreas de petróleo e gás natural arrematadas no último leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP), realizado no fim do ano passado. No total, 17 companhias haviam arrematados áreas no leilão.

A Petrobras havia assinado em abril deste ano os contratos para a concessão de 27 blocos que arrematou sozinha ou em parceria. Mas no fim de junho, ficaram de fora da assinatura dos contratos as empresas Alvorada Petróleo, Silver Marlim, Synergy Group, Severo Villares Projetos e Construções, Nord Oil & Gas e o consórcio formado entre a STR Projetos e a Agemo. Estas empresas haviam arrematado 14 blocos na 10ª Rodada da ANP. As empresas terão de arcar com o prejuízo de R$ 50 mil por bloco que desistiram. A desistência das companhias foi confirmada na reunião da comissão de licitação realizada na última sexta-feira (dia 3).

Fecharam contrato com o órgão regulador o consórcio formado pelas empresas Comp (30%), Sipet (10%), Orteng (11%), Cenug (24,5%) e Codemig (24,5%); além das empresas Integral de Servicios Tecnicos e a Shell.

De acordo com a decisão da ANP, serão chamados os segundos colocados no leilão para os blocos que tiveram mais de uma oferta. Os demais voltam para a ANP (Fonte: Estadão / Agência Estado, 2009-07-08).

Governo moçambicano quer estimular pesquisa e produção de petróleo

O governo de Moçambique aprovou terça-feira um diploma para estimular o sector privado nacional e promover o investimento estrangeiro na área da pesquisa e produção de petróleo.

A Estratégia para a Concessão de Área para Operações Petrolíferas define as áreas sujeitas a concurso público, a periodicidade dos concursos e as áreas sujeitas a contratos de pesquisa e produção, disse o porta-voz do governo, Luís Covane, vice-ministro da Educação e Cultura.

Moçambique, disse, tem 600 mil quilómetros quadrados de bacias sedimentares, excelentes para prospecção, tendo as primeiras investigações sido feitas na década de 50, das quais resultou a descoberta de duas jazidas.“De 1975 até agora foram feitos 124 furos de pesquisa, de que resultaram a descoberta de mais dois campos”, disse o responsável, acrescentando que existem actualmente 13 contratos para pesquisa e produção de petróleo (Fonte: Macauhub, 2009-04-01).

BNDES defende novas regras para o petróleo

O presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Luciano Coutinho, defendeu ontem mudanças no marco regulatório do setor de petróleo no País, principalmente após a disparada do preço da commodity no mercado internacional e a descoberta de novos campos no Brasil. “É necessária uma mudança de regras, essa é uma questão que precisa ser discutida”, disse durante visita aos estúdios da Rede Eldorado de Rádio, em São Paulo.

Segundo Coutinho, quando o marco regulatório atual foi elaborado, o preço do petróleo no mercado internacional estava em US$ 9 o barril e o desconhecimento das plataformas de produção brasileira era muito grande. “O cenário era diferente.” Para ele, com o que se sabe hoje sobre o potencial de petróleo no solo oceânico brasileiro, reduziram-se as incertezas. “O alto risco para exploração não é mais verdadeiro”, considerou.

O presidente do BNDES ressaltou, no entanto, que essas mudanças de regras não devem atropelar os contratos já existentes e as rodadas já licitadas, a fim de não criar incertezas para novos investimentos. Ele enfatizou, porém, que é preciso agir “em alguns meses”.

Coutinho acredita que a cotação atual da commodity - bem como expectativas de que o preço do barril poderá chegar a US$ 150 - está inflada, mas ressaltou que, mesmo com uma correção nos próximos anos, a commodity seguirá cara, sendo, portanto, ainda remuneradora da exploração nessas áreas profundas. “Há um cenário novo, e é preciso pensar em regras adequadas.”

Além disso, segundo ele, há prognósticos de que a produção no País possa ser feita em larga escala. “Em potencial, em alguns anos (o País) poderá se transformar em um grande exportador.” Por esse motivo, a alegação de Coutinho é de que é importante pensar na criação de um fundo baseado nessa riqueza, que deve servir ao desenvolvimento de todo o Brasil, e não apenas dos Estados beneficiados pelos royalties da exploração do petróleo. O presidente do BNDES disse ainda que a descoberta de Tupi é um desafio especial para o banco na obtenção de recursos para financiamento. “O volume de investimentos necessários ao desenvolvimento de novos campos ao arredores de Tupi é tão elevado que será um desafio especial montar o funding para apoiar a Petrobrás.” Ele salientou que a empresa tem crédito e consegue se apoiar também no mercado internacional. “Do que ela precisar do BNDES, o BNDES será um dos seus financiadores, mas teremos de fazer um esforço especial.”

Segundo Coutinho, o volume de recursos para a empresa nos próximos seis anos é de cerca de US$ 90 bilhões (Fonte: O Estado de São Paulo, 2008-06-10).

Petróleo: risco de volta ao passado

O Brasil descobriu enormes reservas de petróleo na Bacia de Santos. E agora, quem vai explorar as que ainda certamente estão surgindo? Esse é o tema em debate, com a Petrobras reivindicando maior poder e novas regras para novas concessões.

Nada de entregar todo o petróleo às empresas estrangeiras que vierem a descobri-lo, mas, sim, mantê-lo em posse do governo, sob a forma de partilha. A empresa descobridora poderá explorá-lo, mas recebendo parte dele de acordo com contratos pré-assinados, uma vez deduzidos tributos e encargos.

Essa é uma reivindicação justa, pois os investimentos e pesquisas iniciais foram feitos pela Petrobras, na qual o governo é o maior acionista. As que vierem vão aproveitar-se desse trabalho pioneiro e vitorioso, de elevado nível profissional hoje reconhecido no mundo.

MUDAR A LEI?

Mas isso exige uma reformulação da Lei do Petróleo, de Fernando Henrique Cardoso, que, mesmo mantendo "de fato" o monopólio estatal exercido pela Petrobras, abriu espaço para a participação de empresas estrangeiras. Para José Sergio Gabrielli, presidente da estatal, essa lei servia antes da descoberta da Bacia de Santos. Agora, não mais.

É PRECISO CUIDADO

Não se trata apenas de uma discordância técnica, mas da definição de uma nova política petrolífera, com tintas ideológicas. É preciso equilíbrio e cuidado, avaliando os riscos e benefícios. Sem dúvida alguma, o cenário petrolífero mundial mudou profundamente nos últimos dez anos e a Petrobras. Hoje, as estatais dominam a produção e as reservas mundiais de petróleo. E entre estas, se encontra a Petrobras. As grandes empresas privadas perderam espaço. Seria justo, portanto, fortalecer ainda mais a Petrobras, seguindo a política adotada pelos países da Opep, principalmente do Oriente Médio?

Esse é um assunto delicado. Vejamos. (1) Temos agora grandes reservas que podem nos colocar no mesmo nível dos principais membros da Opep, permitindo-nos também ditar as regras para novos investimentos. Mas, ao contrário deles, somos grandes consumidores e importadores ainda. (2) Eles têm recursos infindáveis, trilhões de dólares, campos rasos e maduros e dispensam o capital estrangeiro. Isso não acontece no Brasil, onde os campos são novos, em áreas difíceis que exigem somas imensas das quais só podemos dispor em parte. Nem se sabe quanto esse petróleo custará e se será economicamente viável. Diante disso, a idéia do contrato de partilha, defendida por Gabrielli, é correta, mas é delicada. Ela pode afastar investidores que tanto vamos precisar. Pode argumentar que não temos pressa. Errado. Temos sim, pois a Petrobras importa petróleo leve ao preço do mercado internacional - altíssimo - e importa o pesado, desvalorizado como o da Venezuela. A cada dia perde recursos preciosos que poderia estar investindo no novo campo ou na construção de refinarias que processasse o óleo que temos hoje. Daí a necessidade de atrair investimentos externos para o setor.

QUE TIPO DE CONTRATO?

O ideal seria ter, não nas áreas já descobertas, mas nas novas, uma participação expressiva das empresas de petróleo estrangeiras, liberando recursos e técnicos da Petrobras para as outras áreas promissoras. É preciso uma associação justa do capital nacional e estrangeiro na descoberta e exploração de novas jazidas. Técnicos do mundo todo apontam, surpresos, para o Brasil como uma das maiores promessas no cenário petrolífero mundial. Podemos em alguns anos estar produzindo mais de 3 milhões de barris por dia, superando até alguns produtores da Opep. Mas, para isso, é preciso que o governo se conscientize que o mercado mundial do petróleo mudou e não é mais dominado pelas multinacionais. Vamos precisar do capital externo, sem ferir os interesses nacionais.

SEM PAIXÃO, SENHORES

O mais importante é afastar o risco do retorno às ideologias de esquerda do passado, dos nacionalismos vazios e idiotas, com o do "O petróleo é nosso", um slogan de mais de 50 anos que inspirou um monopólio nocivo ao País. Se tivéssemos aberto há mais tempo o mercado nacional do petróleo e aprovado a Lei do Petróleo, teríamos atraído preciosos recursos que perdemos há pelos menos 20 anos.

Assim, não seríamos hoje tão dependentes do petróleo importado, que sufoca a nossa autonomia energética. Muito do que conseguimos com os preços elevados das commodities agrícolas, que exportamos, está sendo absorvido pela importação de petróleo leve que só agora descobrimos.

MAIS ESTATAL, NÃO!

A solução parece residir na associação de contratos de concessão e de partilha. Mas parece já haver preferência, em Brasília, pelo contrato de partilha, em que o governo mantém a propriedade da reserva e controle da produção. O problema é que esse tipo de contrato talvez não interesse ao investidor externo e já se fala até na criação de uma nova estatal.

Mais uma estatal, não! Absolutamente, não! O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, muito sagaz, com ar de ingênuo, correu a declarar que é contra. "Uma nova estatal não é bom para o Brasil." Então, quem controlaria esses contratos? Ora, ora, pois não temos a Petrobras? (Fonte: Estadão, 2008-06-05).

Moçambique: Concurso para a concessão de áreas para prospecção petrolífera encerrou no Maputo

O concurso para a concessão de áreas de pesquisa de hidrocarbonetos na bacia sedimentar de Moçambique, lançado em Dezembro de 2007, foi encerrado na segunda-feira, anunciou em Maputo o Instituto Nacional do Petróleo.

De acordo com um comunicado da instituição, as empresas interessadas tiveram seis meses para avaliar os dados técnicos e apresentar as respectivas propostas. Segue-se agora a fase de avaliação das propostas, com base em critérios de capacidade técnica e financeira, sendo que as melhores serão recomendadas para negociação de contratos de concessão para pesquisa e produção.

O Instituto Nacional do Petróleo de Moçambique prevê que o anúncio dos resultados seja efectuado até finais deste mês (Fonte: Macauhub, 2008-06-04).

Sob protesto Petrobras paga imposto adicional à Bolívia

A Petrobras e seus parceiros na Bolívia pagaram nesta segunda-feira, sob protesto, US$ 32,3 milhões em impostos adicionais sobre a produção de gás, em novembro, nos campos de San Alberto e San Antonio, os maiores do país. A estatal brasileira informou que está cumprindo a legislação local mas que vai "lançar mão de todos os meios legais cabíveis para receber o ressarcimento dessa cobrança indevida".
O imposto adicional, de 32% sobre a receita dos campos, foi criado pelo decreto de nacionalização do setor de petróleo e gás na Bolívia, em maio de 2006. A taxa, porém, era provisória e deveria ser extinta em 180 dias, prazo estipulado pelo decreto para que os novos contratos de concessão no país fossem negociados. O período expirou em 28 de outubro, quando as petroleiras e La Paz chegaram a um acordo.
O problema é que os contratos ainda não entraram em vigor. Na semana passada, o Senado boliviano encontrou uma série de erros nos documentos e suspendeu o processo de avaliação até que fossem corrigidos.
O governo diz que são erros formais, como, por exemplo, equívoco nos nomes de campos de petróleo ou das empresas. O Senado, onde a oposição tem maioria, diz que há condições diferentes das apresentadas à população.
Um decreto emitido após a assinatura dos contratos determina que a cobrança do imposto adicional vigore até que os novos termos entrem em vigor. "A Petrobras entende que essa medida é arbitrária e contrária à intenção manifesta durante o período de assinatura dos contratos", reclamou, em nota oficial, a companhia.

Imposto adicional

A instituição do imposto adicional, que aumentou a carga tributária de 50% para 82%, teve o objetivo de ampliar as receitas do governo boliviano enquanto os novos termos eram negociados com as petroleiras. O decreto de nacionalização foi escrito de tal forma que apenas os campos de San Alberto e San Antonio - concedidos à Petrobras, à francesa Total e à Petrolera Andina, controlada pela espanhola Repsol - fossem atingidos.
O novo contrato prevê impostos de 50%. O restante será dividido entre a estatal local YPFB e as concessionárias, segundo uma fórmula que considera os níveis de produção e de investimentos em cada campo.
Segundo avaliação da estatal brasileira, os novos termos devem melhorar a rentabilidade dos dois projetos, responsáveis por metade da produção boliviana de gás natural.
Na época da assinatura, a Petrobras acreditava ainda que os contratos criariam condições estáveis para a retomada dos investimentos no país vizinho.
Petrobras, Total e Repsol já pagaram o imposto adicional referente à produção de San Alberto e San Antonio entre maio e outubro. A estatal brasileira é operadora do campo, mas tem participação de 35%, menor do que os 50% pertencentes à Total. (Agência Estado)

São Tomé e Príncipe

A situação do setor petróleo em São Tomé e Príncipe seja talvez aquela que mais expectativa e polêmica suscita no momento, dentro do espaço lusófono.

Até o presente, nenhum poço exploratório foi perfurado na área marítima exclusiva de São Tomé e Príncipe. O último poço perfurado em terra (Ubabudo) aconteceu em 1991 e não foi bem sucedido. Conseqüentemente, não existem registros de reservas ou produção de petróleo ou gás natural.

Na zona de desenvolvimento conjunto com a Nigéria, estão delineados 11 blocos, sendo que o Bloco 1 foi adjudicado a um grupo liderado pela ChevronTexaco, como resultado da primeira rodada de licitação ocorrida em 2003. Um segundo concurso oficial foi encerrado em 15 de dezembro de 2004, tendo como conseqüência, a assinatura em Março de 2006 de três novos contratos de partilha de produção para os blocos, 2, 3 e 4, sendo operadores pelas empresas Sinopec, Anadarko e Addax, respectivamente. Por efeito da assinatura destes contratos, a autoridade conjunta com a Nigéria recebeu a importância de 200 milhões de dólares norte-americanos como bônus de assinatura.

Na zona de desenvolvimento conjunto com a Nigéria, em 26 de Maio de 2006, o operador Chevron confirmou que foram encontrados hidrocarbonetos no poço pioneiro Obo-1, primeiro poço marítimo perfurado em área de interesse de São Tomé e Príncipe. Foram atravessados um total acumulado de 45 m de múltiplos reservatórios contendo hidrocarboneto líquido e efetuada coleta de amostras. É prematuro entretanto dizer se Obo-1 é uma descoberta comercial. Foi sugerido que o poço não foi perfurado no ápice de uma estrutura mas no seu flanco, com o objetivo de testar a sua extensão. Novos poços estão sendo planejados para o Bloco 1.

Não ocorreu nenhuma aquisição geofísica na Zona de Desenvolvimento Conjunto de Nigéria/STP desde Maio de 2002, quando a empresa PGS completou um 3D sísmico de 3.000 km2 na área dos blocos 1 a 6, oferecidos como parte da licitação oficial de 2003. Os dados 3D se somaram aos dados sísmicos 2D registrados na área pela WesternGeco e Veritas em 1998.

Em relação a experiência licitatória na Zona Conjunta com a Nigéria, vale a pena mencionar que, em função de acordos anteriores, existiam certas empresas com determinados direitos preferênciais para ingresso nas concessões na medida que as mesmas fossem sendo outorgadas nas licitações. Esse instrumento de atribuição de direitos prévios de preferência, se por um lado pode ser uma ferramenta eficaz na promoção de áreas, traz intrínseca uma componente indesejável de risco negocial aos certames oficiais.