Infraestrutura receberá recursos de fundo do pré-sal, diz Mantega

O novo fundo que será criado com os recursos arrecadados na exploração do petróleo da camada pré-sal também vai capitalizar a infraestrutura do país. A informação foi dada ontem pelo ministro da Fazenda, Guido Mantega, e revela que, no governo, ainda há disputa sobre o destino dessa riqueza. Na segunda-feira, depois de longa reunião com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, tinha dito que o novo fundo, que será administrado pelo Ministério da Fazenda, terá como prioridade investimentos na área social, especialmente educação e saúde.

A informação dada por Mantega, apesar da ressalva de que a palavra final ainda não foi dada por Lula, mostra que há muita coisa não definida. Há os que defendem a área social como prioridade absoluta, mas também é forte a pressão para dar a esse fundo perfil muito próximo ao do Fundo Soberano do Brasil (FSB).

Criado no fim do ano passado e capitalizado com uma espécie de poupança pública de R$ 14 bilhões, valor equivalente a 0,5% do Produto Interno Bruto (PIB), o FSB vai servir para " promover investimentos em ativos no Brasil e no exterior, formar poupança pública, mitigar os efeitos dos ciclos econômicos e fomentar projetos de interesse estratégico do país localizados no exterior ".

Para Mantega, o fundo do pré-sal será " parecido com o fundo soberano " , porque, além da área social, também vai financiar o desenvolvimento da infraestrutura, condição essencial para o crescimento sustentado. Nessa visão, o Brasil vai seguir o exemplo do fundo soberano da Noruega, país que tem vasta experiência na aplicação de recursos obtidos com o petróleo.

Os comentários de Mantega foram feitos na entrevista dada ontem para comentar uma análise da economia brasileira feita pela Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE). Na avaliação do secretário-geral da entidade, o mexicano Angel Gurría, seu país tem muita experiência como grande produtor e exportador de petróleo, mas não teve a mesma sorte do Brasil, porque a descoberta dessa riqueza veio antes de o país ter um sistema fiscal sólido. Como conselho, disse que o Brasil precisa evitar a " petrolização " da receita.

Gurría comentou que ter reservas de petróleo é um " presente da natureza " , mas o mesmo não pode ser dito para a boa gestão desses recursos públicos. Ele advertiu para o fato de que, nessa situação, o dilema de países emergentes, como Brasil e México, é o que fazer com essas receitas adicionais. Isso porque países em desenvolvimento têm, naturalmente, muitas necessidades que ainda não foram atendidas e a primeira reação é " querer resolver tudo " .

O documento de análise da economia brasileira, divulgado ontem pela OCDE, também trata das questões do fundo soberano e da riqueza do petróleo da camada pré-sal. De acordo com a entidade, parte dos recursos arrecadados com essa exploração mineral poderia alimentar o fundo soberano. Nos países que têm riquezas naturais não renováveis, o principal objetivo dos fundos soberanos é poupar recursos para as gerações futuras e reduzir o impacto das flutuações das " commodities " (Fonte: O Globo - Globo / Valor Online, 2009-07-15).

Melhor petróleo do Brasil é extraído das profundezas da Amazônia

Retirada de 2.300 metros de profundidade é feita por 70 poços na selva.Supergasoduto de R$ 4,5 bilhões está em fase de acabamento.

De um campo de exploração no centro do Amazonas é retirado o petroleo de melhor qualidade do Brasil, além de gás natural. Uma atividade como essa em um ambiente tão sensível como a selva amazônica exige muitos cuidados.

Por esse motivo, o Campo de Urucu só é acessível por avião ou barco.

Ainda de longe já é possível ver uma chama onde menos se espera - no centro de uma floresta virgem. Em volta, uma pista de pouso, um polo de controle e 70 poços ligados por pequenas estradas. A boa quantidade de gás e a alta qualidade do petróleo que foram o que levou o Brasil a assumir o risco de iniciar a exploração em um ambiente tão delicado.

O petróleo de Urucu, que sai de uma profundidade de 2.300 metros é um tipo especial, leve, rico em produtos nobres e muito valorizado. É o melhor petróleo produzido no país. A extração não é grande - menos de 2% da produção brasileira - mas dá para abastecer grande parte da Amazônia.

Mais do que petróleo, Urucu produz gás. Dali sai todo o gás de cozinha consumido no Norte do país e em parte do Nordeste. Dos poços também sai um outro tipo de gás, o natural. Para aproveitá-lo, está em fase de acabamento um supergasoduto, que começa em Urucu, passa por Coari e chega a Manaus. O gás vai substituir o óleo que hoje é queimado em termoelétricas, pois polui menos e é mais barato.

"Você pode colocar energia em toda essa região a partir do gás que é transportado de forma mais limpa, porque volatiliza, não suja o ambiente", diz o gerente-executivo de Exploração da Região Norte e Nordeste da Petrobrás, Christóvan Sanches. O gasoduto vai custar R$ 4,5 bilhões, quase o dobro do previsto. A obra enfrentou chuvas, pântanos e inundações. Alguns tubos tiveram de ser transportados por helicópteros. Um levantamento das doenças que poderiam atacar os operários teve resultado assustador. “Quarenta e sete doenças tropicais: malária, leishmaniose e até febre do oeste do Nilo. A gente estaria sujeito porque tem uma ave migratória, que pousa na região, e poderia nos contaminar", explica Mauro de Oliveira Loureiro, gerente-geral da obra do gasoduto. O controle das doenças, no entanto, foi bem-sucedido. "Não tivemos nenhum caso de contaminação de malária durante a obra, mesmo tendo períodos em que quase temos nove mil pessoas trabalhando", diz Loureiro.

Todo o material usado em Urucu é trazido por balsas. A decisão foi isolar a área do resto da civilização. A construção de estradas de acesso poderia trazer posseiros e madeireiros para uma região de floresta virgem e rios limpos. No Rio Urucu, vê-se como a intervenção na natureza provocada pela exploração do gás e do petróleo é pequena e localizada. O porto Urucu surge de uma hora para a outra em meio a um ambiente preservado. Não foi preciso destruir uma larga extensão de floresta.


Rio traiçoeiro

O belo rio de águas escuras é traiçoeiro. A navegação exige perícia dos marinheiros. "Ele não tem espaço para você manobrar direito, é muito estreito, e você tem que ter bastante cuidado", conta o comandante do barco, Manoel da Silva. Quem antes vivia do trabalho duro e mal pago na exploração da floresta, hoje tem emprego com carteira assinada. "Nasci no interior, cortando seringa, fazendo roça", conta Juvenal Rodrigues Feitosa, de 55 anos.

Reportagem aberta para comentários. Deixe o seu no final do texto. O jardineiro Raimundo Ferreira da Silva, que cria mudas para reflorestamento é outro amazonense que se livrou da vida difícil de seringueiro para trabalhar em Urucu: "A gente pegou um dinheiro melhor, um trabalho mais seguro". O pessoal que trabalha no campo faz turnos, 14 dias de trabalho isolado na floresta por 14 dias de descanso com a família em Manaus e em outras cidades do Brasil. "A Amazônia acho que todo mundo tem um sonho em conhecê-la. Tem hora que eu estou trabalhando em Urucu e eu fico pensando, no mapa. A distância de Betim para cá. Nunca imaginei estar aqui", afirma Giovanini Araújo, mineiro de Betim.

Tempo livre

Difíceis são os momentos de descanso, quando a saudade da família bate forte. Sempre tem um jogo de dominó, muita conversa jogada fora e o suor da ginástica. Quem quiser, pode aproveitar a escola montada especialmente para os funcionários. Bilga Cândido da Silva é camareira em Urucu. Ela gostou do sistema que permite que ela fique 14 dias com os filhos nas folgas em Manaus. No campo ela consegue fazer o que sempre quis: estudar. "Você passa o dia trabalhando. À noite já vem para a escola e está ocupando aquele espaço que fica vago, com saudade da família. Está aprendendo e ainda ocupa o tempo", conta (Fonte: G1 - Globo, 2009-07-14).

Novo marco do petróleo precisa ser transparente

O novo marco regulatório do setor de petróleo tem vários aspectos ainda não explicados pelo governo. Ontem, o ministro Edison Lobão (Minas e Energia) anunciou a troca do modelo de concessão pelo de partilha nas áreas do pré-sal e em regiões com maior potencial de grandes descobertas.

O governo precisa manter a transparência nas novas regras. No modelo de concessão, a agência do setor realiza um leilão no qual o investidor paga ao governo para procurar petróleo em uma local escolhido. O investidor que descobre e passa a produzir petróleo paga impostos sobre a produção para a União, que divide os recursos com estados e municípios. É um modelo com mais de 10 anos e que tem funcionado bem.

Mas o governo agora vai mudar as regras e criar um sistema que tem vários pontos não explicados. Quem vai decidir que investidor vai ficar com qual área de exploração? Hoje existe um leilão, o que é importante para dar transparência. No Brasil, passamos por sérios problemas por causa de falta transparência nas contas públicas e nas decisões do governo. Outro ponto é que o governo passa a ser dono de uma parcela do petróleo que será retirado pelo investidor.

Sobre a divisão dos recursos arrecadados com estados e municípios, o ministro desconversou, segundo o GLOBO. Significa que estados e municípios podem deixar de receber esse dinheiro? Lobão disse ainda que fora o pré-sal e "regiões estratégicas", as demais áreas permanecerão com o modelo de concessão. Isso parece confuso. O projeto de lei será ainda submetido ao Congresso, em regime de urgência (Fonte: O Globo - Globo / CBN, 2009-07-14).

ANP procura petróleo na Bacia do Paraná

Serão investidos R$ 100 milhões no estudo geológico sobre área, que abrange oito estados do Centro-Sul do Brasil.

O Paraná está no mapa do mais audacioso plano já realizado na procura por petróleo no território brasileiro. O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, anunciou ontem, em Curitiba, o investimento de cerca de R$ 100 milhões em um estudo exploratório da Bacia do Paraná com o objetivo de encontrar óleo e gás na região. A área de 1,12 milhão de quilômetros quadrados, que abrange oito estados – de Goiás ao Rio Grande do Sul, incluindo o Paraná –, é a maior bacia sedimentar do território brasileiro, mas o conhecimento sobre o potencial petrolífero deste sistema ainda é considerado precário.

O investimento é parte dos R$ 1,55 bilhão anunciados em 2008, que serão aplicados pela ANP em pesquisas nas 24 bacias brasileiras até o fim de 2012. O volume destinado à pesquisa da Bacia do Paraná já foi licitado e contratado e representa cerca de 69% dos investimentos da ANP em 2009.

O estudo quer aprofundar o conhecimento do sistema geológico da Bacia do Paraná, indicando regiões com potencial de existência de petróleo e gás que, posteriormente, serão licitadas para exploração. O estudo é limitado à plataforma continental e não contempla explorações submarinas (offshore) ou em áreas do pré-sal.

O interesse pelo potencial petrolífero da Bacia do Paraná teve início no fim do século 19, mas a intensificação das atividades exploratórias deu-se apenas a partir da década de 1950, com a criação da Petrobras. Mesmo assim, a densidade de furos na área é considerada baixa, com um poço a cada 9 mil quilômetros quadrados. Dos 124 poços exploratórios perfurados até hoje, apenas 44 foram feitos com apoio de dados sísmicos. Destes, 16 poços indicaram a presença de gás, 5 de óleo e 2 de gás condensado. Outros 87 poços foram classificados como secos.

“Se não há conhecimento e um bloco é colocado em licitação, não aparece nenhum interessado”, justifica o diretor-geral da ANP. As tentativas de licitação na área comprovam essa tese. Entre 1998 e 2008, 11 blocos da Bacia do Paraná foram licitados em cinco rodadas. Dois blocos arrematados foram devolvidos pelas concessionárias Petrobras e pela norte-americana El Paso. Outros oito blocos não foram alvo de nenhuma oferta e apenas um bloco de exploração foi arrematado, mas o concessionário desistiu de assinar o contrato.

Promessa

Os melhores resultados na região foram obtidos no campo de Barra Bonita, no município de Pitanga (região Central), que entra em operação ainda este ano com produtividade superior a 200 mil metros cúbicos de gás por dia. Ainda no Paraná, outro poço, no município de Mato Rico, mostra “resultados promissores”, de acordo com a ANP.

Sobre a probabilidade de que de fato se encontrem grandes jazidas de petróleo na região, Lima prefere não arriscar. “É cedo para afirmar qualquer coisa. As licenças ambientais estão sendo concedidas e uma parte dos técnicos apenas iniciou o trabalho de campo”, justifica.

O mapeamento aéreo da região tem previsão para ser concluído em 2010. Já as análises do solo devem se encerrar em agosto de 2011. Uma parte do estudo prevê a coleta de amostras do solo em grandes eixos geográficos, chamados de “linhas sísmicas”, para posterior análise em laboratório de sua composição química. A linha Norte-Sul, entre o Paraná e Rio Grande do Sul tem aproximadamente 700 quilômetros de extensão (Fonte: RPC - Gazeta do Povo, 2009-07-14).

Exploração do pré-sal e de áreas estratégicas será pelo sistema de partilha, informou Lobão

O novo marco regulatório para o petróleo irá prever um sistema de partilha de produção entre a União e as empresas ganhadoras das licitações para área do pré-sal e regiões estratégicas, regiões onde há petróleo em abundância, em terra e no mar. A informação foi dada nesta segunda-feira pelo ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, após reunião ministerial, que contou com a participação do presidente Luiz Inácio Lula da Silva. Lobão explicou que o sistema de concessão, hoje em vigor, permanecerá para os contratos já firmados. O novo marco regulatório também prevê a criação de uma empresa estatal específica para o setor.

O ministro não respondeu a perguntas, mas deu a entender que estas áreas são aquelas em que há muito petróleo - independentemente de ser no pré-sal. Segundo uma fonte que participou da reunião, estas áreas são os campos em terra e no mar que ainda não foram licitados. Entre elas estão as chamadas "franjas do pré-sal", que são blocos no cluster da Bacia de Santos, onde está a maior reserva confirmada do pré-sal. Na Bacia de Campos, também há áreas estratégicas.

- São regiões generosas, que se revelam possuidoras de grandes reservas de petróleo - resumiu o ministro de Minas e Energia.

As áreas estratégicas abrangem ainda regiões não mapeadas, mas que venham a apresentar grande potencial, disse mais tarde Lobão ao GLOBO. Por exemplo, Parecis, no Mato Grosso, hoje fora do mapa do petróleo, apresenta-se como nova frente, disse um técnico do Ministério de Minas e Energia.

O sistema de partilha de produção prevê que o óleo pertence à União, e as empresas que são contratadas para explorar e produzir o petróleo recebem em troca um pagamento, que pode ser em dinheiro ou com parte da produção. Esse modelo é utilizado em países que são grandes produtores de petróleo, como Nigéria, Líbia e alguns países do Oriente Médio. De acordo com especialistas, a vantagem desse sistema é a garantia de que parte do petróleo produzido permaneça no Brasil.

A criação de uma estatal específica para cuidar da exploração dos novos campos de petróleo foi defendida pelo ministro Lobão desde o início das discussões sobre o óleo descoberto na camada pré-sal. Para ele, essa empresa poderia garantir que os lucros da exploração fiquem totalmente nas mãos do Brasil. A empresa deverá ter uma estrutura enxuta, com poucos funcionários, pois irá cuidar apenas da parte administrativa, valendo-se de outras exploradoras de petróleo como prestadoras de serviços.

Fundo social e trabalhista

Lobão disse que, além da criação de uma empresa específica para gerir o setor, o governo instituirá um fundo social e trabalhista, alimentado por recursos que virão dos ganhos obtidos na exploração.

- Os contratos de partilha renderão à União, que destinará os recursos ao fundo social, que será gerido pelo Ministério da Fazenda - afirmou o ministro, que acrescentou que o fundo será gerido pelo Ministério da Fazenda e será voltado para as áreas de educação, saúde, trabalho e outras questões sociais.

Perguntado sobre como será feito o rateio da parcela a ser entregue à União pelo operador do campo no regime de partilha, o ministro desconversou. Como O GLOBO mostrou semana passada, a divsão da renda do petróleo com estados e municípios é o tema mais espinhoso da nova legislação e sera definido por Lula.

A tendência é que a União não divida sua parte com os entes da federação, que receberiam apenas royalties.

Lobão disse ainda que ele e a ministra da Casa Civil, Dilma Rousseff, acertaram com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva o fechamento da proposta com as novas regras em até 15 dias, após os últimos ajustes, para o projeto de lei seja encaminhado o mais rápido possível ao Congresso, para apreciação dos parlamentares.

- O presidente vai ouvir algumas pessoas, fazer algumas consultas, e depois encaminhar ao Congresso Nacional, com recomendação de urgência constitucional - informou o ministro.

O governo discute a criação de um novo marco regulatório para o petróleo há mais de um ano, depois que a Petrobras anunciou a descoberta de novos campos de produção na região do pré-sal. O pré-sal é uma área de cerca de 800 quilômetros de extensão, que vai do litoral do Espírito Santo até Santa Catarina. O óleo está localizado abaixo da camada de sal, a mais de 2 mil metros de profundidade.

A conjuntura econômica também foi tema da reunião ministerial. O ministro da Fazenda, Guido Mantega, disse que economia deve ter crescimento positivo este ano, em torno de 1%, registrando 4,5% em 2010 (Fonte: O Globo - Globo / Agência Brasil, 2009-07-13).

Shell inicia produção em sua 2a área de petróleo e gás no Brasil

A Shell começou a produzir em sua segunda área de petróleo e gás natural no Brasil, agora no Parque das Conchas (antigo BC-10), cujo pico de produção diária será atingido no início de 2010.

Segundo a assessoria da Shell, a plataforma flutuante instalada para receber os quatro campos da região, a FPSO Espírito Santo, tem capacidade para produzir 100 mil barris diários e 1,42 milhão de metros cúbicos de gás natural, além de estocar 1,5 milhão de barris de petróleo.
Ainda não está definido, no entanto, quanto será alcançado no pico de produção, segundo um assessor da Shell.

A empresa já produz entre 30 e 40 mil barris de petróleo nos campos de Bijupirá-Salema, também na bacia de Campos, que são integralmente exportados.

Segundo a companhia, o novo projeto inaugura no Brasil o uso de tecnologia que separa o gás natural do petróleo no fundo do mar -os produtos são levados por dutos diferentes até a FPSO.

O óleo descoberto no local é de baixa qualidade, entre 16 e 24 graus API, e segundo a Shell foi necessário o desenvolvimento de uma tecnologia complexa para sua extração.

Ao todo são quatro campos que serão explorados -Abalone, Ostra e Argonauta B-West, na primeira fase, e Argonauta O-North, na segunda fase.

Os campos de óleo pesado ficam a 110 quilômetros da costa do Espírito Santo e a quase dois quilômetros de profundidade na bacia de Campos.

"A Shell executou uma série de novas e avançadas tecnologias para fazer frente aos diversos desafios do projeto, entre eles a profundidade da água e a viscosidade do óleo", declarou a companhia em nota (Fonte: O Globo - Globo /Reuters - Brasil Online, 2009-07-13).

Acesso a reservas de petróleo é maior preocupação das indústrias do setor

As dificuldades cada vez maiores ao acesso às reservas de petróleo, a forte volatilidade nas cotações desse produto, a incerteza com respeito às políticas energéticas dos diferentes países, a necessidade de reduzir gastos e os riscos de mudanças nas políticas fiscais (regulação) são os principais fantasmas que assombram empresas de petróleo de todo o mundo este ano.

Estas preocupações fazem parte de uma lista de dez maiores riscos para este ano, apontados por executivos de companhias petrolíferas e de analistas de Europa e Estados Unidos no "Relatório Global sobre Riscos nos Negócios do Setor de Petróleo e Gás", elaborado pela Ernst&Young com a Oxford Analytica, inédito no Brasil, mostra reportagem publicada neste domingo pelo jornal O GLOBO.

O sócio da Ernst&Young José Carlos Pinto explicou que os maiores riscos apontados no levantamento mostram as preocupações das empresas globais em todos os países onde atuam, e também no Brasil.

O executivo destacou que o estudo mostra uma mudança em comparação aos riscos apontados na pesquisa de 2008, já como reflexo da crise mundial. O acesso às reservas, que em 2008 ocupava o quarto lugar na lista de preocupações, este ano é listado em primeiro lugar (Fonte: O Globo - Globo, 2009-07-11).

Petrobras esclarece notícia sobre poço seco no pré-sal

A Petrobras esclareceu hoje, em comunicado, que o Bloco BM-S-22 localizado na Bacia de Santos, onde a norte-americana Hess Corporation confirmou a existência de um poço seco na área, é operado pelo consórcio formado pela ExxonMobil (40%, operadora), Hess Corporation (40%) e Petrobras (20%). Assim, segundo o contrato de concessão, somente o operador da área pode comunicar eventos, tais como resultado de perfuração de poços, ao ente regulador, assim como ao mercado em geral.

Desta forma, segundo a petrolífera estatal, como o consórcio comunicou à Agência Nacional de Petróleo (ANP), através do operador, a conclusão da perfuração do segundo poço na área do BM-S-22, e como não foi detectado indícios de óleo, não se torna necessário o envio de nenhuma comunicação adicional à ANP, conforme determina a legislação vigente, nem ao mercado. Além disso, a companhia vem informando ao mercado de forma recorrente a impossibilidade de se pronunciar sobre os blocos operados por outras empresas.

A Petrobras destacou que em toda atividade exploratória do petróleo existe o risco de o poço ser seco (não se encontrar hidrocarbonetos em quantidade adequada à comercialização), segundo esclarecimento enviado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM). "Um poço seco, portanto, é algo recorrente da indústria do petróleo e não fato extraordinário. Adicionalmente, o resultado de um poço seco não torna conclusiva a comercialidade do bloco", ressalta a empresa, em nota.

A empresa ainda observa que, no caso do pré-sal, segundo informações amplamente divulgadas pela companhia, os seis blocos operados pela Petrobras na Bacia de Santos apresentaram índice de sucesso de 100%. E que é entendimento da estatal que são improváveis as ocorrências de poços secos, fora dos padrões normais da indústria de petróleo, nessa área do pré-sal da Bacia de Santos, devido ao conhecimento dos modelos geológicos, da quantidade de dados sísmicos e do número de poços já perfurados com sucesso.

Ações

Sobre o comportamento das ações da Petrobras após a veiculação da notícia do poço seco na imprensa, a estatal petrolífera diz que o movimento está relacionado a diversos fatores, tais como desempenho da economia brasileira e mundial, taxa de câmbio, desempenho operacional e financeiro da empresa, dentre tantos outros. Ademais, como empresa do setor de óleo, a oscilação do preço das ações da Petrobras está altamente correlacionada com os movimentos dos preços do petróleo no mercado internacional, que vêm apresentando acentuada volatilidade (Fonte: Abril / Agência stado, 2009-07-10).

BNDES e Petrobras trabalham em parceria para fortalecer cadeia produtiva do petróleo

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) está trabalhando em parceria com a Petrobras para fortalecer a cadeia produtiva de petróleo e gás no país, informou nesta quinta-feira o presidente do banco, Luciano Coutinho.

- Nós estamos apoiando a construção de estaleiros, apoiando diretamente, ou via Fundo de Marinha Mercante, a construção de embarcações no Brasil. Tudo isso está crescendo.

Coutinho disse que o BNDES está trabalhando também em conjunto com o setor de bens de capital e serviços de engenharia com o mesmo objetivo.

- A gente sabe que o Brasil não pode apenas ambicionar ser uma economia petroleira que importa tudo, como é a maioria dos casos das economias petroleiras. O Brasil tem uma base manufatureira, uma base de serviços e de competência em engenharia que lhe permitem, além de ser um grande produtor de petróleo, também ser um grande exportador de serviços e equipamentos para a cadeia produtiva do petróleo - afirmou.

Coutinho afirmou que esse trabalho terá um efeito dinamizador sobre a estrutura manufatureira do país.

- E nós temos que nos empenhar muito nisso. É um processo que realimenta a economia e cria novas oportunidades - concluiu (Fonte: O Globo - Globo / Agência Brasl, 2009-07-09).

Estado do Rio recebeu R$ 4,4 bilhões em Participações Especiais

O Estado do Rio será um dos grandes perdedores, caso o novo regime de exploração do pré-sal não contemple as Participações Especiais (PEs), mostra reportagem do GLOBO. Isso porque, no regime atual, elas representam o dobro da arrecadação com royalties, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP). No ano passado, o estado recebeu R$ 4,4 bilhões em Participações Especiais e R$ 2,2 bilhões em royalties.

Juntos, os recursos advindos do petróleo equivalem a 30% do valor obtido com ICMS, principal fonte de receita do estado. Em alguns municípios fluminenses, a arrecadação ligada à produção petrolífera chega a representar 70% do total.

- O petróleo é um bem finito que gera muita riqueza, mas que também traz problemas. As Participações Especiais são uma compensação por isso. Fico preocupado (com a possibilidade de elas serem excluídas do modelo de exploração do pré-sal) - disse Julio Bueno, secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Rio.

Ele lembra ainda que o ICMS que incide sobre o petróleo é cobrado no destino, não na origem. Assim, embora o Rio responda por cerca de 80% da produção petrolífera nacional, boa parte dos impostos vinculados a esta atividade não abastece os cofres públicos fluminenses. Um grande volume do combustível segue para outros estados, onde é refinado (Fonte: O Globo - Globo, 2009-07-10).

Poço seco não muda planos para marco do pré-sal

O Ministério de Minas e Energia informou hoje, por meio de sua assessoria de imprensa, que o fato de não ter sido encontrado petróleo em um poço que vinha sendo perfurado na camada pré-sal da Bacia de Santos não muda em nada os estudos que estão sendo feitos para o novo marco regulatório do setor. Foi anunciado nesta semana, pelo consórcio formado pelas empresas Hess, ExxonMobil e Petrobras, que o poço que vinha sendo perfurado na Bacia de Santos na área do pré-sal estava seco.

Desde que começaram os debates sobre o pré-sal, o governo afirma que, como no pré-sal o risco de insucesso é baixo, seria necessário mudar a legislação para a exploração nessa área. Pelo regime atual de concessão, o óleo extraído do subsolo pertence à empresa que explora o bloco. Esse tipo de sistema é mais comum quando há risco de a empresa gastar dinheiro perfurando um poço e não encontrar nada. Para o pré-sal, o que se comenta nos bastidores é que o regime a ser adotado deverá ser de partilha, próprio para áreas de baixo risco, no qual o petróleo pertence à União, que remunera os operadores com um porcentual fixo do óleo ou das receitas.

O poço seco encontrado em Santos poderia, em uma primeira análise, reduzir as expectativas com relação ao pré-sal. Para o governo, porém, essa redução de expectativa não deverá resultar em alterações na legislação que está sendo montada para o pré-sal. A avaliação de uma fonte do governo é de que apenas um poço sem petróleo não seria suficiente para mudar a perspectiva de que há muito óleo na região. Outra fonte lembra que, no campo de Tupi, por exemplo, onde a Petrobras acredita haver de cinco a oito bilhões de barris de petróleo, foi encontrado óleo em todos os poços perfurados (Fonte: Estadão, 2009-07-09).

Poço seco em Santos mostra risco de exploração no pré-sal

"A confirmação do primeiro poço seco perfurado na região de pré-sal da Bacia de Santos mostrou que as explorações na área não são o bilhete premiado que vinha sugerindo a Petrobras desde os primeiros estágios de discussões sobre a nova regulamentação na área."

O texto, extraído de relatório distribuído a clientes do Banco Credit Suisse, reflete a opinião quase unânime de analistas e especialistas desde o anúncio oficial de que o BM-S-22, na área de Guarani, não apresentou descobertas. O bloco, operado pela Exxon (40%) em parceria com a Hess Corporation (40%) e a Petrobras(20%), foi o único de um total de 16 poços perfurados no complexo de Tupi, em Santos, a não revelar a existência de jazida.

Até então, o índice de sucesso de 100% nas perfurações - fato raro numa atividade onde o normal é que cerca de 30% dos poços tenham resultado positivo - elevou a exploração no pré-sal brasileiro à categoria de risco praticamente zero.

Todos os especialistas ressaltam, entretanto, que este primeiro resultado negativo é insuficiente para arrefecer os ânimos com relação ao pré-sal. "Nós não estamos sugerindo que o potencial do pré-sal seja questionável, mas que os riscos existem e que as expectativas precisam ser moderadas", acrescenta relatório do Credit Suisse, que já havia revisado de 15 bilhões de barris para 5 bilhões as estimativas de reservas para o BM-S-22. Esse total ainda deve cair um pouco.

A frustração de expectativas chegou a ser apontada como uma das causas para o fraco desempenho das ações da Petrobras no fim do pregão de terça-feira e ontem. O diretor financeiro, Almir Barbassa, rechaçou a hipótese. "As ações caíram acompanhando os preços do barril de petróleo", disse. Já o presidente da estatal, José Sergio Gabrielli, afirmou que não há risco de encontrar poços vazios nos campos de exploração de petróleo na camada pré-sal, operados pela companhia. "Nós temos seis áreas e estamos com todos os dados constatando as nossas informações iniciais", afirmou.

Para Eduardo Roche, chefe de análise da Modal Asset, a descoberta de um poço seco só gerou frustração por conta da elevada expectativa que todos tinham com relação ao pré-sal. "Um fato como este é um alerta suficiente para o governo baixar a bola e reavaliar o que fazer".

Explorar petróleo no pré-sal brasileiro custará caro justamente pelo baixo risco dos investimentos, é o que vem demonstrando o governo.

Esta tese já havia encontrado resistência entre representantes da indústria privada e por várias vezes o presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos De Lucca, chegou a ressaltar em público os altos custos e a dificuldade de extração do petróleo em profundidade tão elevada.

Os baixos riscos foram balizadores da proposta de aumento nos royalties sobre a exploração na área e validaram a ideia de um novo tipo de contrato no País, de partilha das reservas.

Para o geólogo e consultor John Forman, ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP), o novo marco regulatório começou a ser discutido num momento de euforia. Para ele, o fato de haver apenas um poço sem descobertas, entre todos os perfurados seria "perfeitamente normal, caso não tivessem sido levantadas tantas expectativas elevadas antecipadamente" (Fonte: Ultimo Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-09).

Hess diz não ter achado petróleo em poço da bacia de Santos

A Hess Corp não relatou ao governo brasileiro nenhuma descoberta de petróleo depois de perfurar um poço no bloco BM-S-22, no pré-sal da bacia de Santos, disse a empresa em um comunicado em seu site.

As empresas que exploram os campos brasileiros têm que notificar à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) quando encontram indícios de petróleo.

O comunicado da Hess divulgado na segunda-feira não diz se a empresa encontrou petróleo no poço batizado de Guarani, perfurado no bloco BM-S-22. Uma autoridade da ANP não pôde comentar imediatamente a questão.

A Exxon Mobil, parceira no projeto e operadora do bloco, não respondeu imediatamente a pedidos para comentar o comunicado.

A Hess, que tem participação de 40% na exploração, informou no comunicado que os custos que teve com o poço aparecerão no seu balanço do segundo trimestre.

A Exxon Mobil detém uma participação de 40% na operação e os outros 20% são da Petrobras.
Segundo o comunicado da Hess, o próximo passo é analisar a quantidade significativa de dados reunidos para planejar o local em que será perfurado um terceiro poço, com o objetivo de avaliar melhor o bloco BM-S-22 (Fonte: Invertia / Reuters, 2009-07-08).

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).

Francisco Dornelles defende manutenção das regras para exploração de petróleo

Ao criticar as propostas que, após as descobertas do pré-sal, visam alterar as regras para exploração de petróleo no país, o senador Francisco Dornelles (PP-RJ) disse nesta segunda-feira (6) que o atual modelo de concessão provou-se "vitorioso" e deve ser mantido. Segundo o parlamentar, esse sistema fez com que a produção nacional aumentasse de 900 mil barris por dia, em 1997, para mais de 1,9 milhão em 2008.

Dornelles assinalou que o sistema vigente atraiu investimentos de empresas privadas, nacionais e estrangeiras "que levaram ao aumento da produção, da produtividade e da lucratividade de nossas reservas de petróleo". E que, por isso, o modelo é indispensável para a exploração das novas reservas do pré-sal. Ele ressaltou ainda que o regime de concessão garante à União a retomada do controle das reservas em caso de emergência.

- Alterar a regulamentação do setor neste momento só vai gerar insegurança e reduzir a credibilidade do país - alertou.

Sobre o novo sistema proposto pelo governo - o modelo de partilha -, Dornelles observou que os custos das empresas com a exploração de petróleo seriam ressarcidos pelo governo, enquanto no modelo atual os custos são assumidos pelo investidor. Para ele, a mudança é arriscada porque ainda não se sabe qual será o custo de exploração do pré-sal e, "sabidamente, o setor privado é mais eficaz para reduzir custos".

O senador fez também outras críticas à proposta de alteração no marco regulatório, como a de que "a partilha não dá vantagem ao Brasil sequer na questão do controle das exportações". Nesse caso, ressaltou ele, o atual sistema permite ao Estado ter controle absoluto sobre a exportação do que for extraído do pré-sal, por meio do estabelecimento de regras exclusivas no contrato de concessão (Fonte: Senado / Agência Senado, 2009-07-06).

Problema técnico paralisa produção em Tupi por 4 meses

Problemas técnicos em um parafuso do equipamento que controla a pressão e vazão do poço submarino do bloco de Tupi, com reservas de petróleo estimadas de 5 bilhões a 8 bilhões de barris, suspenderam a produção de petróleo na área do pré-sal da Bacia de Santos. Segundo a Petrobras, a troca do equipamento deverá levar de três a quatro meses, o que pode comprometer o início da produção comercial da área, previsto para o quarto trimestre de 2010.

Segundo a estatal petrolífera, o problema foi detectado "nos parafusos de fixação da Árvore de Natal Molhada (conjunto de válvulas, colocado sobre o solo oceânico para controlar o fluxo de produção de um poço submarino)". Esse equipamento fica na saída do poço exploratório. Por medida de segurança, a companhia decidiu trocar todo o equipamento e não somente os parafusos com problemas.

Em comunicado, a estatal destacou que o problema não está relacionado com aspectos de produção do campo ou de tecnologia e não tem impacto no desenvolvimento do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos. Na quinta-feira passada (dia 2), a companhia divulgou o início do refino do óleo retirado de Tupi, considerado de melhor qualidade do que o petróleo da Bacia de Campos.

Segundo especialistas de outras empresas, que preferiram não se identificar, se a Petrobrás tivesse no local outra árvore de natal molhada e uma sonda disponível para efetuar a substituição, a operação poderia ser feita em cerca de três dias. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo (Fonte: Abril / Agência Estado, 2009-07-07).

Participação no G-8 dá visibilidade a Angola

Maior visibilidade internacional e mais responsabilidade interna são as consequências imediatas da participação do presidente angolano, José Eduardo dos Santos, na cúpula do G-8, que acontece na quarta-feira na Itália, segundo analistas angolanos ouvidos pela Agência Lusa.

O convite feito pelo primeiro-ministro italiano, Sílvio Berlusconi, para estar em L'Aquila, deve-se ao crescente papel de Luanda na política mundial graças à sua condição de grande produtor de petróleo e o seu papel decisivo no jogo diplomático africano, especialmente na África Austral.

Segundo Justino Pinto de Andrade, professor universitário, sendo Angola atualmente “um parceiro internacional interessante” no que diz respeito ao petróleo, detendo a atual presidência rotativa da Organização de Países Produtores de Petróleo (OPEP), sua importância se torna ainda maior.

“Angola não pode ficar de fora na discussão de problemas internacionais, como a crise econômica e financeira mundial, por onde passam também os problemas energéticos”, disse Andrade. Porém, ele destaca que o convite não pode ser visto na perspectiva pessoal, mas sim “no que ele representa”.

Além de Angola, foram convidados a participar da reunião outros países africanos, como África do Sul, Argélia, Egito, Nigéria e Senegal.

Responsabilidade interna

Por outro lado, Alcides Sakala, dirigente do partido de oposição angolano Unita, acredita que a participação vai requerer “maior responsabilidade na política interna, no que diz respeito aos direitos humanos, a necessidade de combate à corrupção, maior transparência nos atos de gestão dos recursos do país, combate à pobreza”. Já o analista político Sebastião Isata, antigo vice-ministro das Relações Exteriores, também é da opinião que o papel importante de Angola na geopolítica africana, a presidência da OPEP e a consolidação da democracia angolana, ampliada no ano passado com a realização de eleições, constituíram pontos essenciais para o convite.

“O convite constitui um reconhecimento do papel importante que Angola vem desempenhando na região Austral de África, bem como do seu crescimento econômico registrado nos últimos tempos”, afirmou.

Importância

Para o ministro angolano da Economia, Manuel Nunes Júnior, o convite surge porque o país possuiu “uma das economias que mais crescem em África” e é, por isso, um importante pólo de atração para os grandes investidores internacionais.

“É um reconhecimento internacional de vigor do nosso crescimento econômico, das transformações que têm sido introduzidas e das várias reformas que também têm sido implementadas e que nos devem orgulhar e aumentar a nossa auto-estima como angolanos”, disse.

O ministro considerou ainda que se trata de uma oportunidade para Angola manifestar as suas preocupações.

“Sempre que se está a conversar com as economias mais fortes do mundo, está-se perante uma oportunidade em que se podem colocar as nossas preocupações, inquietações, sempre no sentido de fazer com que as nossas economias sejam cada vez mais equilibradas e consigam resolver os problemas sociais e outros que afetam as suas populações”, concluiu (Fonte: Agência Lusa, 2009-07-07).

Perspectivas para o petróleo

O relatório do mercado do petróleo no médio prazo, divulgado terça-feira pela Agência Internacional de Energia (IEA), mostra que até os especialistas desse organismo da OCDE têm dificuldade de fazer projeções, tal o grau de incerteza sobre a economia global. Em vez de um cenário básico, a IEA fez duas projeções, uma otimista, baseada na recuperação esperada pelo Fundo Monetário Internacional, e outra pessimista, supondo um período prolongado de baixo crescimento econômico.

No melhor cenário, o PIB mundial crescerá 1,8%, em 2010, e cerca de 5% ao ano, entre 2011 e 2014. A demanda de petróleo avançará 1,4% ao ano, atingindo 88,99 milhões de barris/dia, em 2014, ante 83,21 milhões de barris/dia, neste ano, e 85,76 milhões, em 2008. Haverá, neste caso, menor capacidade ociosa e a perspectiva de forte volatilidade de preços.

No pior cenário, o PIB crescerá 1,1%, em 2010, e cerca de 3% ao ano, até 2014 a demanda do bruto crescerá 0,5% ao ano, chegando a 84,9 milhões de barris, apontando para preços mais baixos da commodity.

Os preços do petróleo leve tipo WTI chegaram a US$ 147 o barril, há um ano, caíram para perto de US$ 35, em dezembro, e agora estão próximos de US$ 70 o barril. Mas não se sabe se a recuperação recente dos preços é sustentável, advertem os analistas. A alta, notam, pode ser consequência da recomposição de estoques dos setores de atividade que mais dependem da matéria-prima.

Uma das maiores incógnitas está no excedente de capacidade dos países exportadores reunidos na Opep, que atendem a cerca de 35% da demanda global. Esse excedente, que influencia os preços, foi estimado em 1,67 milhão de barris/dia e, agora, em 7,78 milhões de barris/dia ou 8% da oferta global, para 2010.

Como notou o diretor executivo da IEA, Nobuo Tanaka, ao jornal Financial Times, "se a economia crescer muito mais rápido, o mercado poderá ficar muito apertado e nós poderemos ver uma capacidade sobressalente muito menor em 2014".

Os preços do petróleo são vitais para produtores como a Rússia, cujo PIB de 2009 poderá cair 7,9%, como prevê o Banco Mundial, e a Venezuela, onde a estatal PDVSA está lançando títulos no montante de US$ 3 bilhões, endividando-se ainda mais para pagar fornecedores.

No Brasil, o aumento da produção da Petrobrás, estimado em 670 mil barris/dia, entre 2008 e 2014, será decisivo para o crescimento da oferta na América Latina, calculado pela IEA em 847 mil barris/dia (Fonte: Estadao, 2009-07-05).

São Tomé e Príncipe aprova nova lei do petróleo

O parlamento são-tomense aprovou, sexta-feira (3), a Lei-quadro das Operações Petrolíferas e a Lei de Tributação do Petróleo, dois diplomas que o executivo aguardava para relançar a licitação dos blocos de petróleo na Zona Económica Exclusiva (ZEE) do arquipélago.

A aprovação desses dois diplomas não foi antecedida de qualquer discussão. O processo de votação decorreu sem qualquer dificuldade, tendo os deputados aprovado os diplomas por unanimidade.

De acordo com o regimento da Assembleia Nacional são-tomense, dentro dos próximos cinco dias úteis, as leis aprovada hoje pelo parlamento serão enviadas para a promulgação do Presidente da República que, por seu lado, terá um período de 30 dias para os promulgar.

O projecto de Lei-quadro de Operação Petrolíferas foi introduzido há pouco mais de seis meses na Assembleia Nacional pelo governo do primeiro-ministro Rafael Branco e já tinha sido aprovado na generalidade pela Quarta Comissão do parlamento são-tomense.

A sua aprovação e posterior promulgação pelo Presidente da República vai possibilitar ao governo efectuar negociações directas, sob determinadas condições, no quadro das actividades petrolíferas, na zona económica exclusiva do arquipélago.

O director da Agência Nacional de Petróleo considerou esta lei como "completamente nova, diferente", mas que "também obriga a realização de concursos públicos", apesar de abrir possibilidades para "em casos especiais haver negociações directas".

"O governo pode iniciar as negociações directas com a pessoa proponente, se no prazo de 15 dias contados a partir da data do referido anúncio, nenhuma outra pessoa declarar interesse na área referida", diz o diploma que vai esta sexta-feira para aprovação final global da Assembleia Nacional (Fonte: Africa 21 Digital, 2009-07-04).

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Petrobras poderá zerar déficit comercial com pré-sal

O petróleo extraído abaixo da camada de sal na Bacia de Santos poderá zerar o déficit da balança comercial da Petrobras, que no ano passado chegou a quase US$3 bilhões. Apesar de não ser tão leve quanto o padrão internacional do petróleo tipo Brent e do WTI, este óleo é de melhor qualidade do que o produzido na Bacia de Campos, e deverá ter um maior valor agregado quando for produzido em larga escala.

"A partir de 2015, quando as plataformas na Bacia de Santos começarem a operar, a Petrobras poderá zerar o déficit, seja substituindo o atual petróleo leve importado, seja exportando este óleo por um melhor valor", comentou o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires.

Esta semana, a Petrobras iniciou o refino do óleo produzido no Teste de Longa Duração (TLD) do campo de Tupi. A primeira carga, de 315 mil barris, foi levada para a Refinaria de Capuava (Recap), em Mauá (Grande São Paulo). No final de 2010, concluído o TLD, entrará em operação o piloto de Tupi, que vai produzir 100 mil barris por dia de óleo. Para 2020, a previsão é de que o pré-sal brasileiro esteja produzindo 1,8 milhão de barris por dia, volume equivalente ao total de óleo produzido nacionalmente.

O óleo de Tupi é caracterizado como "médio" na escala desenvolvida pelo Instituto Americano de Petróleo (API, na sigla em inglês), utilizada para medir a densidade relativa dos líquidos. Por esta escala é considerado um óleo leve aquele que tiver mais do que 30 graus API e pesado o que ficar abaixo de 19 graus, com alta viscosidade e alta densidade. Na Bacia de Campos, responsável por mais de 80% do petróleo produzido em território nacional, a média é de 18 graus API. Já o óleo encontrado no pré-sal de Tupi possui 28,5 graus. A extração do óleo pesado é extremamente mais complexa e mais cara que a do óleo leve, por isso em muitos casos o reservatório é considerado comercialmente inviável.

Há dois anos, a estatal alcançou a autossuficiência volumétrica, pois passou a produzir o necessário para atender à demanda interna, mas ainda manteve-se dependente da importação de um óleo mais leve para fazer uma mistura nas suas refinarias, tornando o processo menos custoso. "Isso faz com que a Petrobras importe o óleo leve, que é mais caro e exporte petróleo pesado, que é mais barato, gerando um déficit em valores na balança comercial", explicou Pires.

Segundo os últimos dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), referentes ao mês de abril, a Petrobras estava importando petróleo a US$ 50 em média e exportando a US$ 32 o barril.

Para o geólogo, Giuseppe Bacoccolli, o petróleo de Tupi está ainda longe da qualidade do barril utilizado como padrão para as negociações internacionais, o WTI, que tem 40 graus API, e também está distante dos 39 graus API do Brent, "mas significa um avanço muito grande em relação ao que é produzido hoje".

Para o geólogo, o alto custo logístico das operações em Tupi (que está localizado a 300 quilômetros da costa) ou a profundidade elevada (mais de cinco mil metros), que encarecem os projetos para a camada pré-sal, não invalidam o ganho que a Petrobras terá com este produto de melhor qualidade (Fonte: Ultimo Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-03).