Petrobras pode comprar ativos da Esso na Argentina

A Petrobras é a maior interessada em comprar os ativos da americana Esso na Argentina, avaliados em US$ 200 milhões, informou nesta quarta-feira o jornal "Ámbito Financiero."
A publicação afirma que no mercado petrolífero se considera "certo" que a Petrobras fará sua oferta no máximo na próxima segunda-feira, quando expira o prazo estabelecido pela Esso para avançar em seu plano de deixar a Argentina antes do fim do ano.
Segundo o jornal, há uma semana um grupo de executivos da petrolífera brasileira analisa os números da oferta. Porta-vozes da Petrobras Argentina não quiseram comentar o assunto.
No mercado petrolífero local, disse o jornal, a estatal Enarsa (Energia Argentina), em sociedade com a PDVSA (Petróleos de Venezuela S.A.), e a americana Chevron são mencionadas como as outras interessadas em obter o negócio da Esso.
Os ativos mais importantes da Esso Argentina --que monopoliza uma parcela de 12% do mercado local de combustíveis-- são uma grande refinaria na cidade de Campana, a 160 quilômetros de Buenos Aires, 90 postos de gasolina próprios e a franquia de outros 500.
Já a Petrobras Argentina possui duas refinarias e 700 postos de gasolina, e detém uma representação de 8% da produção de petróleo deste país.
Se a petrolífera brasileira comprar a refinaria da Esso Argentina, ficaria com uma participação de entre 30% e 35% do negócio de produção e venda de combustíveis no mercado local, segundo as fontes. Além disso, passaria a gerenciar uma rede de 1.200 postos de gasolina do total de 4.100 instalados na Argentina.
No entanto, acredita-se que a empresa poderia vender parte destes postos, pois o principal interesse da Petrobras é em aumentar sua produção de óleo diesel, para reduzir os gastos na importação deste combustível.
Além da refinaria e de seus postos de gasolina, a Esso possui ainda jazidas de gás natural no norte e no sul da Argentina, três terminais de remessa de combustíveis e uma fábrica de lubrificantes.
O "Ámbito Financiero" diz que não há motivos para que a comissão antimonopólio rejeite a venda de ativos da Esso para a Petrobras, pois a hispano-argentina Repsol-YPF refina atualmente 50% dos combustíveis argentinos e detém 1.700 postos de gasolina. (Folhaonline)

Produção de independentes inicia-se no Brasil

Recentemente tivemos um importante marco na produção de petróleo no país, o primeiro óleo do Campo de Polvo é também o início da produção de petróleo por empresas independentes no Brasil em volumes relevantes.
O Campo de Polvo, situado no Sul da Bacia de Campos, operado pela Devon produzirá até 50 mil barris/dia por meio de 9 poços produtores conectados a uma plataforma fixa que irá escoar a produção para um FPSO com capacidade de armazenar até 1.800.000 barris. Por turno, serão 150 pessoas em atividade offshore.
A Devon, operadora e majoritária do empreendimento que conta com a participação de 40% da SK Corporation da Coréia, produz hoje quase 600 mil barris/dia com atuação em diversos países.
Merece destaque o prazo de apenas três anos entre a descoberta e o início da produção, prova inequívoca da relevância que o investimento no Brasil adquiriu dentro da empresa e de sua excelência técnica.
Abre-se assim, de fato, o caminho para a ampliação do mercado para os fornecedores nacionais de bens e serviços para a indústria do petróleo. A indústria brasileira, ao atender empresas internacionais do setor, simultaneamente prepara-se para uma atuação internacional, inclusive como fornecedor destas próprias operadoras em empreendimentos no exterior, ganhando assim escala e aumentando seu grau de competitividade.
Esperamos que a visão da Devon, que vem sendo compartilhada por outras operadoras internacionais, continue na direção de investimentos no Brasil e na busca da parceria sólida e duradoura com a indústria fornecedora nacional. (Globonline - Eloi Fernandez)

Gazprom tem interesse no Gasoduto Sulamericano

O vice-primeiro-ministro da Rússia, Aleksandr Zhukov, ratificou hoje ao vice-presidente venezuelano, Jorge Rodríguez, o interesse do consórcio Gazprom em participar do Gasoduto do Sul, que passará pelo Brasil e outros países da América Latina."Esse 'anel do sul' unirá em uma rede energética Venezuela, Brasil, Argentina, Uruguai, Paraguai e Bolívia", destacou Zhukov durante reunião da Comissão Intergovernamental de Alto Nível russo-venezuelana (Cian), da qual ele e Rodríguez são co-presidentes.O funcionário russo constatou que "o diálogo construtivo entre Rússia e Venezuela vem acompanhado de uma dinâmica positiva na cooperação econômica bilateral, sobretudo no setor energético e de combustíveis", segundo a agência "Interfax".Acrescentou que "companhias russas líderes do setor, como a Gazprom e a Lukoil, já trabalham com sucesso no mercado venezuelano".Rodríguez ressaltou, por sua vez, que a Venezuela deseja ter acesso às tecnologias de ponta russas, e se oferece como "porta de entrada na América Latina", graças a seus laços com países "aliados" como Bolívia, Equador, Argentina, Uruguai, Nicarágua e Cuba.Zhukov indicou que os projetos prioritários serão estudados na próxima reunião da Cian, em 24 de outubro, em Caracas, o que contribuirá para "encher de conteúdo" o futuro encontro dos presidentes russo, Vladimir Putin, e venezuelano, Hugo Chávez.Acrescentou que a "ativa diplomacia presidencial" é o principal motor da crescente cooperação russo-venezuelana, pois Chávez já visitou a Rússia em cinco ocasiões e ontem mesmo telefonou para Putin para conversar sobre as relações e convidá-lo a viajar à Venezuela.O intercâmbio comercial entre ambos os países aumentou quase sete vezes ao longo dos últimos dois anos, de US$ 77,5 milhões em 2005 para US$ 517 milhões no ano passado, apesar de que, nesta soma, US$ 456,5 milhões correspondem às exportações russas e apenas US$ 60,5 milhões às venezuelanas.Esse aumento se deve antes de tudo à cooperação militar, pois a Venezuela nos últimos anos fechou contratos com a Rússia para comprar, em particular, caças, helicópteros de combate e de transporte, e sistemas aéreos de defesa, além de fuzis automáticos."É hora de passar a um novo modelo de cooperação, mais perfeito, que inclua um aumento de produção industrial, de mercadorias e serviços de indústrias transformadoras e de tecnologias de ponta nas provisões russas e venezuelanas", concluiu Zhukov. (EFE)

Brasil e Venezuela decidem retomar Gasoduto do Sul

O presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, e da Venezuela, Hugo Chávez, decidiram na quinta-feira retomar diversos projetos bilaterais e regionais, como o Gasoduto do Sul, que consideraram "estratégico" para a região. Os presidentes estiveram reunidos em Manaus (AM) por mais de três horas na tarde de ontem. Os presidentes anunciaram ainda que assinarão, no mês de dezembro, um acordo entre as petrolíferas estatais Petrobras (Brasil) e PDVSA (Venezuela) para criar sociedades conjuntas. Lula se mostrou bastante otimista com a proposta das empresas mistas. O contrato será assinado quando o presidente brasileiro for a Caracas, no final do ano. "Nós mostraremos que é possível resolver os problemas energéticos da América do Sul. Não somos ricos, mas somos ousados", disparou Lula. Sobre o gasoduto, a Petrobras estava receosa quanto à capacidade dos recursos venezuelanos para atender à região. Mas a PDVSA se comprometeu em aprofundar estudos e compartilhar informações que comprovam que a Venezuela tem potencial petrolífero para tornar o projeto viável. "Nós, os dois países, vamos contratar uma empresa de engenharia que possa oferecer subsídios técnicos para obra", explicou Chávez. Lula fez questão de desmentir qualquer animosidade entre as duas partes. "Hoje é um dia muito importante para o aperfeiçoamento das relações entre Brasil e Venezuela. Não há intriga nem boato capaz de prejudicar nossa aproximação. Nossa união pode ajudar toda a América Latina", comentou Lula. Lula e Chávez pretendem se encontrar a cada três meses. Empresários e executivos dos dois países também farão intercâmbios constantes. Chávez disse à imprensa que ratifica o interesse venezuelano de entrar no Mercosul. O presidente Lula disse que fará de tudo para que isso aconteça. "Esperamos que Chávez possa fazer a próxima visita ao Brasil já como membro do Mercosul", disse. (Invertia)

Petrobras confirma descoberta de Tupi na Bacia de Santos

A Petrobras informou nesta quinta-feira que testes em um segundo poço na área de Tupi, na bacia de Santos, comprovam a descoberta de petróleo leve em águas profundas, com produção de cerca de 2 mil barris por dia. Os trabalhos indicaram ainda uma produção de 65 mil metros cúbicos de gás natural por dia na área de Tupi, segundo a estatal, que observou esses volumes em meio a uma "vazão limitada pelas instalações operacionais e de segurança durante o teste". Segundo a empresa, "os testes confirmam a descoberta de petróleo leve pelo poço pioneiro comunicada ao mercado em 11 de julho de 2006". "O segundo poço está localizado a 9,5 km a sudoeste do pioneiro descobridor, em lâmina d'água de 2.166 m, distante 286 km da costa sul da cidade do Rio de Janeiro", acrescentou uma nota ao mercado. A área de Tupi está localizada no Bloco BM-S-11, operado em consórcio pela Petrobras (65% de participação), o BG Group (25%) e a Petrogal (10%). Segundo a Petrobras, o consórcio dará continuidade às atividades e aos investimentos previstos no Plano de Avaliação da jazida de óleo leve, aprovado pela ANP em 27 de fevereiro de 2007. "A principal finalidade dessas atividades é a verificação das dimensões e de características mais detalhadas do reservatório de óleo e gás, objetivando obter dados que garantam a viabilidade econômica do desenvolvimento do projeto de produção." Segundo o comunicado, dados mais conclusivos sobre a potencialidade da descoberta somente serão conhecidos após a conclusão das demais fases do processo de avaliação. Nesta semana, a Petrobras anunciou pequena queda na sua produção em relação a julho. A estatal produziu no país 1,807 milhão de barris por dia, baixa de 8 mil barrils antes o mês anterior. A produção de gás natural no País foi de 43,05 milhões de metros cúbicos, estável ante julho. (Invertia)

Petrobras arremata 4 blocos em licitação na Colômbia

A Petrobras arrematou quatro blocos exploratórios em licitação promovida pelo governo colombiano. As áreas estão localizadas no mar do Caribe, onde a estatal já tem atividades. Na licitação colombiana, a Petrobras ficou com direitos sobre os blocos 4, 6, 7 e 8, todos em parcerias com outras petroleiras. O órgão estatal Associação Nacional de Hidrocarbonetos (ANH) vendeu 9 das 13 áreas oferecidas em processo que visa manter a auto-suficiência do país para além de 2011. Entre os parceiros da Petrobras nos consórcios vencedores estão a estatal local Ecopetrol, a indiana Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), a britânica BP e a americana Hess. A estatal brasileira já tem a concessão de um grande bloco no Mar do Caribe, chamado Tayrona, atualmente em produção. A empresa tem ainda outras concessões no país, onde iniciou suas atividades internacionais em 1972 e produz hoje um total de 16 mil barris por dia. (Agência Estado)

Angola emerge como potencia petrolífera regional

A primeira visita de cortesia do secretário-geral da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), Abdallah el-Badri, a um país membro realizou-se em um momento de grande orgulho nacional para os angolanos. Na noite da chegada de El-Badri à capital de Angola, no final do mês passado, milhares de fãs do basquete locais animadíssimos tomaram as ruas de Luanda para comemorar a vitória do país sobre Camarões no final do campeonato africano de basquete, Afrobasket. Foi uma demonstração forte de nacionalismo, cinco anos depois de uma prolongada e devastadora guerra civil. As comemorações refletiram o orgulho de Angola pela sua rápida ascensão como referência nacional, que ultrapassa as façanhas na área do esporte. Um chamado dividendo da paz e o aumento das receitas petrolíferas estão impulsionando a expansão econômica que levou os analistas locais a apostar que poderá superar a Nigéria como principal país regional, dentro de alguns anos. "Angola está em pleno boom", disse El-Badri, em uma entrevista durante sua visita. "Seu povo é muito amistoso, no que me diz respeito". Angola, uma das economias que mais crescem no continente, tornou-se o 12º membro da Opep em meados de dezembro. Foi uma importante realização para o cartel petrolífero, que bombeia aproximadamente 40% do atual consumo mundial de petróleo de 86 milhões de barris diários. Angola é o segundo maior produtor da África Subsaariana, depois da Nigéria, com uma produção de cerca de 1,65 milhão de barris diários, e com ambições de aumentar em 20% sua produção petrolífera no próximo ano, para 2 milhões de barris/dia. "O ingresso de Angola na Opep assinala para o mundo que se tornou um importante produtor de hidrocarbonetos, e isto é importante em termos de credibilidade internacional", disse David Fyfe, analista de produção petrolífera da Agência Internacional de Energia (AIE). O surgimento de novos participantes nos mercados petrolíferos mundiais ocorre no momento em que os principais consumidores de energia em todo o mundo procuram reduzir sua dependência do petróleo da região do Oriente Médio, hoje extremamente volátil. Os consumidores americanos estão dependendo cada vez mais de produtores como a Nigéria e Angola em matéria de petróleo, que é mais fácil de refinar em produtos como a gasolina devido ao seu baixo teor de enxofre. Pelo menos no que se refere à produção de hidrocarbonetos, Angola está rapidamente se aproximando da Nigéria. "Não há muitos produtores no mundo que deram passos tão grandes" como os de Angola, cuja produção dobrou de 2000 a 2006, diz Fyfe. Somente produtores que não fazem parte da Opep, como o Brasil e a Rússia, registraram um avanço tão fantástico na produção de petróleo, nos últimos anos. As metas de produção de Angola não estão muito distantes das da produção atual da Nigéria, de 2,18 milhões b/d. A violência política na região do Delta do Niger e os atrasos de importantes projetos no setor petrolífero afetam cerca de meio milhão de barris diários do total da capacidade de produção nigeriana, segundo estimativas de Fyfe. O isolamento natural dos campos angolanos localizados em alto mar, onde é bombeada a maior parte do petróleo do país, também contribui para reduzir os riscos para a segurança relacionados às operações petrolíferas. A economia angolana poderá chegar a uma expansão de 30%, este ano, segundo projeções do Fundo Monetário Internacional (FMI). Para o período 2008-2012, o Fundo prevê que o crescimento econômico do país será em média de 7,5%. O governo tem previsões menos ambiciosas, projetando um crescimento acima de 19%, este ano, depois que o Produto Interno Bruto (PIB) do país saltou para cerca de 18%, em 2006. O Banco BPI de Portugal, que gere ampla rede de bancos de varejo em Angola, destacou em uma recente nota para os investidores o potencial de crescimento e o dinamismo econômico da antiga colônia portuguesa. A nota citava um estudo da Universidade Católica de Luanda, que projetava que a economia angolana superaria a da Nigéria até 2010. As diferenças econômicas e demográficas entre os dois países são consideráveis. A economia da Nigéria, que movimenta US$ 115,35 bilhões, e seus 134,4 milhões de habitantes fazem sombra à economia de US$ 43,76 bilhões e à sua população de 16,4 milhões de habitantes de Angola, segundo dados da Opep. Cristina Casalinho, analista do BPI, acredita que esta previsão ambiciosa será difícil de cumprir e dependerá em grande parte da produção petrolífera, que representa mais da metade da economia de Angola e 80% dos gastos públicos. O governo de Angola prevê que o setor petrolífero do país atrairá investimentos por um total de US$ 50 bilhões nos próximos seis anos, para garantir o cumprimento das metas da produção petrolífera, segundo a imprensa oficial. As metas de produção poderão ser reduzidas agora que o país é um membro da Opep, pois a organização estabelece os tetos de produção para seus integrantes a fim de manter um piso para os preços do petróleo. Durante sua visita, El-Badri discutiu a possibilidade de Angola ter uma cota de produção, algo que se acredita possa acontecer no próximo ano. Como o petróleo Girassol de Angola faz parte da cesta petrolífera de referência da Opep, este mês, El-Badri espera um compromisso total do novo membro da organização. Angola não "poderá agir por conta própria", pois desse modo terá muito a perder se os preços do produto baixarem e muito a ganhar com preços razoáveis, dise ele. A cesta de referência da Opep inclui petróleos dos membros do grupo, e fornece um quadro do valor da produção da organização. A cesta é tipicamente negociada abaixo dos contratos futuros do petróleo leve de referência da Bolsa de Mercadorias de Nova York. Greg Priddy, analista de energia global da Eurasia Group, uma empresa de consultoria de risco, acredita que o ingresso de Angola na organização representa mais um complicador no cartel, pois o rápido crescimento de sua produção poderá fazer com que seja mais difícil concordar com a fixação de uma cota. "Angola está obviamente experimentando uma grande projeção de seu status de produtor petrolífero", disse Priddy. "No longo prazo, será um membro mais ativo, à medida que a produção crescer". (Gazeta Mercantil)

Brasil ainda engatinha em biodiesel.

O presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, disse que a empresa planeja auxiliar os produtores brasileiros de etanol a aumentarem o volume de exportações e a se concentrarem mais na fabricação de biodiesel. "Estamos na fase da infância de nossa indústria do biodiesel. Queremos ser produtores de biodiesel", afirmou Gabrielli, em Oslo, a um grupo de negócios composto por brasileiros e noruegueses.O executivo disse que a Petrobras destinou para o biodiesel US$ 1,5 bilhão de um orçamento de US$ 112 bilhões para investimentos a longo prazo. Gabrielli lembrou que a Petrobras não tem a intenção de competir com os mais de 300 produtores de etanol brasileiros, mas sim formar uma parceria para melhorar a infra-estrutura de transporte e construir dutos que levariam o produto aos portos. A Petrobras acredita que o Brasil, pioneiro no desenvolvimento de biocombustíveis por conta da grande indústria de cana-de-açúcar, poderia produzir dez vezes mais etanol até 2015 caso investisse em tecnologia agora.O presidente Lula, durante uma passagem pela cidade de Oslo por conta de uma viagem de uma semana pelos países nórdicos, afirmou que, com o apoio da Noruega, seria possível construir mais refinarias de biocombustíveis "não só no Brasil, mas possivelmente na Noruega ou em qualquer lugar do mundo".O ministro de Petróleo e Energia norueguês, Odd Roger Enoksen, disse que o acordo entre a Petrobras e a Statoil foi um passo importante para a cooperação entre os dois países. "A meta do governo é elevar o consumo de biocombustíveis na Noruega. (Jornal do Comércio)

Oferta de gás boliviano ao Brasil pode diminuir

O Brasil corre risco de ver diminuída a oferta do gás boliviano em 2008. O problema não é político, é de falta de investimentos em infra-estrutura, apontam especialistas. Segundo eles, a falta de aporte de recursos do governo da Bolívia nos campos de gás e as restrições à empresas transnacionais no país, podem gerar uma queda na produção do insumo.
O problema é que a Bolívia é responsável pela metade do fornecimento de gás consumido no Brasil. A Petrobras tem um contrato para receber 30 milhões de metros cúbicos diários do país vizinho. Em julho, esse volume foi de 25 milhões e subiu para 27 milhões em agosto, segundo o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim. Mas para 2008, especialistas acreditam que a Bolívia não terá condições de mandar um volume próximo do contratado.
"Nos últimos três anos, os investimentos foram paralisados na Bolívia, com a nacionalização de algumas empresas", lembrou o presidente do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE), Adriano Pires. Segundo ele, isso deve afetar a manutenção de campos de gás, com reflexos na queda de produção. E no médio e longo prazos, ainda poderá ocasionar uma redução das reservas e gás.
A dificuldade da Bolívia é que o país precisa aumentar a sua produção de gás para atender aos contratos com o Brasil e Argentina, e ainda abastecer o seu mercado interno, justo em um momento de restrição de investimentos. Com o Brasil são 30 milhões de metros cúbicos diários, mais 7,7 milhões com a Argentina - que quer ampliar esse volume para 27 milhões de metros cúbicos por dia nos próximos três anos - além de atender ao seu mercado interno. Dos 35 milhões de metros cúbicos disponibilizados diariamente pela Bolívia, apenas 4 milhões são para consumo interno. O restante dos 31 milhões é exportado para o Brasil e para a Argentina, normalmente em quantidades insuficientes.
A primeira baixa no Brasil já foi sentida. A termelétrica de Cuiabá, com capacidade instalada para gerar 300 megawatts (MW) de potência, está sem receber o gás natural da Bolívia. A usina tem um gasoduto próprio que liga a térmica diretamente à Bolívia que não está sendo abastecido.
A própria Petrobras, maior empresa na Bolívia, vai congelar seus investimentos no país até 2012. Em seu plano de investimentos para 2008-2012, divulgado na semana passada, a empresa somente vai fazer investimentos de manutenção na Bolívia. Dos US$ 15 bilhões anunciados, 70% vai para exploração e produção, sendo que os Estados Unidos ficarão com 32% desse total, a maior fatia. A estabilidade do mercado do Golfo do México está atraindo a estatal, diferente do que ocorre na Bolívia.
"A Bolívia corre o risco de virar uma Argentina", disse Pires, ao traçar um cenário futuro para o mercado de gás na Bolívia, comparando com o atual da Argentina, que passou de produtor de gás a importador, por falta de investimentos. A partir de 2002 o preço do gás foi congelado na Argentina e as empresas pararam de investir, o consumo continuou crescendo e as reservas caíram.
O sócio da comercializadora Comerc, Marcelo Parodi, bate na mesma tecla. Ele disse que o Brasil corre risco de desabastecimento do gás vindo da Bolívia, porque o país vizinho sofre com a saída de pessoal especializado. Parodi aponta as restrições que o governo de Evo Morales está impondo a empresas transnacionais, como responsáveis por essa debandada, fator que pode reduzir a produção do país vizinho e impactar no fornecimento de gás para o Brasil. Ele ainda cita a pressão da Argentina como agravante. O vizinho do prata quer renegociar preços para garantir uma maior quantidade de gás. "O receio é a interrupção de nosso fornecimento no curto prazo". (Gazeta Mercantil)

ANP espera volume recorde de negócios na 9ª rodada

ANP espera volume recorde de negócios na 9ª rodada Cláudia SchüffnerEm meio a críticas de petrolíferas contra iniciativa do governo do Rio de Janeiro de aplicar ICMS sobre plataformas de produção, a 9ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), marcada para 27 e 28 de novembro, promete obter uma das maiores arrecadações da história da agência, criada em 1998. Com o preço do barril de petróleo tendo superado US$ 80, há um forte incentivo para as empresas buscarem novas áreas de produção. A ANP aumentou o preço mínimo do bônus de assinatura - valor pago pelas empresas para ter direito de explorar as áreas - em até 700% segundo cálculo do próprio diretor-geral da ANP, Haroldo Lima. Outra característica dessa rodada é que ela está atraindo até empresas gigantes que são de fora do "business" petróleo, o que mostra a intenção de suprir as próprias necessidades energéticas. É o caso da Companhia Vale do Rio Doce, segunda maior mineradora do mundo, que fez uma parceria com a Shell para analisar oportunidades de investimentos em áreas de gás no Brasil e no exterior para suprir termelétricas. A Shell informou que ainda está analisando os blocos da rodada e que ainda não há decisão sobre a sua participação. Para assessorá-la no novo negócio, a Vale contratou o ex-presidente da ANP, David Zylbersztajn, mas ele não fala sobre a estratégia que será adotada pela companhia. Mas o presidente da mineradora, Roger Agnelli, já afirmou que pretende "ir com tudo" na disputa. A OGX, braço de óleo e gás do empresário Eike Batista, reservou US$ 500 milhões para investir em exploração de gás. Até Odebrecht, que participou dos primeiros leilões e depois vendeu sua empresa de petróleo e gás em 2002, voltou a mostrar interesse, segundo Lima. Procuradas pelo Valor, as companhias com maior investimento no país mantiveram a discrição, evitando falar sobre a rodada. Eike Batista já informou que contratou para a nova área da companhia um time de peso, que inclui o ex-presidente do BNDES, Petrobras e Fosfértil Francisco Gros, além do ex-gerente-executivo de exploração da Petrobras Paulo Mendonça. A OGX está negociando parcerias e já conversou com Petrobras, Repsol, e Shell. O objetivo é ter participação minoritária em áreas com probabilidade de exploração de gás para consumo em termelétricas. Por trás da estratégia, está também a alavancagem do porto do Açú (RJ), que pode ser usado como base de apoio logístico para empresas na bacia de Campos. Tanto interesse, se confirmado no dia do leilão, pode aumentar em muito a arrecadação da União. O apetite das empresas nacionais também anima a indústria de equipamentos, apesar das preocupações do presidente da Organização Nacional da Indústria de Petróleo (Onip), Elói Fernández, com relação à regulamentação do novo ICMS sobre as plataformas, caso o Rio consiga impor o imposto estadual sobre a produção de petróleo. "A regulamentação disso vai ser complicada e não está claro, por exemplo, se as exportações de bens também vão pagar ICMS. Não está claro se a regra virá da Assembléia Logística do Rio ou do Confaz", explica Fernández. Mesmo assim, ele considera "uma notícia maravilhosa" a entrada de grupos fortes brasileiros na 9ª Rodada. "Isso dá uma dinâmica para o mercado, inclusive junto aos fornecedores". O polêmico bloco 273, na bacia de Campos, objeto de litígio entre a Petrobras e a ANP, é o mais caro entre todos os leilões já realizados, tendo o preço mínimo fixado em R$ 286 milhões. Mas outras duas áreas em águas profundas da bacia de Santos estão sendo oferecidas por R$ 240 milhões e R$ 214 milhões. Até hoje, os dois maiores valores pagos por blocos foram feitos pelos italianos. A estatal Eni ofereceu R$ 307,38 milhões por um bloco na 8ª Rodada (que foi cancelada logo depois do início), que tinha preço mínimo de R$ 2 milhões, um ágio superior a 15.000%. Ela bateu seu próprio recorde oito anos depois que a controlada Agip pagou R$ 134,1 milhões pelo direito de explorar o BM-S-4 na 1ª Rodada, em 1999, o que representou um ágio de 53,664% em relação ao mínimo fixado para a área. Haroldo Lima diz que mesmo com o aumento dos bônus dessa rodada, o valor "não é nada" comparado aos preços de áreas leiloadas recentemente em países como a Angola, onde um consórcio formado pela chinesa Sinopec e a estatal Sonangol, que ofereceram US$ 1,1 bilhão pelo direito de explorar uma área recentemente. A Petrobras ofereceu US$ 500 milhões pelo bloco, mas perdeu. No Brasil, mesmo que os preços não sejam comparáveis a isso, a arrecadação da União pode ser recorde. "Estamos otimistas. Alguns fatos nos dão indicações para esse estado de espírito, em particular o fato de estarmos sendo procurados por empresas de fora do ramo", explicou Lima. Até agora, a maior arrecadação para a União foi obtida na 7ª Rodada, de 2005, com R$ 1,1 bilhão em bônus pagos pelas empresas. Como a 8ª Rodada, no ano passado, foi interrompida e ainda está sem data, sua arrecadação foi menor: apenas R$ 587,37 milhões. Na 9ª Rodada a ANP vai oferecer 313 blocos localizados em nove bacias sedimentares: Campos, Santos, Espírito Santo, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo e Rio do Peixe. Desse total, 153 blocos estão no mar em área de elevado potencial, em 10 setores das bacias de Campos, Espírito Santo e Santos, áreas de interesse para grandes e médios investidores. Eles ocupam uma área de aproximadamente 98 mil quilômetros quadrados. (Valor Econômico)

Chevrom obtém nova sonda para Frade

A norte-americana Chevron conseguiu uma sonda de perfuração adicional para seu projeto Frade no Brasil e vai cumprir seu cronograma de produção inicial. A companhia anunciou ainda nesta segunda-feira que não deverá haver produção antecipada em 2008. A Chevron havia dito antes que esperava alugar a sonda de perfuração a tempo de utilizá-la em alguns poços para que a primeira extração de petróleo acontecesse no terceiro trimestre do ano que vem, até seis meses antes do plano original para Frade. Mas Patricia Pradal, diretora de desenvolvimento de negócios na Chevron Brasil, afirmou que o navio-sonda adicional só estará disponível em meados de 2008, após o final de seu contrato atual. O mercado mundial para equipamentos de perfuração está aquecido, com os preços do petróleo quase atingindo recordes. Ela explicou que a Chevron alugou a sonda "Leo Segerius" da Noble Corp's para Frade. "Com este contrato, a Chevron quer garantir o total cumprimento do cronograma esperado para ter o primeiro óleo no início de 2009", disse Pradal em resposta por escrito à Reuters. A sonda está no momento trabalhando na costa do Brasil em um contrato com a Petrobras. A sonda original Sedco-706 alugada pela Chevron para Frade, da Transocean Inc, deve chegar no terceiro trimestre de 2008, após ser transformada em sonda de posicionamento dinâmico. Um sistema de posicionamento dinâmico permite manter automaticamente a posição de um navio com o uso de seus próprios propulsores e hélices, onde não é possível ancorar ou atracar, como é o caso de locais com grande profundidade. O navio FPSO, que tem capacidade para processar e armazenar o petróleo e prover a transferência do petróleo e/ou gás natural, a ser usado em Frade está sendo construído em Dubai e deve chegar em julho ou agosto de 2008 e terá capacidade de 100 mil barris por dia. A Chevron estima produzir 20 mil barris por dia em Frade, do qual é dona de 51,74%, em 2009. A produção de óleo pesado deve chegar a 80 mil bpd de petróleo em 2011. Frade tem cerca de 250 milhões de barris de reservas brutas esperadas. (Invertia)

Brasil e Venezuela voltam a conversar sobre gasoduto do sul

A Venezuela buscará retomar nesta semana o projeto de um gasoduto continental com o Brasil, que estava reticente sobre a obra destinada a conectar as grandes reservas de gás natural da América do Sul. Chávez, que pretende dobrar a produção de gás na Venezuela com investimentos de US$ 18 bilhões no setor até 2016, promove a construção de dois gasodutos: o Transguajiro, que cruzaria a Colômbia até o Pacífico, e o Gasoduto do Sul, ligando o Caribe à Argentina, num trajeto de mais de 8 mil km. "(O presidente Luiz Inácio Lula da Silva) me telefonou e quer que discutamos o tema do gasoduto em Manaus. Eu disse: Lula, já era hora, faz um ano que não falamos do gasoduto", disse Chávez no domingo durante seu programa semanal de rádio e TV, o Aló, Presidente. Chávez e Lula se reúnem no dia 20 em Manaus para discutir projetos de integração regional, como o Banco do Sul e a Petrosur. Analistas e empresas vêem com ceticismo o gasoduto, um investimento de US$ 20 bilhões, pois consideram que a liquefação do gás e seu transporte marítimo seria uma opção mais econômica. "Dizem que o gasoduto é inviável. Sobretudo se levantou uma corrente muito forte no Brasil contra o tema. Essa corrente vem de Washington para tentar sabotar o projeto", disse Chávez no pronunciamento, anunciando a "revolução gasífera socialista". Chávez diz que o duto seria importante para evitar o desabastecimento de gás no Cone Sul, mas os críticos argumentam que o projeto é político e duvidam da capacidade venezuelana de fornecer gás natural a outros países. Ele afirmou que a Venezuela possui 80% das reservas sul-americanas de gás e 30% das de todo o continente. O bom relacionamento político entre os governos de Chávez e Lula se traduz em diversos projetos bilaterais, sobretudo no setor energético, como a refinaria que começou a ser construída em Pernambuco. Chávez deve se reunir no próximo dia 12 com o presidente colombiano, Álvaro Uribe, para inaugurar o Transguajiro, que liga a costa oriental do lago de Maracaibo, no oeste da Venezuela, às jazidas colombianas de Puerto Ballena, a 225 km dali. Esse duto, no qual Caracas investiu cerca de US$ 335 milhões, se complementaria com o chamado Gasoduto Transoceânico, que uniria a Venezuela ao Panamá através do Caribe colombiano. (Invertia)

Biocombustível não deve substituir petróleo

A escalada global de preços do barril de petróleo e a situação geopolítica dos principais países produtores têm acelerado cada vez mais a busca por fontes alternativas de energia no mundo. Tanto é assim que um estudo mundial recém-lançado pela consultoria Accenture sobre os biocombustíveis demonstra que a segurança energética, aliado à pressão ambiental e de preços, têm chamado a atenção de um bom número de companhias. Iniciado em janeiro deste ano e concluído em julho último, o estudo colheu informações junto a 20 países, incluindo o Brasil, e chegou a conclusão de que a corrida por etanol e biodiesel poderão desembocar em números bastante animadores. Segundo o levantamento, em 2012, a produção de etanol poderá alcançar 70 bilhões de litros por ano no mundo, enquanto que o biodiesel poderá atingir 10 bilhões de litros. "Ficou muito claro no estudo que não haverá substituição do petróleo por combustíveis de fontes alternativas. Para nós, o que acontecerá é uma soma de forças. A demanda por energia é crescente, mas isso não resultará em um menor consumo de petróleo", afirma Guilherme Pinheiro, sócio-diretor da Accenture e responsável pela área de energia da consultoria para América Latina. Opinião idêntica tem o economista Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE). Para Pires, "o petróleo não terá no século 21 o papel que teve no século passado, mas ainda será a principal fonte de energia do mundo". Segundo a consultoria, está muito claro o perfil da empresa que vai liderar o negócio de biocombustíveis no futuro. Além de precisar gerenciar muito bem a cadeia de suprimentos, de avaliar melhor que a concorrência os investimentos e de saber gerir os riscos inerentes ao negócio de commodity, a companhia precisará necessariamente estar conectada às novas tecnologias. "É preciso impactar os custos de produção", afirma Matthew Govier, gerente-sênior da consultoria no Brasil. De acordo com o trabalho da Accenture, o Brasil tem uma boa oportunidade pela frente, já que poderá atrair maciços investimentos e gerar empregos. "É uma grande oportunidade, mas é preciso olhar a infra-estrutura", afirma Pinheiro. Só para se ter uma idéia do que se pode atrair de investimentos. Uma usina de etanol que produza 40 milhões de galões por ano nos EUA tem condições de injetar na economia local de uma cidade daquele país cerca de US$ 142 milhões e gerar US$ 1,2 milhão em impostos. (Valor Econômico)

Petrobras inicia perfuração marítima na Colômbia

A Petrobras a norte-americana Exxon Mobil e a colombiana Ecopetrol deram início à perfuração de um poço para explorar petróleo e gás no mar do Caribe da Colômbia, informou na quinta-feira a Ecopetrol. A empresa colombiana informou à Superintendência Financeira que espera finalizar os trabalhos no poço Arazá 1 no final de 2007 e que ele faz parte das atividades que as três empresas realizam na baía de Cartagena, no Bloco Tayrona. A Petrobras é a operadora do bloco e dona de 40% dele, a Exxon Mobil possui 40% e a Ecopetrol tem os 20% restantes. O poço alcançará uma profundidade aproximada de 9,1 mil pés, segundo a Ecopetrol. Especialistas esperam que a reserva onde as três empresas exploram seja rica em gás, no momento em que a Colômbia se apresenta para exportar esse recurso à Venezuela, atrávés de um duto recém-construído que será inaugurado em 12 de outubro pelos presidentes Alvaro Uribe e Hugo Chávez. A Colômbia está correndo contra o relógio para encontrar novas reservas de hidrocarbonetos, para que não perca a auto-suficiência petroleira. (Invertia)

CVRD e Shell podem explorar para gás natural

A Companhia Vale do Rio Doce fechou memorando de entendimento com a Shell Brasil para analisar oportunidades de exploração de gás natural, informou a empresa nesta quarta-feira.Segundo a Vale, uma das maiores consumidoras de energia no Brasil, o objetivo da iniciativa é garantir o fornecimento de gás natural para suas operações.A empresa informou que existe a possibilidade de participar com a Shell em operações em blocos de exploração na Bacia do Espírito Santo, onde a multinacional petrolífera já atua.A mineradora informou em comunicado que "está avaliando oportunidades de aquisição de áreas já concedidas para exploração de gás natural" e que pretende participar da próxima rodada de licitações de blocos de exploração de petróleo e gás que será realizada pela ANP (Agência Nacional de Petróleo) em novembro."Como grande consumidora de energia, a Vale está buscando a diversificação e otimização de sua matriz energética através da maior utilização de carvão térmico, combustíveis renováveis e gás natural", informou a empresa. (Agência Estado)

Equador quer renegociar contrato com a Petrobras

O Presidente Rafael Correa não acredita em estremecimento das relações com o governo brasileiro. O Equador "renegociará" o contrato que mantém com a Petrobras devido a "um erro" na concessão de um campo que é também operado pelo Estado, anunciou no domingo o presidente Rafael Correa, afastando a hipótese de que a ação possa afetar as relações com o governo brasileiro. "Houve um erro. Este não era um campo integrado e portanto não podia ter sido atribuído à Petrobras; por isso, é preciso renegociar o contrato", afirmou Correa ao canal Telerama. A Petrobras está sendo investigada por transferir 40% das ações que detinha para a japonesa Teikoku Oil, sem autorização do governo, bem como pela exploração irregular da jazida Palo Azul, na província amazônica de Orellana (sudeste). Um informe preliminar do Ministério de Energia sugeria a anulação do contrato com a companhia, que extrai 35 mil barris diários no Equador, alegando as mesmas irregularidades que levaram à suspensão do contrato com a petrolífera norte-americana Occidental Petroleum (Oxy). Uma comissão do governo equatoriano questionou, em julho deste ano, o desenvolvimento pela Petrobras do campo de Palo Azul. Na oportunidade, a comissão pediu o cancelamento do contrato com a estatal brasileira. Correa não especificou se mediante a renegociação foi descartada a anulação do contrato com a companhia, que espera a autorização ambiental para operar o bloco 31, localizado nos limites da reserva natural de Yasuni. "Houve um problema porque foi concedido à Petrobras o campo Palo Azul, na pressuposição de que um bloco 18 estava integrado ao operado pela Petroecuador. ocorre que se trata de jazidas diferentes", disse Correa. O presidente equatoriano minimizou uma possível repercussão nas relações com o presidente Lula. "E por quê (deveria haver inconvenientes) se estamos aplicando a lei, as normas, inclusive o senso comum?", afirmou o presidente, abstendo-se de revelar os termos da revisão do contrato com a empresa estatal brasileira. Em um comunicado divulgado em julho passado, a Petrobras afirmou que "cumpriu as disposições legais em todos os seus atos jurídicos, contratuais e administrativos" no Equador. Ontem, representantes da Petrobras não estavam disponíveis para comentar o assunto. A companhia nega ter agido de forma incorreta em Palo Azul. A Petrobras é uma das empresas que mais investe no país e no Equador extrai a maior parte do petróleo em Palo Azul. Correa, ex-ministro de esquerda da Economia, se comprometeu a renegociar os contratos petrolíferos estrangeiros para aumentar o faturamento vindo do petróleo. O Equador enfrenta ainda uma queixa da Occidental Petroleum, que cancelou seu contrato logo depois que o governo do país acusou a empresa norte-americana de transferir ilegalmente parte de um bloco petrolífero. A Occidental nega as acusações e pede a devolução de seus ativos e uma indenização de US$ 1 bilhão. (Gazeta Mercantil)

Norueguesa vai perfurar no Brasil para a ExxonMobil

Um navio-sonda da norueguesa Seadrill é o principal candidato a perfurar os poços exploratórios no BM-S-22, bloco localizado em águas ultraprofundas na Bacia de Santos e único operado pela petroleira norte-americana ExxonMobil no Brasil. A sonda - denominada West Polaris - ainda está em construção no estaleiro Samsung Shipyard, na Coréia do Sul, e ficará pronta no segundo trimestre de 2008.
A West Polaris foi contratada pela ExxonMobil por três anos para atender seus projetos no mercado internacional. O Brasil deverá ser um dos primeiros destinos da sonda porque a major norte-americana tem tido dificuldades de encontrar equipamentos de perfuração disponíveis para seus projetos. O BM-S-22 é um bloco da 3a rodada de licitações da ANP, realizada em 2001. E, de acordo com o contrato firmado com a agência brasileira, sua fase exploratória terminará em 2009.
A ExxonMobil é operadora com 40% de participação no bloco, tendo como sócios a Amerada Hess (40%) e Petrobras (20%). A Exxon e a estatal brasileira adquiriram as participações do bloco em 2004. Naquela época, a Amerada detinha 100% do ativo na Bacia de Santos. Originalmente, o BM-S-22 foi adquirido no leilão pelo consórcio Amerada Hess/Ocean Energy.
Quando ficar pronta, a sonda West Polaris terá capacidade de perfurar poços em lâmina d'água de 3 mil m e atingir profundidade de até 10.668 m. O navio sonda começou a ser construído em 2005, com investimentos de US$ 490 milhões da Seadrill.
Segundo a perfuradora norueguesa, a Exxon assegurou três anos de contrato para a West Polaris, sendo que um terço de duração será utilizado por outras operadoras, principalmente a Ophir Energy. O contrato firmado entre a ExxonMobil e a Seadrill é avaliado em US$ 570 milhões, segundo comunicado da prestadora de serviços ao mercado.
Listada na Bolsa de Valores de Oslo, na Noruega, a Seadrill opera em 14 países e tem mais de 5 mil funcionários. Em parceria com sócios, a empresa tem 37 sondas de perfuração, sendo que 15 ainda em construção. A empresa informou que tem conversado com petroleiras brasileiras em várias ocasiões e que vê o mercado brasileiro como "muito promissor". A empresa já operou no passado no Brasil, mas há muitos anos não traz uma sonda para o País.
(Brasil Energia)

Multinacionais com dificuldade para entrar no mercado brasileiro de etanol

Empresas multinacionais do ramo de biocombustíveis com sede no Estados Unidos estão tendo dificuldade de entrar no mercado brasileiro por causa da relutância de famílias proprietárias de vastas plantações em vender suas terras, de acordo com reportagem na edição desta segunda-feira do The Wall Street Journal.
"Um punhado de potenciais investidores" foram ao Brasil, "inclusive gigantes de commodities, de fundos de hedge e empresas do ramo de energia", diz o jornal americano. "Até os fundadores da Google Inc. vieram dar uma olhada."
Mas "estão se chocando com uma realidade concreta: famílias como a do Sr. Junqueira Franco, que controlam os recursos canavieiros há décadas, até séculos. Muitas não querem vender, outras estão pedindo preços estratosféricos por operações cheias de problemas."
"O Sr. Junqueira Franco, um fundador da Companhia Açucareira Vale do Rosário (...) recebeu ofertas de vários interessados. Inclusive uma oferta de US$ 775 milhões por sua empresa da gigante das commodities Bunge Ltda, sediada em Nova York. Mas o Sr. Junqueira Franco, cuja família chegou ao Brasil por volta de 1700 (..) disse que nunca vai vender (as terras que possui em São Paulo)."
Essas dificuldades estão impedindo que algumas grandes empresas estrangeiras "entrem no promissor mercado de etanol do Brasil através de aquisições, forçando-as a desenvolver seus próprios projetos do princípio".
"Com vastas terras, baixos custos de produção e experiência na produção de etanol, o Brasil é visto por muitos como o país com maior capacidade para satisfazer a demanda mundial", diz a reportagem, a partir de Ribeirão Preto, no interior do Estado de São Paulo.
O jornal lembra que "os Estados Unidos e outros países esperam substituir até 15% de sua gasolina doméstica por etanol em uma década".
"Mas a resistência a estrangeiros pode afetar a rapidez com que grandes quantidades de etanol brasileiro barato comecem a chegar à frota automotiva mundial", diz a reportagem.
Entre os problemas apontados na reportagem para a entrada de estrangeiros no mercado brasileiro de biocombustíveis está a forma como os engenhos são administrados.
"A indústria açucareira e de etanol é gerenciada informalmente e é altamente fragmentada", o que "não é ideal para o investidor estrangeiro".
"Com freqüência os engenhos não têm contabilidade confiável e enfrentam disputas fiscais e dívidas", disse a reportagem, atribuindo tal comentário a investidores estrangeiros.
Disputas trabalhistas também seriam um obstáculo, diz o The Wall Street Journal. "A maior parte da cana-de-açúcar ainda é cortada manualmente - um trabalho exaustivo que enriqueceu donos de engenhos por séculos, mas pode expor companhias internacionais a processos judiciais." "Os donos de engenho do Brasil enfrentam alguma pressão política para não vender (suas propriedades)", diz a reportagem.
"Aloizio Mercadante, um poderoso senador de São Paulo, chamou recentemente a ação dos donos de engenho que venderam (as propriedades) de ''incrível e incompreensível''." "Analistas dizem que o Brasil precisa de bilhões de dólares em investimentos para expandir a produção e construir dutos, portos e outras partes da infraestrutura de que precisa para se tornar o fornecedor de etanol do mundo", afirma o artigo.
"Grandes companhias, que possuem um melhor acesso a crédito e capital, também podem ajudar a consolidar, modernizar e expandir a indústria de etanol do Brasil", diz a reportagem do The Wall Street Journal. (Invertia)

Petrobras concentra investimento internacional em EeP

O diretor da Área Internacional da Petrobras, Nestor Cerveró, detalhou as estratégias da estatal para o exterior entre 2008 e 2012 e confirmou que a área de Exploração e Produção, com aporte de US$ 10,5 bilhões no período, será a principal área de atuação da companhia. O montante, que corresponde a 70% do total a ser investido pela Petrobras nos cinco anos, será direcionado principalmente a projetos na América Latina, no Oeste da África e no Golfo do México.Com este aporte, a estatal pretende atingir sua meta de produzir no exterior 436 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2012 e de 698 mil boed em 2015, em volume que considera a produção de óleo, GNL e gás natural.A área de RTCP (Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica), com aporte previsto de US$ 3,7 bilhões (25% do total), também é considerada de fundamental importância para as estratégias da Petrobras no exterior.Quando considerada por região, a divisão de recursos prioriza o mercado norte-americano, que receberá quase a metade dos investimentos previstos para o período: US$ 4,9 bilhões. (Invertia)

Petrobras pode aumentar refino nos EUA

A Petrobras avalia a possibilidade de ter uma segunda refinaria nos Estados Unidos, que seria necessária para dar conta do esperado aumento da produção de petróleo na região, informou nesta segunda-feira o diretor da Área Internacional da estatal, Nestor Cerveró.
O diretor afirmou a jornalistas que além da ampliação da refinaria de Pasadena, no Texas, uma joint-venture da Petrobras com a Astra, a estatal discute outras alternativas para elevar sua capacidade de refino.
"Não é só a questão de ampliação, estamos examinando outro negócio de refino lá", afirmou Cerveró.
A Petrobras pretende processar de 200 mil a 250 mil barris de petróleo por dia nos EUA até 2012, dependendo das negociações para elevar a capacidade de refino no país, disse o executivo.
A refinaria de Pasadena processa cerca de 100 mil barris por dia e há planos para elevar sua capacidade.
Os Estados Unidos serão o principal destino dos investimentos no exterior da Petrobras.
Dos 15 bilhões de dólares de investimentos externos previstos no plano de negócios 2008-2012, 4,9 bilhões, ou 32 por cento, serão aplicados nos EUA.
A Petrobras é operadora em dois campos no Golfo norte-americano, Chinook e Cascade, onde começará a produzir em 2010.
Além dos EUA, Cerveró também comentou a situação no Japão. A Petrobras negocia desde o ano passado a compra de uma refinaria em Okinawa, mas até agora não houve um acordo.
"Estamos negociando há algum tempo com eles e até com outros. Essa questão do tempo causa um certo desgaste. Estamos examinando a possibilidade e vamos manter sigilo". Ele ainda descartou a possibilidade de ter uma refinaria em Roterdã, na Holanda. "Chegamos a examinar mas o processo não avançou". (Agência Estado)

Petróleo de Xerelete é comercial

A Petrobras declarou nesta segunda-feira a viabilidade comercial do campo de Xerelete, no Sul da Bacia de Campos, que poderá conter um volume estimado de 1,4 bilhão de barris de óleo equivalente - o correspondente a 10% das reservas privadas nacionais, de 14 bilhões de boe.
A área está localizada entre o antigo bloco BC-2, pertencente à rodada zero, quando a estatal ganhou a concessão de algumas áreas, e o BM-C-14 (da 3ª Rodada de licitações da ANP).
Segundo o consultor da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) Arlindo Charbel, deste montante, cerca de 30% (ou 420 milhões de boe) podem se transformar efetivamente em reservas.
De acordo com a empresa, a descoberta pode abranger uma área total de 26 quilômetros quadrados de óleo pesado, com cerca de 17º API (quanto mais próximo de 50º API, melhor a qualidade do óleo). A empresa tem 50% do bloco, em sociedade com a Total e a Devon. O campo fica a uma distância de 155 quilômetros da costa de Cabo Frio.
Ainda segundo informações da estatal, o poço descobridor de Xerelete foi perfurado em uma lâmina d´água de 2.483 metros, atingindo profundidade de a 3.478 metros. O recorde registrado pela empresa é de produção em lâmina d'água de 1.874 metros.
- Geralmente, a Petrobras só desenvolvia campos com mais de 300 milhões de boe. Esta descoberta está muito acima disso, sendo maior do que a do campo de Bijupirá-Salema, por exemplo, operado pela Shell, que produz 35 mil barris por dia - diz Charbel.
A descoberta também poderá aumentar o interesse dos investidores por determinados blocos a serem oferecidos na 9ª Rodada de Licitações da ANP, a ser realizada em outubro. Entre eles, estão encostados no BM-C-14 os blocos 651, 594 e 595.
- Com certeza aumenta bastante o interesse e, provavelmente, a Petrobras vai tentar, a todo custo, ficar com estes blocos. Eles serão bastante disputados porque a possibilidade de que tenham petróleo é grande, já que estão muito próximos de Xerelete - avalia o consultor Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura.
A Petrobras informou que está fazendo estudos adicionais para definir melhor o projeto de desenvolvimento da produção deste novo campo. (O Globo)

Petrobras e PDVSA discordam sobre gás na Venezuela

A Petrobras e a PDVSA, estatal petrolífera da Venezuela, não chegaram ainda a um acordo em relação ao desenvolvimento da produção de gás natural no campo de Mariscal Sucre, na área marítima naquele país. O diretor da Área Internacional da Petrobras, Nestor Cerveró, explicou, nesta segunda-feira, que não se chegou ainda a um acordo em relação a várias questões, como investimentos, nível de produção e venda do gás.
Segundo Cerveró, a Petrobras entende que o ideal seria produzir Gás Natural Liquefeito (GNL) para exportação, enquanto que a PDVSA pretende fornecer o produto para o mercado interno. Apesar de não se referir ao fato, é certo, segundo fontes, que como a Venezuela subsidia os combustíveis no mercado interno, certamente o negócio não está se apresentando rentável para a Petrobras, caso o gás fosse destinado apenas para o país.
O projeto Mariscal Sucre prevê investimentos entre US$ 2,5 bilhões a US$ 3 bilhões e uma produção da ordem de 18 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural. Segundo Cerveró, o projeto inicial previa o início de produção a partir de 2010, que ele acha não será possível. - Até o momento, não chegamos a um entendimento. Temos visões diferentes em relação ao uso do gás, por exemplo - disse Cerveró.
A PDVSA ainda está avaliando os termos de acionistas nas duas empresas que serão criadas em associação coma Petrobras, uma para a construção da refinaria Abreu Lima em Pernambuco e outra para o desenvolvimento da produção de óleo pesado do campo de Carabobo, na Venezuela. Está previsto que, no Brasil, a PDVSA participará da refinaria com 40% e a Petrobras com 60%. Por sua vez, na Venezuela, a Petrobras ficariam com 40% do campo de Carabobo. Deiante da demora na decisão da PDVSA a Petrobras resolveu inciiar sozinha a construção da refinaria de Pernambuco. (O Globo)

Brasil alcança 76% de nacionalização na construção de plataforma marítima

A plataforma P-52, da Petrobras, deixou o estaleiro onde foi construída e seguiu rumo à Bacia de Campos, onde passará por testes antes de ser ancorada e conectada aos poços no campo de Roncador. Primeira plataforma de petróleo a ser construída com conteúdo nacional mínimo, a P-52 custou à Petrobras cerca de 20% a mais do que o estimado no início da obra. As obras consumiram US$ 1,1 bilhão, contra os US$ 906 milhões constantes do contrato assinado em dezembro de 2003. Segundo a Petrobras, o aumento dos custos não está ligado à decisão de construir a unidade no país, mas a ajustes no projeto, variações cambiais e a alta nos preços do aço. Construída pelo estaleiro Brasfels, em Angra, a P-52 ficou com um índice de nacionalização de 76%. A P-52 poderá produzir até 180 mil barris de petróleo e comprimir 9,3 milhões de m³ de gás natural. A previsão é que a plataforma entre em operação em outubro e atinja o pico de produção no segundo semestre de 2008. A construção da plataforma P-52 gerou aproximadamente 2.500 empregos diretos e 10.000 empregos indiretos. Ela ficará ancorada a 125 km do litoral do Rio de Janeiro. A plataforma é do tamanho de 1,2 campo de futebol e tem 125 metros de altura (equivalente a um prédio de cerca de 40 andares). Além dela, a Petrobras pretende iniciar as operações de outras quatro plataformas de petróleo este ano: P-34, no campo de Jubarte; FPSO Cidade de Vitória, em Golfinho; Piranema e uma unidade de teste de produção de óleo extrapesado no campo de Siri, na Bacia de Campos. (Agência Estado)

Governo de Timor-Leste planeja reestruturação do setor petróleo

O Programa do IV Governo Constitucional do Timor-Leste apresentado ao Parlamento Nacional na semana passada contempla, entre outras ações, uma completa reestruturação do setor petóleo do país, a captação de investimentos para a implantação de uma planta de GNL e a criação de uma companhia nacional petrolífera.

Nova campanha exploratória na Amazônia brasileira

Objetivo é encontrar gás para suprir Manaus após 2012. A Petrobras prepara uma campanha de perfuração de 23 poços petrolíferos na Amazônia. O programa faz parte da retomada dos investimentos na região e tem o objetivo de garantir o suprimento de gás natural a Manaus a partir de 2012.Até lá, a capital do Amazonas será abastecida pelo Campo de Urucu, já em operação, que começa a entregar gás ao mercado no ano que vem. Até 2012, a estatal deve perfurar mais 492 poços exploratórios em todo o País.O retorno às reservas da Amazônia será iniciado com o desenvolvimento do pólo de gás de Juruá, na cidade de Carauari, a cerca de 200 quilômetros do Campo de Urucu, conforme informações recentemente publicadas pelo GasNet. Maior reserva terrestre de gás do País, com cerca de 100 bilhões de metros cúbicos, Juruá foi descoberto em 1978, mas deixado de lado após a descoberta de Urucu, mais perto de Manaus e com reservas também de petróleo.O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella, explicou que Urucu só garante o contrato de fornecimento a Manaus até 2012. A estatal, no entanto, se comprometeu a entregar 5,5 milhões de metros cúbicos por dia à capital amazonense até 2028."O gás de Juruá vai complementar o contrato, depois que Urucu se exaurir", disse o executivo. Além de Juruá, o novo pólo conta com os campos de São Mateus e Jaraqui.A Petrobras trabalha ainda com a possibilidade de vender gás a Porto Velho (RO). O projeto está em análise pelo governo. Recentemente, a empresa adquiriu outras concessões exploratórias na Bacia do Solimões, onde é grande o potencial para reservas de gás.Estrella informou que a companhia tem um orçamento de US$ 9,3 bilhões para explorar petróleo no Brasil até 2012. A Bacia do Potiguar receberá o maior número de perfuração de poços (88), seguida pelo Espírito Santo (85) e Santos (80). (O Estado de São Paulo)

Moçambique discute biocombustíveis no Brasil

Um acordo de cooperação na área dos biocombustíveis será o principal documento a ser assinado entre os governos brasileiro e moçambicano durante a visita do presidente Armando Guebuza ao Brasil, que hoje se inicia, segundo uma fonte do Itamaraty. O acordo abarca a cooperação geral na área de combustíveis renováveis, uma das prioridades actuais da política externa brasileira, e prevê a capacitação de técnicos. O presidente brasileiro, Lula da Silva, tem incentivado os países africanos a produzir biocombustíveis, sob o argumento de que poderão provocar um grande impacto social no continente, para além de diminuir as emissões de gases dos combustíveis fósseis, causadores do efeito estufa. Segundo o presidente, o uso crescente de biocombustíveis significará geração de empregos, distribuição de renda, inclusão social e redução da pobreza nos países mais pobres do mundo. Guebuza participa hoje à noite num jantar oferecido pelo governador paulista José Serra no Museu Afro-Brasil e na quarta-feira visita uma unidade produtora de biocombustíveis no interior de São Paulo. O presidente moçambicano terá também encontros com empresários brasileiros na sede da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo. O acordo sobre biocombustíveis será assinado em Brasília, na quinta-feira, após a reunião dos presidentes dos dois países no Palácio do Planalto. De acordo com fontes diplomáticas, o documento final do encontro deverá aludir também à cooperação entre os dois países na área da Sida e reforçar o apoio do Brasil para a construção de uma fábrica de anti-retrovirais em Moçambique. Um detalhado estudo de viabilidade da fábrica, avaliado em 430 mil dólares, foi entregue em Maio último ao governo moçambicano. O estudo concluiu que é possível instalar a fábrica de anti-retrovirais no país, desde que sejam cumpridas algumas premissas, como formação técnica e de gestão. "O governo moçambicano deve agora dimensionar as suas ambições e decidir se vai construir uma fábrica mais complexa ou mais modesta, ou ainda se vai continuar a importar os medicamentos", disse fonte do Itamaraty. As relações entre os dois países de língua portuguesa foram incrementadas com a entrada da Companhia Vale do Rio Doce (CVRD) em Moçambique, em 2004, o que coincidiu com a prioridade dada a África pela política externa do governo de Lula da Silva. A CVRD, maior produtora de minério de ferro do mundo, venceu um concurso público em 2004, para a exploração de carvão no complexo de Moatize, região do Vale do Zambeze, num investimento de 870 milhões de dólares. O projecto está a ser implantado e a produção começa já em 2010. A visita de Guebuza é a segunda de um Presidente moçambicano desde o início do governo Lula. O seu antecessor, Joaquim Chissano, visitou o Brasil em 2004, em retribuição da viagem de Lula da Silva a Maputo em 2003. Para além do encontro com o Presidente Lula da Silva, Guebuza reunir-se-á em Brasília com os presidentes do Senado Federal, Câmara dos Deputados, Supremo Tribunal Federal e Superior Tribunal de Justiça. No dia 7 de Setembro, o PR de Moçambique é o convidado de honra na cerimónia de celebração da data da independência do Brasil. (Notícias Lusófonas)

Moçambique confiante na existência de petróleo

O governo moçambicano está confiante na existência de reservas de petróleo no país passíveis de ser exploradas comercialmente, mas remete para um futuro próximo um anúncio definitivo sobre o assunto. Sem nunca adiantar a percepção do governo sobre a existência de crude, o ministro da Energia moçambicano, Salvador Namburete, prefere remeter para as empresas que estão na prospecção. "Eu creio que as pessoas mais abalizadas para dizer se há ou não ou não petróleo no nosso país são as próprias empresas que estão na prospecção. Para nós, o sinal mais evidente é o crescente interesse demonstrado por estas empresas em fazer prospecção de petróleo em Moçambique", afirmou o ministro, citado pelo jornal moçambicano Notícias. Para o governante, trata-se de "um sinal" de que as empresas "pensam ou sabem que existe qualquer coisa". "Se as empresas continuam a trabalhar é porque acreditam que sim", observou. Salvador Namburete recordou mesmo, a propósito, uma pergunta feita ao director de uma empresa autorizada a prospectar solo moçambicano em busca de crude. "É difícil dar resposta a essa pergunta, mas se pensasse um pouco não me faria essa pergunta. Eu estou a gastar milhões de dólares à procura de petróleo em Moçambique. Se escolhi procurar petróleo neste país e naquela zona é porque acredito que ali há alguma coisa, se não iria abrir buracos num outro lugar", terá dito o empresário, citado pelo ministro moçambicano. Recentemente, em Agosto, o governo moçambicano anunciou "resultados encorajadores e de confiança" nas pesquisas de petróleo, reforçando a possibilidade de virem a ser assinados mais acordos de prospecção até final deste ano. Recentemente, a Anadarko, uma das principais companhias norte-americanas de petróleo, a ENI, de Itália, a Norsk Hydro e a DNO, ambas da Noruega, a Petronas, da Malásia, e a Artumas, do Canadá, venceram concursos lançados pelo executivo moçambicano para a prospecção petrolífera na bacia do Rovuma, no norte do país. A Galp Energia, através ENI (accionista de referência da empresa, com 33,34 por cento do capital), poderá também entrar na exploração de blocos ganhos pela empresa italiana em Moçambique. Em meados de Abril, o governo moçambicano assinou o contrato de concessão para a pesquisa e produção de petróleo na área "on shore" do Bloco do Rovuma, entregue às empresas Artumas Moçambique Petróleo e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (estatal). Na corrida está também a petrolífera brasileira Petrobras, que em Outubro do ano passado firmou com a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos um acordo para a exploração de petróleo e gás natural em Moçambique, com a intenção de iniciar a exploração nos primeiros meses deste ano. A empresa brasileira já actua num bloco de exploração em Moçambique, em parceria com a Petronas (Malásia), na produção de hidrocarbonetos na foz do rio Zambeze. A companhia petrolífera malaia deverá, entretanto, começar no primeiro semestre deste ano a segunda fase de pesquisas de petróleo no Delta do Zambeze, estando prevista a realização de um furo "off shore" com um custo de 20 a 25 milhões de dólares (14,6 a 18,3 milhões de euros). Embora nunca formalmente, os pesquisadores no terreno têm indicado a presença de quantidades significativas de gás natural na bacia do Rovuma. O resultado das prospecções petrolíferas nunca foi oficialmente divulgado, falando-se apenas em fortes indícios da presença de crude na bacia do Rovuma (rio que separa Moçambique da Tanzânia, no norte do país) e no delta do Zambeze (centro). Pesquisas efectuadas em 1986 pela petrolífera ESSO e, em 1998, pela empresa Lohnropet, subsidiária da empresa britânica Lohnro, indicaram não existir petróleo na região, mas sim depósitos de gás. Para o presidente do Instituto Nacional de Petróleo (PCA) de Moçambique, Arsénio Mabote, "do ponto de vista geológico, há potencial para ocorrência de petróleo" no país. (Notícias Lusófonas)

Angola apoia refinaria de petróleo em Cabo Verde

O ministro dos Petróleos angolano, Desidério Costa, manifestou em Luanda a disponibilidade de Angola apoiar a construção de uma refinaria de petróleo e gás em Cabo Verde. "Angola vai apoiar em termos de "know how" a construção de uma refinaria de petróleo e gás em Cabo Verde", disse Desidério Costa. A intenção foi anunciada aos jornalistas pelo governante angolano depois do encontro que manteve com o ministro da Economia de Cabo Verde, José Brito, no âmbito da visita que realiza a Angola. Durante o encontro, o governante cabo-verdiano referiu ter tratado com o titular dos petróleos angolano questões como "o reforço da cooperação económica, essencialmente sobre o ramo petrolífero". "Existe uma vontade política de cooperação com Angola e pensamos que se deve entrar já para as acções práticas", afirmou José de Brito. Segundo o governante, embora Cabo Verde não possua uma exploração petrolífera, a refinaria fará com que se reduza os custos de energia, abrindo mais competitividade à economia. No domínio dos petróleos, a cooperação entre Cabo Verde e Angola realiza-se através da Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola (SONANGOL) que detém juntamente com a portuguesa PETRGOL, ambas com 32,5 por cento das acções, a Empresa Distribuidora de Combustíveis de Cabo Verde (ENACOL). O presidente do Conselho de Administração da SONANGOL, Manuel Vicente, ao realizar uma visita ao arquipélago, em 2006, anunciou a existência de planos de expansão do Banco Africano de Investimento (BAI) em Cabo Verde, através do Novo Banco do arquipélago, que integrará também investidores locais. Na ocasião, Manuel Vicente manifestou a disponibilidade da SONANGOL em participar na exploração de petróleo e gás naquele país, especialmente nos estudos preliminares, pesquisa e produção. (Notícias Lusófonas)

Guiné-Bissau ainda mantém a esperança

Premier Oil prossegue exploração de petróleo apesar de novo desaire. O consórcio liderado pela petrolífera britânica Premier Oil vai prosseguir os trabalhos de exploração de petróleo na Guiné-Bissau, apesar de os dois primeiros furos se terem revelado "secos". A garantia foi hoje dada à Lusa em Lisboa pelo responsável da Premier Oil para a Guiné-Bissau, Stephen Want, que precisou que os trabalhos no segundo poço, “Eirozes 1”, iniciados em Abril, foram infrutíferos, não tendo sido descoberto petróleo com valor comercial. Want encontra-se em Lisboa com outros responsáveis do consórcio - que integra ainda a Sterling e a Occidental - e da petrolífera estatal guineense, Petroguin, para avaliar os mais recentes dados recolhidos no terreno. "Não como inicialmente, mas ainda acreditamos nas possibilidades [de existência de petróleo] na Guiné-Bissau", referiu o mesmo responsável, à margem da reunião, que no início dos trabalhos contou com a participação do ministro dos Petróleos da Guiné-Bissau, Soares Sambú. Em Abril, a Premier Oil abandonou e selou o primeiro furo efectuado na Guiné-Bissau, “Espinafre 1”, e deslocou a plataforma para o novo local. Depois de ter completado a aquisição de informação sísmica sobre o “offshore” guineense, a petrolífera retomou no final de 2006 os trabalhos de exploração no país, onde é concessionária dos campos Esperança e Sinapa, na sub-bacia Casamança-Bissau. Estes têm uma área total superior a 5.800 quilómetros quadrados, com profundidades entre 10 metros e 2.000 metros. A Premier, que tem as suas principais operações na Indonésia e Vietname, é ainda concessionária dos blocos 7B e 7C. A falta de resultados positivos contraria o optimismo dos responsáveis da Petroguin e do governo guineense, nomeadamente o ministro do Petróleo, que afirmou que "estão a ser negociadas" várias propostas de adjudicação directa submetidas por petrolíferas estrangeiras à Petroguin. "Temos vindo a ser abordados por diversas empresas estrangeiras [interessadas na exploração], num assédio quase diário", disse o ministro guineense. Soares Sambú sublinhou que os dados disponíveis dos diferentes trabalhos de exploração "indicam a existência de petróleo”, mas que “o problema é passar à fase de produção", dado que "até agora" ainda não foram encontradas reservas em quantidade e com a qualidade necessária. "Há indicações fortes de que o país pode dar petróleo. Onde, quando e como é que não se sabe", disse o ministro guineense. (Notícias Lusófonas)

Preços de combustíveis sobem em São Tomé e Príncipe

O governo de São Tomé e Príncipe, país com grande potencial petrolífero, aumentou terça-feira os preços de combustíveis, com a gasolina a subir 25 por cento, o gasóleo 14 pc e o petróleo 23 pc. Segundo a ministra do Plano e Finanças são-tomense, Maria Tébus, igualmente vice-primeira-ministra, o aumento dos preços surgiu na sequência de uma proposta da Empresa Nacional de Combustíveis e Óleos (ENCO), tendo em conta a subida do crude nos mercados internacionais. Na nova tabela de preços, que entrou em vigor nas primeiras horas de terça-feira, um litro de gasolina que custava 16.000 dobras (0,88 euros) passou para 20.000 dobras (1,1 euros). Citando vários analistas em São Tomé, a agência noticiosa Macauhub adianta hoje que o aumento vai provocar uma inevitável subida nos preços de outros produtos e serviços do país, onde perto de 54 por cento da população vive abaixo de limiar da pobreza, com menos de um dólar por dia. Apesar de várias expectativas relativas à exploração de petróleo nas águas marítimas exclusivas do arquipélago, com um leilão de blocos previsto para o início de 2008, a petrolífera angolana Sonangol continua a ser a única fornecedora de combustíveis ao arquipélago, através da ENCO, que detém o monopólio da sua comercialização. Por outro lado, apesar de o Estado são-tomense dispor de 51 por cento do capital, a ENCO decidiu há pouco mais de uma semana suspender o fornecimento de combustíveis a crédito à empresa estatal de água e electricidade EMAE, que acumulou uma dívida de pouco mais de cinco milhões de dólares (3,7 milhões de euros). Além do capital maioritário do Estado, a ENCO conta com 40 por cento das acções da Sonangol, estando os restantes nove por cento nas mãos de investidores privados são-tomenses. (Notícias Lusófonas)

Petrobras analisa expansão de fontes alternativas de energia

O diretor de Gás e Energia da Petrobras e professor titular do Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Sauer, analisou, nesta terça-feira (04), durante a Escola de Governo, a evolução das matrizes energéticas mundiais e os desafios para a consolidação do mercado de gás natural no Brasil - que atualmente representa 10% da matriz energética nacional.“A face do planeta está mudando. Passamos da era do carvão e da era monopolista do petróleo, com a formação dos grandes cartéis, para a era do gás natural. Há um progresso a seguir, mas o gás já participa da matriz e está se integrando de maneira harmônica ao processo de utilização de recursos energéticos”, declarou. Ele coordena, desde 2003, a mudança de foco da empresa e ampliação do mercado de gás natural.O setor de Gás e Energia da Petrobrás investirá, até 2011, US$ 17,6 bilhões - sendo US$ 11 bilhões no segmento de exploração e produção, voltado à ampliação da cadeia de gás, e o restante na ampliação da malha de gasodutos do país, visando aumentar em 14% por ano o consumo do gás natural. DESCENTRALIZAÇÃO – De acordo com Sauer, a expansão do consumo do gás natural no Brasil só está sendo possível com a participação da Petrobras, que se preocupou em investir na descentralização da produção de biodiesel, gerando oportunidades para a agricultura familiar. “A Companhia tem investido em unidades de produção de biodiesel a partir de óleos vegetais, em que atuamos cooperativamente em regiões mais deprimidas. Por exemplo, em propriedades onde se produzia apenas carne, leite e grãos, agora, inseriu-se a cana-de-açúcar, gerando um subproduto”, explicou Sauer. Segundo ele, a produção da matéria-prima para a fabricação de biocombustível cresce muito no Brasil. Apenas em 2006, usinas de álcool brasileiras produziram 17,8 bilhões de litros. O país conta com 288 unidades na região Centro-Sul, sendo 221 delas produtoras de açúcar e responsáveis por 91% da produção nacional de etanol, e outras 79 unidades na região Norte e Nordeste.Sauer explicou que muitos investidores estrangeiros estão construindo unidades de produção de biodiesel a partir de óleos vegetais no Brasil. “Aqui, o custo para produzir 20 litros de biocobustível é de US$ 0,20 (vinte centavos de dólar). Nos Estados Unidos, para produzir a mesma quantidade o custo é de US$ 0,40 e na Europa, US$ 0,60”, demonstrou. Já em relação à área de plantio para a produção de 3 mil hectares de cana, por exemplo, nos EUA é necessário ocupar 96% da área agrícola ou 44% do território/ano. “A mesma produção, aqui no Brasil, corresponde a 13% da área agrícola ou 4% do território”, comparou. VÍNCULOS - Com o tema central “Energia e Estado”, Sauer propôs novo debate sobre “Biocombustíveis – a teoria das vantagens comparativas 200 anos depois”; “As velhas energias e os fantasmas da reforma liberal” e “Aquecimento global - ciência e interesses de Estado”. Segundo ele, a divisão dos temas foi feita a partir de discussão proposta pela Revista Carta Capital, sendo que os dois primeiros suplementos já foram publicados na coleção Retratos do Brasil e encartados na publicação.Para Sauer, existem vínculos históricos nas transformações das matrizes energéticas naturais, surgidos há 2 mil anos. Esses vínculos foram reforçados com a primeira revolução industrial, que tinha como matriz energética a madeira, e posteriormente, com a segunda revolução com o carvão até chegar ao capitalismo, com cartéis que monopolizam o petróleo. AQUECIMENTO GLOBAL – Sauer lembrou que as reservas mundiais de gás natural como carvão, petróleo e urânio não são renováveis. “Esta visão é importante, porque utilizamos um trilhão de barris de petróleo retirados do centro da terra e ainda temos dois trilhões. Mas, atualmente, retiramos 90 milhões de barris ao dia - ou seja, em 25 anos, nossas reservas terão sido consumidas totalmente”, contou Sauer. Ele contrapôs com os índices de geração de energia sobre a Terra, onde o sol é responsável por 99,98% da energia que chega ao planeta, enquanto a fotossíntese (energia gerada pelas plantas) contribui com apenas 0,23%.“Ao fazermos uma simulação no globo terrestre vemos que a maior parte da energia gerada por plantas (fotossíntese), concentra-se na América Latina, África e parte da Ásia, ou seja, regiões com maior potencial para geração de biodiesel”, destacou o diretor. Em relação ao aquecimento global Sauer criticou pessoas que, segundo ele, polemizam o aquecimento global sem uma análise efetiva dos gases que contribuem para o aquecimento da atmosfera e muitas vezes para encobrir interesses financeiros. (Agência Estadual de Notícias)

Nova refinaria em Pernambuco até 2010

O presidente da Petrobras, Sérgio Gabrielli, garantiu que a Refinaria de Petróleo Abreu e Lima estará concluída no fim de 2010, independentemente da participação da estatal petrolífera venezuelana PDVSA. 'Pretendemos manter a parceria, mas, enquanto avançamos nas negociações, não podemos parar', disse, na cerimônia de início das obras de terraplenagem, ao lado do presidente Luis Inácio Lula da Silva, em Ipojuca, no litoral sul de Pernambuco. 'Em 2010 não vamos produzir plenamente, mas esperamos começar a produção ', disse Gabrielli.Segundo a Petrobrás, a PDVSA não deu retorno à proposta jurídica de como funcionaria a parceria, encaminhada pela empresa brasileira. A pedra fundamental da refinaria foi lançada em 16 de dezembro de 2005, pelos presidentes Hugo Chávez e Lula. Há um mês, em Buenos Aires, Chávez disse sentir vergonha porque as obras ainda não haviam começado. O governo brasileiro diz que tudo está dentro do cronograma.A refinaria terá investimento US$ 4 bilhões e capacidade para processar 200 mil barris de petróleo por dia. Será a primeira do Brasil a processar 100% de petróleo pesado. A produção de diesel será o principal foco e atenderá principalmente à demanda do Nordeste. A área da refinaria é de 630 hectares, no Complexo Industrial e Portuário de Suape. As obras de terraplenagem devem se estender por 18 meses.Para Gabrielli, a refinaria, que considera 'um desafio gigantesco', terá papel fundamental na estruturação da economia e no desenvolvimento do Nordeste. (Jornal do Comércio)

Gasoduto deflagra corrida pelo gás da Amazônia

O diretor de Exploração e Produção, Guilherme Estrella, detalhou os US$ 65,1 bilhões de investimentos que cabem a sua diretoria. Deste total, US$ 51,3 bilhões serão usados para desenvolver a produção e US$ 13,8 bilhões vão para exploração de novos blocos. Do total de investimento anual em exploração de novas reservas, quase a metade será feito no exterior. "A Petrobras, como todas as outras, é uma empresa condenada à globalização", disse, ele. O executivo negou que pediu para sair do cargo, mas demonstrou compreensão em deixá-lo caso o governo de fato promova uma dança de cadeiras na diretoria da estatal.Os projetos novos em relação ao plano de investimento do ano passado consumirão mais US$ 9,9 bilhões nos próximos cinco anos. Entre eles, a retomada das atividades da petroleira, com força total, na Amazônia. Diante do recente contrato de abastecer Manaus nos próximos 20 anos, a Petrobras precisará de novas reservas, como revelou Estrella. As jazidas de Urucu, com aproximadamente 1 bilhão de metros cúbicos, não dão conta do abastecimento, o que levou a empresa a prever a perfuração de mais 23 poços no entorno da unidade de produção cravada no meio da selva.Com a conclusão dos gasodutos Urucu-Coari e Coari-Manaus, em 2008, a Petrobras vai entregar gás natural à cidade, atualmente abastecida por GLP. O gás que até agora foi descoberto em Urucu é suficiente, segundo Estrella, para manter o abastecimento até 2012. A necessidade de novas reservas levou a empresa a planejar investimentos, então, em Juruá, São Matheus e Araracanga, províncias petrolíferas da floresta Amazônica."A partir do momento em que temos o gasoduto, precisamos escarafunchar os outros blocos", resumiu o executivo.Estrella disse ainda que a Petrobras vai brigar com a ANP por um bloco da bacia de campos, perto do campo de Marlim Leste. A estatal foi obrigada a devolver em 2004 a área mesmo tendo realizado uma descoberta, em 2003. E, a agora, o bloco tem o preço mínimo tem elevado da Nona Rodada. "No mercado internacional, é comum as empresas ficarem com a área se estiverem no meio do processo de perfuração quando o prazo exploratório termina e se fizerem a descoberta a partir daí. É assim em todo o mundo, mas fomos surpreendidos quando a ANP colocou esse bloco na licitação. É o bloco mais caro", declarou. A Petrobras poderá ir à Justiça se não entrar num acordo com a agência.

Brasil pode importar mais gás boliviano

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, disse, em evento no Rio, que não está descartada a possibilidade de o Brasil vir a aumentar sua importação de gás natural da Bolívia, no longo prazo. Segundo ele, é praticamente certa a renovação do contrato com aquele país, que vence em 2019.Conforme Tolmasquim, o Brasil deverá importar em torno de 72 milhões de metros cúbicos de gás natural em 2030, sendo que 30 milhões serão provenientes da prorrogação do contrato com a Bolívia, além de outros 30 milhões de GNL. Os 12 milhões restantes ainda estão sem origem definida. "A questão política da Bolívia hoje é um problema conjuntural. Temos que pensar na questão no longo prazo. Eles têm gás. Nós precisamos de gás", disse Tolmasquim.O presidente da EPE, no entanto, ressaltou que apesar do esperado aumento do volume de gás importado, a dependência externa vai diminuir relativamente por conta da expansão da produção nacional. A previsão da EPE é de que, em 2030, a participação do gás importado será de 27%, ante os 52% atuais. Ainda segundo Tolmasquim, nessa mesma época a participação do gás na matriz energética deverá ser de 16%, ante os atuais 9%. (Agência Brasil)

O setor de gás natural preocupa no Brasil

Na última quinta-feira, em encontro com representantes da Federação Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp), o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, não escondeu a sua preocupação com o setor de gás, sobretudo no que diz respeito a atual falta de infra-estrutura para atender o crescimento do consumo. Em vários momentos, o executivo demostrou estar incomodado com o expressivo avanço da demanda brasileira pelo combustível, para ele considerado exagerado. "O consumo brasileiro de gás apresenta um crescimento "demasiadamente acelerado", afirmou. "Diferentemente do petróleo, sem infra-estrutura não há possibilidade de expansão do gás", completou. Segundo Gabrielli, somente em infra-estrutura (gasodutos, terminais, entre outros) e equipamentos para o gás natural, a Petrobras terá de investir, entre 2008 e 2012, US$ 6,7 bilhões. Ao incluir toda a cadeia de gás - exploração, produção, distribuição, entre outras áreas -, as aplicações da Petrobras para os próximos quatro anos sobem para US$ 19,2 bilhões (incluindo os US$ 1 bilhão que serão investidos por parceiros da estatal). Esse montante, diz o executivo, garantirá o atendimento da demanda no período, que apresentará um "crescimento extraordinariamente alto de 19,4% ano, passando dos atuais 46 milhões de m³ por dia para 134 milhões de m³/dia em 2012". Segundo Gabrielli, as termelétricas irão absorver o maior volume do gás projetado para o futuro: 48 milhões de m³ diários. Para indústria, serão destinados 42 milhões de m³/dia. Dos 134 milhões de m³/dia previstos para 2012, 72,9 milhões de m³/dia serão oriundos de reservas nacionais, 30 milhões m³/dia da Bolívia e 31,1 milhões m³/dia de plantas de gás natural liquefeito (GNL). No caso da entrega futura de gás para as térmicas, o presidente da Petrobras não escondeu a preocupação com ele chamou de "risco regulatório". "Vamos construir uma grande infra-estrutura para o gás, com gasodutos enormes, nos moldes do Gasene (que interliga o Sudeste ao Nordeste), para (eventualmente) não ser utilizada", diz Gabrielli, referindo-se ao sistema de funcionamento das térmicas, que, teoricamente, só devem entrar em operação em situações emergenciais, para ocupar o lugar da energia gerada por hidrelétricas, que tem custos de operação bem mais baixos. "A demanda (para as térmicas), dependendo da chuva, pode não existir, porém estamos fazendo os investimentos", afirma principal executivo da Petrobras. (Gazeta Mercantil)

Descoberta de óleo leve na Bacia de Santos

A Petrobras informou nesta quarta-feira a descoberta de petróleo leve em poço exploratório no bloco BM-S-9, na Bacia de Santos. Segundo a empresa, teste de formação realizado no poço, situado a 2.140 metros de profundidade, indicou produção de 2.900 barris de óleo e 57 mil metros cúbicos de gás por dia. A Petrobras, que opera em consórcio no bloco com a British Gas (30 por cento de participação) e com a Repsol YPF Brasil (25 por cento), informou que novos testes serão feitos para verificar se os reservatórios têm boas características de produtividade e volumes economicamente viáveis. Segundo comunicado enviado pela estatal brasileira ao mercado, o petróleo encontrado no local tem 27 graus API, considerado óleo médio. A maior parte do petróleo produzido no Brasil é pesado, com classificações inferiores a 22 graus API (nessa escala que mede a densidade do óleo, quanto maior o grau maior o valor do petróleo no mercado). "Novos investimentos serão feitos, os quais contemplarão a perfuração de novos poços e o desenvolvimento de novas tecnologias, que permitirão o avanço exploratório nas águas profundas da Bacia de Santos", informou o comunicado. O poço informado pela Petrobras, que é a operadora no consórcio, com 45 por cento de participação, está distante 273 quilômetros da costa. (Reuters)

Plano de Negócios 2008-2012 da Petrobras

- Investimentos de US$ 112,4 bilhões até 2012 e média anual de US$ 22,5 bilhões
- Produção total de petróleo e gás (Brasil e exterior) 3.494.000 barris/dia em 2012
- Geração própria de caixa, livre de dividendos, de US$ 104,4 bilhões
- Investimentos em exploração aumentam 32%
- Biocombustíveis receberão US$ 1, 5 bilhão

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou o Plano Estratégico 2020 e o Plano de Negócios 2008-2012, que mantém as metas agressivas de crescimento da Companhia e reforça os desafios nos mercados de gás natural e biocombustíveis.

O Plano Estratégico 2020, que estabelece a missão, a visão, as estratégias e objetivos corporativos da companhia para o futuro ampliou a visão da Petrobras de uma empresa líder na América Latina para uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo. O Plano mantém a estratégia de expandir a atuação nos mercados de petróleo, derivados, petroquímico, gás, energia, biocombustíveis e distribuição com rentabilidade, responsabilidade social e ambiental e crescimento integrado.

O Plano destaca também a atuação com excelência operacional, em gestão, recursos humanos e tecnologia de acordo com as seguintes estratégias:
• Exploração e Produção: crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida pela excelência na atuação em E&P;
• Downstream e distribuição: expandir, no Brasil e exterior, a atuação integrada em refino, comercialização, logística e distribuição com foco na Bacia do Atlântico;
• Petroquímica: ampliar a atuação em petroquímica no Brasil e na América do Sul , de forma integrada com os demais negócios do Sistema Petrobras;
• Gás e Energia: desenvolver e liderar o mercado brasileiro de gás natural e atuar de forma integrada nos mercados de gás e energia elétrica com foco na América do Sul;
• Biocombustíveis: atuar, globalmente, na comercialização e logística de biocombustíveis, liderando a produção nacional de biodiesel e ampliando a participação no negócio de etanol.

O novo Plano apresenta novos desafios de gestão, que incluem:

• Disciplina de Capital: Busca de maior eficiência na implantação de projetos (prazos e custos); Gestão de Estoques; Redução de Custos Operacionais e Administrativos e Gestão de Portfólio;
• Recursos Humanos: ser referência internacional, no segmento de energia, em gestão de pessoas, tendo seus empregados como seu maior valor;
• Responsabilidade Social: ser referência internacional em responsabilidade social na gestão dos negócios, contribuindo para o desenvolvimento sustentável;
• Mudança Climática: atingir patamares de excelência, na indústria de energia, quanto à redução da intensidade de emissões de gases de efeito estufa nos processos e produtos, contribuindo para a sustentabilidade do negócio e para a mitigação da mudança climática global;
• Tecnologia: ser referência mundial em tecnologias que contribuam para o crescimento sustentável da Companhia nas indústrias de petróleo, de gás natural, petroquímica e de biocombustíveis.

O Plano de Negócios 2008-2012 estabelece as metas de produção de petróleo e gás natural no Brasil: serão 3.058.000 barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2012 e 3.455.000 boed em 2015. No refino, mantendo o equilíbrio entre o crescimento da produção e a capacidade das refinarias no País, a carga fresca processada no Brasil em 2012 será de 2.061.000 barris por dia (bpd), com 90% de participação do petróleo nacional.

As metas internacionais também refletem o crescimento integrado da Companhia com estimativas de produção de 436.000 boed de óleo e gás em 2012 e processamento de 348.000 bpd nas refinarias no exterior.

A estimativa de produção total da Petrobras (Brasil e exterior) para 2012 foi revisada para 3.494.000 barris diários e a meta para 2015 fixada em 4.153.000 boed.

A integração se estende também à petroquímica, onde a Companhia prevê a ampliação da atuação no Brasil e na América Latina, capturando sinergias com os demais negócios do Sistema Petrobras.

Metas Corporativas

O plano prevê investimentos de US$ 112,4 bilhões, até 2012, representando uma média de US$ 22,5 bilhões por ano, sendo 87% (US$ 97,4 bilhões) no Brasil e 13% (US$ 15,0 bilhões) no exterior. Este montante representa um aumento de 29% em relação ao Plano anterior.

Dos investimentos no Brasil, destaca-se o crescimento nos segmentos de Exploração e Produção (aumento de 32%), Downstream (aumento de 35%) e Petroquímica (aumento de 30%), além da ênfase nos biocombustíveis que receberão US$ 1,5 bilhão.

Na atividade internacional, os investimentos serão aplicados principalmente na área de Exploração e Produção, com foco na América Latina, Oeste da África e Golfo do México.

O crescimento dos investimentos deve-se a: US$ 13,3 bilhões referentes a novos projetos, US$ 10,9 bilhões referentes a aumento de custos devido ao aquecimento do mercado de equipamentos e serviços do setor, US$ 4,2 bilhões em razão da valorização cambial e o restante referente a outros fatores tais como mudança no escopo dos projetos, no modelo de negócio, etc.

Investimentos

Nos investimentos acima estão incluídos US$ 18,2 bilhões a serem aplicados, pelas diferentes áreas, na cadeia brasileira de gás natural, visando desenvolver, liderar e garantir o suprimento confiável de gás natural ao mercado brasileiro. Os parceiros da Petrobras no setor deverão investir US$ 1,0 bilhão adicional no mesmo período.

A revisão do plano incorpora, de forma realista, os aumentos do preço do petróleo no mercado internacional. Este aumento gerou reflexos em toda a cadeia produtiva, principalmente no que concerne aos custos de serviços, manutenção, equipamentos e operações especializadas do setor petrolífero, com impactos nos custos de extração e de refino de todas as empresas do setor. O aquecimento da economia mundial também teve reflexo direto em diversos segmentos industriais que compõem a cadeia de fornecedores de insumos e materiais básicos para a indústria. (GasNet)

Petrobras investe USD 77 milhões por dia

Eloi Fernandez - 28/8/2007

Ontem, foi apresentado na ONIP pelo Presidente Gabrielli o novo plano estratégico da Petrobras. Estou sempre a espera de ver grandes números, mas confesso que sempre me surpreendo.

A Petrobras irá investir US$112, 4 bilhões no qüinqüênio 2008-2012, sendo 87% deste valor no Brasil. Mais uma vez o carro chefe é o setor de E&P, com um montante de US$65,1 bilhões (US$ 13,9 bi em Exploração e US$51,3 bi em Produção), projetando para 2012 produção de 2,8 milhões bpd.

Todos ficaram impressionados com a quantidade de projetos englobados no plano! São 454 projetos com orçamento acima de 20 milhões de dólares cada, e mais de 1.000 projetos abaixo desse valor.

Além do E&P, a parte de downstream também será alvo de maciços investimentos. Ao todo, serão US$ 29,6 bilhões. A qualidade dos combustíveis também recebeu destaque especial. Seguindo a tendência mundial de diminuir o nível de enxofre na gasolina e no diesel, que hoje no Brasil está em torno de 1.000 ppm e 1.600 ppm, respectivamente, a Petrobras irá investir cerca de US$ 8 bilhões com o objetivo de aumentar a qualidade desses derivados. Vale lembrar que na Europa, a quantidade máxima permitida de enxofre, tanto para diesel quanto gasolina é de 50 ppm e, devido à legislação, em 2012 terá de ser 10 ppm.

Outro ponto que vale destacar é o índice de reposição de reservas (IRR), cuja meta até 2015 é, a cada ano, ser superior a unidade, ou seja, elevando a relação R/P (Reserva/Produção). Por outro lado, a Petrobras prevê um crescimento na produção de óleo na ordem de 6% ao ano, isto é, para se obter um IRR superior a 1, a companhia planeja um grande esforço exploratório para descobertas de novas reservas. Este fato pode ser comprovado pelo montante de US$ 13,9 bilhões previstos para investimento em Exploração. Além disso, o Presidente Gabrielli, na apresentação de ontem, deixou claro que para ele o custo do risco exploratório para adição de novas reservas é menor que o custo de adição de reservas já descobertas, através da compra de ativos já existentes, pratica comum hoje no mundo do petróleo.

A melhor notícia, o presidente deixou para o meio da apresentação. Com um conteúdo nacional mínimo estimado em 65 %, serão gastos no Brasil em torno de US$ 63 bilhões. Porém, como tem sido destacado aqui, ele ressaltou que será necessário que os empresários nacionais fiquem atentos às questões relativas a preço e prazo, ou seja, nesta indústria globalizada, a competitividade joga um dado determinante.

Como não poderia ser diferente, o Estado do Rio de Janeiro mais uma vez detém a concentração de investimentos. Serão investidos em torno de US$ 41 bilhões.
O plano estratégico da Petrobras irá investir, no Brasil, cerca de US$ 19,56 bilhões/ano, montante equivalente ao PIB do Uruguai de 2006. No E&P, serão investidos US$11,33 bilhões/ano, equivalente ao PIB do nosso vizinho Evo Moralez. Finalmente, só para gerar mais um número extraordinário: com esse plano os técnicos da Petrobras terão o desafio de gastar, em investimentos, a bagatela de US$ 77 milhões/dia. Já pensaram nisso??? (O Globo)

Mercado do etanol no Brasil deverá ser regulado pela ANP

Jean-Paul Prates - 30/8/2007

O pavor, compreensível, do empresariado brasileiro em relação a qualquer ameaça de intervencionismo estatal é altamente louvável e demonstra maturidade. Talvez isso explique a reação estriônica das últimas semanas em relação aos sinais dados pelo governo no sentido de querer regular o setor alcooleiro.

Na semana passada, em Brasília, a ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, discutiu com dirigentes da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica) um projeto de lei pelo qual a ANP passará a ser responsável pela regulação e autorização das atividades de produção, estocagem, distribuição, revenda, comercialização, importação e exportação de álcool.

A entidade, que representa os interesses das indústrias privadas de álcool e açúcar, reagiu com veemência em contrário. O documento preliminar por ela emitido, denominado “Sumário Executivo - Projeto de Lei para Regulação do Mercado de Etanol”, procura demonstrar a inviabilidade da idéia: alega que o novo marco regulatório insere a cadeia produtiva da cana na Lei do Petróleo, o que seria ilegal. Segundo a Única, as atividades canavieira e petroleira seriam "incompatíveis". Argumentando que o setor sucroalcooleiro compõe-se de mais de 400 empresas regidas pelo princípio da livre concorrência e não pelo monopólio, a entidade entende que o segmento dispensa regulação econômica intervencionista - pois "o mercado é quem desempenha o papel da auto-regulação". Além disso, a Lei do Petróleo teria sido criada para tratar das atividades definidas como monopólios da União, nas quais o álcool não se enquadra, o que tornaria o projeto até mesmo inconstitucional. No limite, alguns comentários posteriores chegaram a assustar o mercado com rumores de que o Governo estaria procurando viabilizar uma "alcoolbrás" tentando monopolizar as exportações.

Não é bem assim. O governo tem razão em preocupar-se com algum grau de regulamentação neste segmento, pois há muito o álcool deixou de ser uma mera "commodity agrícola", passando a ser um combustível que, por suas características físicas e econômicas, requer sim um tratamento diferenciado. Além disso, sucessivos governos vivem incomodados com as altas freqüentes no preço do álcool nas usinas e nos postos de gasolina a cada início de ano ou pedidos compensatórios quando a produção de açúcar é mais (ou menos) compensatória. Por isso, torna-se um aspecto importante da política energética e setorial do País o controle sobre a cadeia de produção, comercialização e exportação do produto.

A proposta governamental não fala em dar monopólio à Petrobras, e nem em controlar preços. Apenas pretende, acertadamente, dar ao etanol o tratamento legal de um combustível - e não apenas de um produto agrícola - e aumentar a fiscalização da Agência Nacional do Petróleo (ANP) sobre a cadeia produtiva e comercial deste segmento. A idéia é aperfeiçoar a regulamentação do setor para garantir tanto o abastecimento do mercado interno quanto as exportações.

Um dos aspectos discutidos foi a situação de impasse jurídico existente com relação à expansão da malha nacional de dutos para transporte de gás natural. Na visão dos produtores de álcool, essa insegurança simplesmente contaminaria o segmento de transporte dos biocombustíveis, caso sejam equiparados ao gás, petróleo e derivados. Ora, esta é a pior das argumentações: um erro não justifica o outro. O que se tem que fazer é corrigir a situação no gás e estender o livre acesso (regulado e igualitário) a todos os sistemas em rede (dutos) que constituem monopólios naturais.

Muita água vai rolar por debaixo desta ponte, Os dois lados têm argumentos consistentes, e razões fortes para defendê-los. Mas, neste tipo de debate, o pior enfoque é o do maniqueísmo. Há meio-termos consensuais possíveis - em prol do consumidor e do Brasil. (O Globo)