Petrobras admite novos passos e parceiros na petroquímica

Depois da compra do Grupo Ipiranga pelo consórcio formado por Petrobras, Braskem e Ultra, o setor petroquímico brasileiro deverá ter, em um futuro relativamente próximo, novas negociações de grande porte. O diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, disse ontem que o desenho societário do processo de reorganização do setor no Sudeste deverá ser concluído no prazo de seis meses a um ano.Costa disse, após participar de audiência pública na Câmara dos Deputados, que a estatal já manteve contatos para discutir a consolidação com as principais empresas do setor na região Sudeste, como a Suzano Petroquímica e a Unipar.'Já mantivemos os primeiros contatos com essas empresas, de modo a olhar não só o que existe hoje de ativos, mas também outro ativo muito importante, que vai agregar valor ao Sudeste, que é o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj)', acrescentou.Costa lembrou que a Petrobrás tem como sócios no complexo o Grupo Ultra e o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e reafirmou que haverá outros parceiros no projeto.Indagado se a Suzano Petroquímica e a Unipar poderiam ser sócias no Comperj, Costa respondeu afirmativamente. 'Podemos ter a Suzano e a Unipar, como podemos ter vários outros sócios, nacionais ou estrangeiros', disse.Costa não informou, contudo, como poderá ser o desenho acionário do setor no Sudeste após o processo de reorganização. 'Não há um desenho final de como vai ser. Estamos iniciando as discussões e é muito preliminar dizer qual será a participação de cada grupo', destacou. Segundo o diretor da Petrobras, no prazo de seis meses a um ano já será possível dizer quais serão os acionistas e suas respectivas participações.Equilíbrio De acordo com o executivo, a reorganização do setor petroquímico no Sudeste vai proporcionar o 'equilíbrio' entre os pólos do Nordeste e do Sul em relação ao da região. Costa negou que possa haver estatização do setor petroquímico, mas reforçou que a Petrobras quer ter papel ativo, deixando de ser apenas fornecedora de matéria-prima para ter uma participação maior na cadeia do setor.O executivo afirmou que é preciso fortalecer a indústria petroquímica brasileira em termos de gestão e de investimentos e chegou a afirmar que, se não houver empresas fortes, 'o setor não vai sobreviver', tendo em vista a competição com empresas estrangeiras. (Folha de São Paulo)

Petrobras ainda não quantificou novas reservas de óleo leve em Campos e Santos

A Petrobras veio a público hoje para informar que ainda não tem como mensurar a quantidade de petróleo existente em duas reservas descobertas pela companhia recentemente - uma na Bacia de Santos, outra na Bacia de Campos. De acordo com a assessoria da estatal, o comunicado formal responde a uma reportagem, publicada pelo Jornal do Commercio, que menciona a descoberta pela Petrobras de reservas de 10 bilhões de barris de petróleo. Segundo a reportagem, que não cita entrevistados, essas reservas seriam de óleo leve o suficiente para refino em produtos derivados de maior valor agregado. Após a divulgação da notícia, as ações da Petrobras registraram forte valorização. Neste momento os papéis preferenciais da companhia apuram alta de 5,31% (R$ 46,09) e as ações ON sobem 5,55% (R$ 51,65) Na nota oficial divulgada há pouco, a Petrobras informa que ainda não é possível determinar a quantidade de petróleo em nenhuma das duas descobertas recentes da empresa e que cada uma delas tem estruturas independentes. "Os resultados da perfuração dos poços de delimitação de cada estrutura serão comunicados ao mercado quando concluídos com o rigor técnico exigido e registrados na Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), nos termos da legislação em vigor". Ainda conforme o comunicado, a reserva da Bacia de Santos, cuja descoberta foi anunciada em 4 de outubro do ano passado, é de óleo leve de 30º API e está situada abaixo de uma camada de sal em nova fronteira exploratória da bacia. O outro reservatório, que segundo a Petrobras também tem óleo leve "em torno de 30° API" foi anunciado no último dia 2 e está localizado no litoral do Espírito Santo, na Bacia de Campos. (O Globo)

Total Angola oficialmente inaugura Dalia

Total has has officially brought the Dalia field, in Block 17, off Angola, on stream at a ceremony attended by Angola’s Petroleum Minister, Desiderio Costa, Songangol boss Manuel Vicente and Total's chief Christophe de Margerie.
Dalia came on stream in December last year. Output already exceeds 200,000 barrels per day and is expected to hit 240,000 bpd soon.
“Dalia is a new global technological benchmark, a milestone in the history of deep-water oil development,” de Margerie said.
With proved and probable reserves estimated at close to 1 billion barrels, the Dalia development cost more than $4 billion. The field comprises 71 wells - 31 for water injection, three for gas injection and 37 producers tied into nine manifolds.
The oil is pumped to a 300 metre floating production storage and offloading vessel that can process 240,000 barrels per day of oil and has a storage capacity of 2 million barrels.
Block 17, which hosts 15 discoveries, lies 135 kilometres off the Angolan coast in water depths ranging from 1200 to 1500 metres.
The block comprises four major areas: Girassol and Dalia, both in production; Pazflor, which is in the final bidding process before sanction; and CLOV, a fourth major production area based on the Cravo, Lirio, Violeta and Orquidea discoveries, whose development is currently being studied. Future production from these fields will come on top of the 500,000 barrels per day that will be pumped by summer 2007. Sonangol is the Block 17 concessionaire. Total, which operates the block has a 40% interest, alongside partners ExxonMobil (20%), BP (16.67%), Statoil (13.33%) and Norsk Hydro (10%).

Novo leilão de blocos no Brasil deve ser em Agosto

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deve realizar o seu nono leilão de áreas exploratórias em agosto, informou nesta terça-feira, 27, o diretor da agência reguladora Nelson Narciso. Segundo ele, a data exata da realização da nova rodada ainda depende da aprovação pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) das áreas que deverão ser ofertadas. Segundo o diretor da ANP, o perfil do leilão deverá ser o mesmo dos anteriores: voltado principalmente para o gás natural e óleo leve. A ANP deve repetir na 9ª Rodada também as características principais das áreas que vêm sendo ofertadas, como setores de elevado potencial e novas fronteiras. Não há nenhuma bacia inédita a ser oferecida dessa vez.Ainda de acordo com Narciso, as áreas oferecidas na 8ª Rodada da ANP - suspensa por liminar judicial - ficarão de fora do novo leilão. "A ANP ainda aguarda uma decisão definitiva da Justiça sobre a rodada suspensa e poderá reeditá-la posteriormente com as mesmas áreas que foram oferecidas na ocasião, ou disponibilizar parte desses blocos na 10ª rodada ou em outra", explicou.Segundo ele, dos 101 mil quilômetros quadrados disponibilizados na 8ª Rodada, apenas 11 mil chegaram a ser leiloados durante a vigência do leilão antes da concessão da liminar. Nem mesmo os lotes arrematados tiveram seus contratos de concessão assinados. "Está tudo em suspenso aguardando decisão judicial", disse.Pelo fato de todo o processo ter sido preparado para a 8ª Rodada, disse o diretor, tão logo a Justiça tome sua decisão, haveria necessidade de um prazo mínimo para a realização do novo leilão. "Isso poderia acontecer até mesmo esse ano, após a 9ª Rodada. Mas não acredito que a Justiça tenha esta definição ainda em 2007 e mesmo que tivesse teríamos que discutir para saber se isso seria realmente interessante".O diretor ainda informou que a ANP ainda estuda se vai realizar uma terceira rodada de campos maduros com acumulações marginais de petróleo e gás - a conhecida "rodadinha", devido ao seu menor porte - voltada especialmente para pequenos investidores.Segundo ele, a atenção da reguladora está voltada toda para a 9ª Rodada no momento. "Somente depois que isso se definir é que poderemos pensar nos campos maduros a serem oferecidos numa nova ´rodadinha´. O processo ainda está embrionário."Narciso participou nesta terça do lançamento de cadastro de fornecedores da indústria de petróleo e gás, realizado pela Onip, no Rio. (Agência Estado)

Shell anuncia reserva de 300 milhões de barris na Bacia de Santos

A Shell encontrou reservas de 300 milhões de barris de petróleo na bacia de Santos, no bloco BS-4, revelou o vice-presidente de Exploração e Produção John Haney. A comercialidade do campo foi concluída no final do ano passado, quando a Shell enviou à Agência Nacional do Petróleo (ANP) seus planos de desenvolvimento para a área. Dezenas de descobertas no BC-10, na bacia de Campos, também levaram a companhia a declarar a comercialidade dos campos Ostra, Abalone, Argonauta e Nautilus. Estes campos deverão começar a produzir no final de 2010. A Shell produz atualmente 35 mil barris de óleo diariamente a partir dos campos de Bijupirá e Salema, também em Campos. Foram investidos até agora US$ 1,5 bilhão em projetos exploratórios no País. (Invertia)

Petroleiras lusófonas em São Tomé

A idéia de se criar uma joint-venture petrolífera entre Brasil, Portugal, Angola e São Tomé e Príncipe "ainda está de pé", mas necessita de ajustes na legislação são-tomense, disse à Agência Lusa Carlos Gustavo dos Anjos, ministro das Relações Exteriores de São Tomé."A conversa com os países já está feita, mas temos a necessidade de fazer alguns ajustes na nossa lei do petróleo, que impõe regras para a concessão dos blocos e que prevê a realização de concurso público", afirmou o chanceler, que está em Brasília.O chefe da diplomacia são-tomense adiantou que é importante encontrar um consenso nacional que permita esta alteração à lei, e manifestou o interesse do governo de São Tomé de que esta mudança seja realizada o mais breve possível.O consórcio seria constituído pela Petrobras, Galp Energia, de Portugal, Sonangol, de Angola, e Petrogás, de São Tomé e Príncipe.Gustavo dos Anjos destacou ainda que já existe uma oferta do governo brasileiro de formar profissionais na área petrolífera e que São Tomé e Príncipe "vai, com certeza, explorar esta via".1 milhão de barris por diaDe acordo com estimativas de empresas petrolíferas, a produção em São Tomé e Príncipe pode chegar a um milhão de barris por dia em dez anos, o que poderia reverter o atual quadro de pobreza em que se encontra o arquipélago, localizado no Golfo da Guiné.Carlos Gustavo dos Anjos lembrou, entretanto, que São Tomé e Princípe ainda não é produtor de petróleo e que "todas as cifras que se avançam nesta área são apenas especulativas", porque dependem de estudos mais aprofundados.O país tem registrado avanços neste setor com a assinatura de acordos de partilha com a Nigéria. Firmado em 2001, o tratado de exploração conjunta entre os dois países estabelece 60% de receitas para os nigerianos e 40% para o arquipélago são-tomense.No entanto, o consórcio das quatro empresas petrolíferas será efetivado quando começar a exploração na área exclusiva, onde ainda não foram sequer feitos os estudos geológicos nem há uma estimativa quanto ao petróleo disponível, dado que se encontra em águas muito profundas.Visita ao BrasilEm Brasília, Carlos Gustavo dos Anjos, acompanhado pelo ministro das Obras Públicas e Infra-estruturas, Delfin Santiago das Neves, e pelo embaixador de São Tomé e Príncipe no Brasil, Ovídio Pequeno, teve reuniões de trabalho nesta segunda-feira com o ministro das Relações Exteriores, Celso Amorim.A visita a Brasília resultou na assinatura de sete acordos de cooperação técnica com o Brasil, que somam cerca de US$ 700 mil nas áreas de educação, processamento de dados e desenvolvimento urbano, entre outras.A delegação são-tomense partiu nesta terça-feira para São Paulo, onde tem previstas reuniões com representantes da Embraer e com a Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp), seguindo na quarta-feira para o Rio de Janeiro para tratar da cooperação com a Petrobras. (Agência Lusa)

Petroleiras estrangeiras devem investir US$ 8 bilhões no Brasil até 2010

O Brasil receberá, até 2010, cerca de US$ 8 bilhões em investimentos privados na produção de petróleo. A estimativa é feita pela Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), com base em cinco grandes projetos de companhias estrangeiras que chegaram ao País com o fim do monopólio estatal. O primeiro deles, da norte-americana Devon, deve entrar em operação ainda no primeiro semestre deste ano. Também têm projetos no setor as norte-americanas El Paso e Chevron, a anglo-holandesa Shell e a norueguesa Hydro, em parceria com a americana Anadarko. A El Paso planeja iniciar, no final de 2008, a produção de petróleo no campo de Pinaúna, na Bahia. "Estamos terminando a perfuração de dois poços para definir o tamanho do projeto", explicou o gerente de materiais e contratos da companhia, Fernando Quintas.Em 2009, é a vez da Chevron, que desenvolve o campo de Frade, na Bacia de Campos, em parceria com a Petrobras. O projeto terá capacidade para produzir 90 mil barris de petróleo por dia. Os investimentos rondam os US$ 2,4 bilhões, em números divulgados no ano passado. A diretora de desenvolvimento de negócios da companhia no Brasil, Patrícia Pradal, não quis falar em cifras. A companhia também é sócia da estatal no campo Papa-Terra, em Campos.ProjetosNo início da próxima década, Shell e Hydro iniciam a operação de novos campos. A primeira, que já produz petróleo no campo de Bijupirá-Salema, na bacia de Campos, vai investir em um conjunto de jazidas mais ao norte da bacia: Ostra, Abalone, Argonauta e Nautilus. Detalhes do projeto, como custo e volume de produção, ainda não foram divulgados. A empresa comunicou, no ano passado, a descoberta de duas novas jazidas na Bacia de Santos, batizadas de Atlanta e Oliva, ainda sem prazo para operações.A Hydro, por sua vez, vai colocar US$ 2 bilhões no campo de Peregrino, também na Bacia de Campos, com início das atividades no segundo trimestre de 2010. A empresa vai afretar da norueguesa Maersk uma plataforma com capacidade para produzir 100 mil barris por dia. Segundo o engenheiro-chefe da Hydro Brasil, André Leite, a companhia inicia nos próximos meses a perfuração de um novo poço exploratório para confirmar a existência de 300 milhões de barris adicionais na região. Atualmente, o campo tem 300 milhões de barris comprovados.A série de projetos levou a Onip a lançar um cadastro de fornecedores brasileiros de bens e serviços, com o objetivo de captar o maior volume possível dos investimentos previstos pelas empresas estrangeiras. "As operações de companhias independentes é importante para mudar a filosofia da indústria nacional, habituada a um único sistema de contratações", avalia Leite, referindo-se à posição dominante da Petrobras.

Petrobras mantém planos de investimento na América Latina

Os problemas enfrentados pela Petrobras em alguns países da América Latina não arrefeceram o interesse da estatal pela região. E nem tiram o tom paciente da voz do diretor da área internacional da companhia, Nestor Cerveró, quando discorre com sobre negociações com estatais de alguns países da região que elegeram lideranças populares, como Evo Morales (Bolívia) e Hugo Chávez (Venezuela).
Cerveró disse que a América Latina continua sendo prioridade da companhia, que também aposta em Angola e na Nigéria. Neste país, a Petrobras vai investir US$ 1,81 bilhão referente à sua participação nos campos gigantes Akpo (onde tem 10%) e Agbami (16%).
Até 2011, estão previstos US$ 12 bilhões no exterior. Em volume, a maior parte (US$ 2,72 bilhões) irá para os Estados Unidos, onde a estatal investe fortemente na exploração e produção de petróleo e gás e na ampliação da refinaria que adquiriu no ano passado. A América do Sul vai receber US$ 3,4 bilhões, sendo a maior parte, US$ 2,5 bilhões, destinados à Argentina.
Na Bolívia, a Petrobras entrou esta semana com recurso administrativo junto à Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) contra a cobrança de US$ 32 milhões acima do previsto nos contratos de produção assinados dia 29 de outubro. Já foram pagos US$ 90 milhões acima do previsto nos contratos. A soma é dividida pelos três sócios dos campos de San Alberto e San Antonio, os maiores produtores de gás do país. À Petrobras coube US$ 11,2 milhões por mês - 35% da sua participação.
"Eles fizeram uma prorrogação do Decreto Supremo e não achamos isso correto. Tanto que estamos entrando com recurso, uma vez que o próprio Congresso já aprovou os contratos. Há um problema de regulamentação. Enquanto isso, estamos chiando e pagando", resume.
Ele explicou que apesar da estatal ter negociado o pagamento de um valor adicional pelos líquidos mais nobres que vêm com o gás da Bolívia, a empresa não vê viabilidade econômica no pólo petroquímico da fronteira, que seria construído no Mato Grosso do Sul. No máximo, espaço para uma unidade separadora para retirar insumos nobres, como GLP.
"Hoje, o cenário mudou. Esse pólo foi desenvolvido há quatro anos com a Braskem e a Repsol mas desde então mudou o preço do gás e a situação do mercado petroquímico. Hoje temos um projeto gigantesco de refinaria e petroquímica no Rio e a viabilidade que foi estabelecida em 2003 já não está dentro das mesmas condições."
Cerveró antecipou que tem planos de investir na distribuição de biocombustíveis no Equador, onde a companhia teve a produção paralisada por manifestantes alguns dias atrás. Ele vai assinar novos acordos de produção conjunta com a PetroEquador durante a visita do presidente Rafael Corrêa ao Brasil. A estatal brasileira já investiu US$ 200 milhões em exploração no Bloco 31, dentro do Parque Nacional de Yasuní, na fronteira com o Peru, mas ainda discute com o governo o local exato de instalação da unidade de produção.
O executivo diz que a configuração original do projeto previa que as instalações ficariam fora do parque, que também abriga a reserva indígena Huaorani, e perto de um rio para facilitar o escoamento. O governo da época pediu que ficasse dentro do parque para evitar o surgimento de aglomeração habitacional de baixa renda, com possibilidades de invasão da reserva. "Refizemos o projeto", afirma.
Tempos depois, nova reviravolta. "Com a mudança de governo (do presidente Lucio Gutiérrez, que foi deposto) nos disseram que todas as instalações tinham que ficar fora do parque e voltamos à configuração inicial. Recebemos a primeira aprovação em setembro do ano passado. Mas só vamos produzir depois que recebermos a licença de operação", explicou.
Na Venezuela, a Petrobras já perfurou três poços para delimitar as reservas de petróleo do campo de Carabobo, onde terá participação minoritária de 40%. A sócia é a PDVSA, com 60%. A estatal já estuda antecipar o início da produção na área, de 200 mil barris/dia de óleo pesado, e também estuda investir em uma unidade para melhorar a qualidade desse petróleo. A expectativa é que Carabobo comece a produzir antes da refinaria de Pernambuco, no Brasil, onde a PDVSA terá 40%.
No Oriente Médio, a companhia tem investimentos na Turquia, Líbia e Irã, onde analisa investimentos de exploração e produção no Mar Cáspio em exploração e produção em águas rasas. (Valor Econômico)

GNL responderá por 40% do aumento da oferta de gás até 2010

O gás natural liquefeito (GNL) continua sendo o segmento mais ativo da indústria do gás. A atividade cresce sob qualquer ângulo que se examine – são mais países liquefazendo o gás, mais países recebendo e regaseificando o produto, mais navios especializados no transporte. Cresce o número de empresas envolvidas, o valor anual dos investimentos, o conhecimento do produto junto ao público e o interesse da mídia.

Entre as muitas informações sobre o momento atual do GNL no mundo, uma das mais recentes é um relatório feito pelos consultores da Pricewaterhouse Coopers (PWC), que indica uma grande participação do GNL na oferta adicional de gás que será criada até 2010. Nada menos que 40% do aumento no volume demandado será entregue por via marítima, e não pelos tradicionais gasodutos.

A razão principal do surpreendente aumento da capacidade de produção de GNL está no suprimento do mercado norte-americano. Desde a desativação dos quatro antigos terminais de regaseificação de GNL da costa atlântica, ocorrida em início da década de 90, a demanda americana vinha sendo atendida exclusivamente com a produção própria do país e importações do Canadá e México, via gasodutos. Ambas as fontes estão hoje estacionadas ou declinantes, em um momento em que aumenta a pressão para substituição do carvão por gás na geração elétrica – o Texas e a Califórnia são dois exemplos recentes destacados pela imprensa, mas vários outros Estados têm programas semelhantes. O GNL parece ser a solução mais fácil para balancear o mercado, e mais de vinte novos terminais se somarão aos quatro (já agora reativado) nos próximos anos.

Outro fator que impulsiona o GNL é, como diz Michael Hurley, da PWC, a compreensão de que o mercado de gás natural se afasta cada vez mais do esquema “predominantemente linear, de uma cadeia de suprimento fixa entre fornecedor e comprador”. Em parte por razões geográficas, que inviabilizam economicamente a solução gasodutos, em parte pela agressiva posição assumida recentemente por alguns produtores, como Rússia e Bolívia, ganha força em todo o mundo o chamado “modelo flexível ou desagregado”, em que o comprador tem a opção de alterar sua fonte de suprimento. Em função do GNL, o gás vai a caminho de se tornar uma “commodity” global, com preços internacionais estabelecidos em bolsas de mercadorias, e não sujeitos a variações arbitrárias de produtores dispostos a desligar suas estações de compressão.

Há também razões técnicas para o “boom” do GNL. Novos equipamentos estão permitindo o aumento rápido das instalações de liquefação, e produtores tradicionais, como Nigéria, Austrália e Qatar estão no momento construindo mega-parques, acrescentando às unidades existentes novas linhas de liquefação (“trains”) que atingem 8 milhões de ton/ano. Em paralelo, como acentua o relatório da PWC, está em andamento uma pulverização da produção, com unidades de pequena escala, inclusive instaladas em navios, o que viabiliza a utilização de reservatórios de gás isolados ou de difícil acesso.

Na outra ponta da cadeia de suprimento, os terminais de regaseificação têm sua instalação facilitada por unidades montadas em plataformas offshore ou sobre navios, fugindo às restrições ambientais que vêm impedindo ou retardando a construção de terminais terrestres. Esta é a opção feita pelos técnicos brasileiros para o rápido recebimento de GNL em Pecém, no Ceará, e na Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro.

Um fator menos comentado, mas de grande significação na expansão do mercado de GNL, é a segurança em que se processam atualmente as operações de liquefação, transporte e regaseificação. Normas mais rigorosas, equipamentos e controles mais sofisticados e operadores de alto nível fizeram com que a memória de acidentes passados vá aos poucos se dissipando, e a confiança de usuários, empresários e financiadores no uso do GNL seja equivalente a de quaisquer outros combustíveis. No momento em que esta indústria se aproxima do Brasil, vamos nos assegurar que o que nos for entregue corresponda ao mais eficiente e seguro hoje disponível. (GasNet)

Petrobras participará de pólo petroquímico no Peru

A Petrobras e a gigante francesa Suez SA assinaram em 05/03/07, em Lima, capital do Peru, uma carta de intenções que prevê a construção de um complexo petroquímico ao custo de US$ 1,3 bilhão em território peruano, obra que quase dobraria o consumo de gás natural do país sul-americano.

Quando for concretizada, a joint venture envolvendo as estatais de petróleo do Brasil e Peru e a Suez, que é a quarta maior empresa de energia elétrica da Europa, utilizará 150 milhões de pés cúbicos (4,2 milhões de m³) de gás natural por dia dos campos de Camisea para produzir amônia e polietileno.

A planta, que será construída no porto costeiro de Ilo ou no de Matarani, será ligada à reserva de Camisea, a mais importante do país, por um gasoduto de U$ $500 milhões, que será construído pela estatal peruana Petroperú e pela Suez.

O projeto prevê uma primeira etapa de dois meses para realizar estudos de pré-viabilidade da construção do gasoduto. Em uma segunda etapa, de quatro meses, será feito o estudo final de viabilidade do projeto.

Depois do gasoduto pronto, a planta petroquímica usará 70 milhões de pés cúbicos (1,97 milhões de m³) de gás natural por dia e a previsão é de que Suez compre outros 80 milhões de pés cúbicos (2,25 milhões de m³) diários para abastecer uma central de energia de 370 MW, também planejada para a área, de acordo com informações fornecidas pelo gerente-geral da Suez Perú, Patrick Eeckelers.

O projeto, que entrará em operação em 2010, e tem o início das construções previsto para o próximo ano, faz parte da tentativa do presidente peruano Alan García de obter US$ 5 bilhões em compromissos para investimentos no setor de combustíveis e de impulsionar o crescimento de 7% da economia do país durante os próximos cinco anos.

“Todos os investimentos têm seu momento e essa é a hora de investir no Peru”, disse García na cerimônia de assinatura da carta, realizada no palácio presidencial peruano. “Esse complexo petroquímico na Região Sul terá repercussões na criação de postos de trabalho e na industrialização”, declarou o presidente.

Ainda não há informações sobre eventuais empresas brasileiras na construção e operação do empreendimento. A Braskem, cuja principal meta para o exterior é intensificar suas ações nos mercados venezuelano e boliviano, afirmou, por meio de seu vice-presidente de relações institucionais, que não possui atualmente qualquer tipo de plano para produzir polietileno no Peru. A Odebrecht, grupo controlador da Braskem, apesar de possuir atividades naquele país, também declarou não possuir nenhum projeto de engenharia para começar a atuar no mercado petroquímico peruano.

Além do projeto fechado para a construção do complexo petroquímico, a Petroperú e a Petrobras assinaram memorando de entendimentos planejando construir uma unidade de fertilizantes no país andino. No total, os investimentos previstos nos acordos giram em torno de US$ 2,8 bilhões. (GasNet)

Produção da brasileira Petrobras atinge 2,3 milhões de barris/dia

A produção de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior foi de 2,3 milhões de barris por dia no mês passado, volume 1,46% maior se comparado à produção diária de janeiro. Em relação a fevereiro de 2006, o resultado apresenta um aumento de 1,26% na produção.No exterior, a produção total (petróleo e gás) de fevereiro atingiu a média diária de 236.453 barris. "Esse volume foi 3,7% superior ao de janeiro, principalmente em decorrência da entrada em produção do campo de Cottonwood, na parte americana do Golfo do México, e da maior produção na Bolívia para atender o aumento da demanda de gás", informa comunicado da Petrobras.Considerados apenas os campos nacionais, a produção média de petróleo e gás alcançou 2,08 milhões de barris diários em fevereiro, o que equivale a um aumento de 2,5% sobre a produção do mesmo mês em 2006 e de 1,2% sobre janeiro de 2007.A produção exclusivamente de petróleo da Petrobras no Brasil registrou média diária de 1,8 milhão de barris no mês passado. Trata-se de um volume 2,6% superior ao produzido em fevereiro de 2006 e 1,1% maior que a média produzida em janeiro deste ano. "Esse aumento deve-se à normalização da operação da plataforma P-37, no campo de Marlim, na Bacia de Campos, após a parada programada ocorrida ao longo da segunda quinzena do mês de janeiro."A Petrobras informou ainda que a produção total de gás em fevereiro foi de 61,8 milhões de metros cúbicos por dia, dos quais 43,9 milhões provenientes dos campos nacionais e 17,9 milhões dos campos do exterior. (Agência Estado)

Norsk Hydro vai investir US$ 2,5 bi em petróleo no Brasil

Com US$ 2,5 bilhões em investimentos previstos no Brasil até o fim da década, Eivind Reiten, presidente executivo e do conselho de administração da gigante norueguesa Norsk Hydro se encontra hoje com o ministro de Minas e Energia, Silas Rondeau, para apresentar o plano da companhia no campo de petróleo de Peregrino, na bacia de Campos. Na sexta-feira, o executivo leva à direção da Agência Nacional do Petróleo (ANP) o projeto de desenvolvimento do campo, com produção prevista de 100 mil barris de petróleo por dia em 2010. A Norsk é sócia e operadora com 50% de participação, tendo como parceira a Anadarko, companhia independente com sede nos Estados Unidos.
Peregrino é o mais importante ativo que a gigante norueguesa vai transferir para a Statoil no Brasil e foi a principal razão da vinda ao país do seu principal executivo. No ano passado, a Norsk faturou US$ 30 bilhões, tendo o petróleo respondido por metade desta receita. O desenvolvimento da produção do campo brasileiro vai exigir investimentos totais de US$ 5 bilhões, metade para cada sócio. O projeto prevê a produção de óleo pesado através de dois poços que serão conectados a uma plataforma flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo. Será feita uma licitação para escolher a empresa que vai construir a plataforma.
Em dezembro passado, a Statoil e a Norsk Hydro anunciaram uma fusão na qual a Statoil absorverá todos os ativos de exploração e produção de óleo e gás da Norsk em todo o mundo. A nova empresa, que inicialmente se chamará Statoil Hydro, será uma das líderes mundiais da produção de petróleo offshore (em alto mar), tecnologia que a brasileira Petrobras também domina. A Noruega está na lista dos maiores produtores e exportadores de petróleo do mundo.
Depois de concretizada a fusão, marcada para o terceiro trimestre deste ano, Reiten vai acumular a presidência executiva e do conselho da Norsk Hydro com a presidência do conselho de administração da nova empresa. O executivo, que foi ministro de petróleo e energia da Noruega em 1989 e 1990, explicou que ainda não foi decidido quem vai comandar a "nova" Statoil no Brasil. Mas adiantou ao Valor que o atual presidente da Hydro Brasil Óleo e Gás, Kjetil Solbrake, será promovido e voltará para a Noruega. De lá ele comandará as atividades de petróleo e gás da nova empresa não apenas no Brasil como também em Angola e Nigéria. A Statoil tem em seus quadros no país o brasileiro Jorge Camargo, ex-diretor da área Internacional da Petrobras, que é vice-presidente de desenvolvimento de negócios de exploração e produção internacional da norueguesa. (Valor Econômico)

Oferta pública de ações da Caboverdiana ENACOL

O governo de Cabo Verde vai alienar a participação na empresa de combustíveis ENACOL, com o lançamento, hoje, de uma Oferta Pública de Venda (OPV) de 28,5 por cento das acções da empresa. Parte da ENACOL é detida pela empresa portuguesa Petrogal. A cerimónia de lançamento da OPV foi presidida pelo ministro da Economia, Crescimento e Competitividade de Cabo Verde, José Brito, que disse que o governo pretende conseguir, com esta operação, um encaixe financeiro na ordem de 1 milhão e 200 mil contos cabo- verdianos (cerca de 11 milhões de euros). O Estado vai manter o "Golden Share", um instrumento que lhe permitirá ter a última palavra em matérias importantes da vida da empresa e sempre que o interesse público esteja em jogo, uma vez que se trata de um sector estratégico, salientou. Além dos resultados financeiros, outro objectivo, segundo o ministro, é a necessidade de colocar esse património sob o controlo de empresários e cidadãos nacionais. "Aconselho todos os cabo-verdianos a participarem no mercado, a unirem-se na compra de acções e tornarem-se participantes activos na economia. Este é o único meio para tomarmos o controlo e construirmos o futuro que todos almejamos para nós e para as gerações futuras", defendeu José Brito. O governante afirmou acreditar que a venda da participação do Estado na ENACOL terá como resultados o aumento da competitividade da empresa e a criação de condições para melhorar o funcionamento de um sector prioritário para o país, com benefícios directos para os cidadãos. O presidente do Conselho de Administração da empresa, Carlos Ferreira, considerou como sendo um bom investimento a compra de acções, pela solidez da empresa e pelos ambiciosos planos traçados para o futuro, que passam pela liderança do mercado cabo-verdiano e pela internacionalização. Os interessados poderão emitir as suas ordens de compra aos respectivos bancos comerciais entre os dias 26 de Março e 20 de Abril. O resultado será apurado a 23 de Abril, passando a ENACOL a ser cotada na Bolsa de Valores a partir do dia 25 desse mesmo mês. Com o fim deste OPV chegar-se-á ao fim da terceira e última fase da privatização da ENACOL, uma operação que deve render ao Estado de Cabo Verde cerca de 1,2 milhões de contos. Neste momento, além das acções do Estado, a portuguesa Petrogal e a Sonangol (empresa angolana) detêm juntos 65por cento do capital social da ENACOL. (Notícias Lusófonas)

Timor-Leste vai criar sua empresa nacional petrolífera

O Governo do Timor-Leste anunciou hoje, através da internet, a abertura de uma consulta pública sobre a reorganização do setor petróleo naquele país asiático. Segundo a documentação tornada pública, o governo timorense pretende criar além de uma empresa estatal petrolífera, uma agência reguladora nacional para o setor e um conselho de política energética. A iniciativa demonstra a disposição do governo em promover o desenvolvimento nacional, ancorado na sua riqueza petrolífera, de uma maneira transparente, com a participação da sociedade e visando padrões de governança de classe mundial. Trata-se de um belo exemplo para países emergentes em situação semelhante.

Empresa australiana interessada em Angola

A empresa independente australiana CityView anunciou hoje que esta esperando para confirmar as condições de seu empreendimento conjunto com a Nexoil de Angola para concessões petrolíferas na Bacia de Kwanza. A CityView, com sede em Perth, disse que tinha sido solicitada a enviar representantes para Angola afim de finalizar as negociações do empreendimento conjunto. A companhia ainda anunciou que manterá negociações para juntar forças com outra companhia angolana, não mencionada, para explorar vários blocos marítimos no país. (Upstreamonline)

Parceria entre diamantes e petróleo em Angola

A empresa Yakutia (Alrosa) da Rússia - monopólio de diamante, espera assinar em 15 de abril um acordo com Angola para desenvolver campos de óleo e gás, disse Sergei Vybornov, o presidente de Alrosa, aos repórteres em Luanda na sexta-feira.
"Nós formamos um grupo de trabalho para finalizar o assunto e planejar a assinatura de um acordo em 15 de abril", Vybornov disse.
Vybornov disse que Angola poderia alocar blocos em terra e no mar à Norte de Luanda.
Ele disse que ao redor $30 milhões teriam que ser gastados em exploração e que Alrosa espera encontrar um sócio russo para levar a cabo o projeto. (Interfax)

Grupo de empresas brasileiras adquire a Companhia de Petróleo Ipiranga

Germano Oliveira - O Globo
Juliana Rangel - Globo Online

Será anunciado nesta segunda-feira, às 9h, num hotel em São Paulo, um dos maiores negócios do setor de energia dos últimos anos: a Petrobras, a Braskem e o Grupo Ultra informarão oficialmente a compra da Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga, que atua nas áreas de petroquímica, distribuição de combustíveis e refino, além de ter participações em blocos de exploração e produção de petróleo.
No ano passado, as empresas do grupo Ipiranga faturaram R$ 31,5 bilhões, com aumento de 12% em seu resultado. O lucro líquido foi de R$ 533,8 milhões.
O acordo foi confirmado por fontes das empresas envolvidas na negociação e estaria avaliado em torno de US$ 1,5 bilhão (R$ 3,15 bilhões). O anúncio da aquisição seria feito neste domingo, mas foi postergado porque alguns detalhes ainda estavam sendo fechados. Neste domingo, o jornal "O Estado de S. Paulo" publicou a informação sobre a operação.
O negócio já esteve por ser fechado durante várias vezes, mas foi frustrado em função de desacordo entre os compradores em relação à distribuição dos ativos e entre os diferentes acionistas da companhia.
O modelo final foi apresentado e aprovado apenas na última sexta-feira, em reunião do Conselho de Administração da Petrobras. A Petrobras vê, como jóia da coroa no negócio, a área de distribuição.
Atualmente, a BR é lider no segmento, com cerca de 32% do mercado, atrás apenas dos postos de bandeira branca, segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Mas, com a compra da Ipiranga, que está em terceiro lugar no ranking, a estatal passaria a ter mais de 50% do segmento no Brasil.
De acordo com o balanço anual do grupo Ipiranga, a distribuidora tinha 19,6% do mercado no ano passado, com aumento de 2,6% no volume de vendas, contra uma média de expansão de 2% do restante do mercado. O lucro líquido da unidade no período foi de R$ 160,9 milhões.
Para o sócio da consultoria Expetro, Jean-Paul Prates, a grande concentração de mercado que a Petrobras terá a partir da compra da Ipiranga não deverá despertar problemas no Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).
- Com a compra da Ipiranga, a Petrobras vai ganhar a hegemonia que ainda não possui na única de todas as áreas em que atua. Ela ficará disparada na frente das outras, mas não acho que as demais marcas queiram reagir a isso. Elas não têm evoluído quase nada no Brasil e já deram vários sinais de desmobilização - avalia.
Prates lembra que a Shell, por exemplo, já foi alvo de vários rumores de que poderia deixar a atividade de distribuição no país e focar apenas em Exploração e Produção, o que a empresa nega.
- Já a Esso faz apenas uma manutenção básica de sua presença no Brasil, mas também não demonstra interesse em se expandir, assim como a Chevron Texaco.
A Repsol, por sua vez, tem poucos postos no país, enquanto a italiana Agip vendeu, em 2004, seus ativos de distribuição para a Petrobras por US$ 450 milhões.
- o mercado, por um lapso do governo, vem enfrentando sérias dificuldades no setor de distribuição, sofrendo com a indústria de liminares e com a adulteração. Não há quem mostre entusiasmo em crescer no Brasil, à exceção da Ale e da Sat, que fundiram seus negócios no ano passado. Existem hoje mais de 200 distribuidoras cadastradas na ANP, mas apenas cerca de seis atuam com mais força no Brasil - diz.
A Braskem, que é controlada pela Odebrecht e pela Petroquisa, braço petroquímico da Petrobras, deverá ficar com a Ipiranga Petroquímica, que alcançou seu recorde de produção no ano passado, de 638 mil toneladas, e de vendas, de 636 mil toneladas. A Ipiranga Petroquímica teve um lucro líquido 17,5% maior em 2006, de R$ 321,8 milhões.
Já a refinaria, mesmo sem processar petróleo em função de sérias dificuldades financeiras, focou na produção de nafta petroquímica a partir do quarto trimestre do ano passado. Em função de participações em outras empresas do grupo, conseguiu, ainda assim, registrar um lucro líquido de R$ 164 milhões.
Para Jean-Paul, a compra da refinaria Ipiranga poderia ser estrategicamente importante do ponto de vista logístico para a Petrobras, mas não agrega muito ao negócio.
- A refinaria deve ser um ponto delicado da curva porque é mal localizada, pequena e difícil de operar. Talvez venha a ser reconfigurada para a produção de produtos específicos, mas há que se considerar que não há produção de petróleo ali perto. Pode ser aproveitada ainda como um centro logístico. (O Globo)

Norsk Hydro e Anadarko vão desenvolver o Campo de Peregrino no Brasil

Norwegian producer Norsk Hydro and its partner, US independent Anadarko, have delivered a declaration of commerciality for the Peregrino oilfield, in Brazil's Campos basin, to the country's National Petroleum Agency (ANP).
Hydro's Brazil boss Kjetil Solbraekke said: “The project is now moving forward, and the partnership intends to sanction the development by the end of this month."
Peregrino lies 85 kilometres off Brazil's coast in about 100 metres of water. The field's recoverable reserves are estimated at between 300 million and 600 million barrels of heavy oil.
Hydro and Anadarko, who will now take over operatorship of the field, will develop Peregrino via a floating production, storage and offloading vessel and two drilling platforms.
The pair will drill 30 horizontal production wells and seven water injection wells, with first oil scheduled for 2010.
The development was given the green light by Hydro's board on 12 March.
Hydro and Anadarko both hold 50% stakes in the project. (Upstream)

Petrobras é a 51a maior empresa da Forbes

A Petrobras aparece no 51º lugar da lista das 2 mil maiores empresas de capital aberto do mundo elaborado pela revista americana Forbes, logo abaixo da Nestlé e quatro lugares acima da Microsoft. É a mais bem colocada entre as 19 companhias brasileiras que ingressaram na lista. Boa parte das empresas avaliadas é americana, mas o ranking engloba companhias de 55 países. A China e Hong Kong têm 36 representantes, e a Índia, 33.
Para estabelecer o ranking, a revista diz usar uma metodologia capaz de mensurar o desempenho das empresas em vendas, lucros, ativos e valor de mercado. Argumenta que tomar apenas uma dessas variáveis não resultaria em um retrato fiel e usa o exemplo do Google para justificar a decisão. Em um ranking por vendas, a empresa de buscas na internet ficaria em piores posições, embora estivesse em 36º lugar numa lista por valor de mercado. Na relação da Forbes, o Google aparece na 439ª posição.
A segunda empresa brasileira mais bem colocada na lista é o Banco do Brasil, na 176ª posição,
seguido pelo Bradesco, em 187º lugar. Também aparecem Vale do Rio Doce (305), Itaúsa (375),
Unibanco Group (388), Eletrobrás (504), Usiminas (844), CSN (857), Tele Norte Leste (876), Metalurgica Gerdau (1021), Embraer (1067), Cemig (1124), Braskem (1418), Brasil Telecom (1607), Aracruz Celulose (1623), CBD (Grupo Pão de Açúcar, 1690), Ipiranga (1743) e CPFL Energia (1858).
O ranking da revista é liderado pelo Citigroup. Seguem-se, pela ordem, General Electric, Bank of
America, AIG, HSBC, ExxonMobil, Royal Dutch/Shell, BP (ex-British Petroleum), JPMorgan Chase e UBS.
A revista também calculou rankings com base em cada um dos quatro critérios usados na metodologia geral. Em vendas, a maior empresa de capital aberto é a americana ExxonMobil, cujo faturamento aumentou 24% em 2005. Seguem-se a varejista Wal-Mart e a Royal Dutch-Shell.
A ExxonMobil também está no topo da lista de lucratividade, com um ganho recorde de US$ 36
bilhões no ano passado. Segundo a Forbes, os altos preços de petróleo e derivados impulsionaram os lucros das empresas do setor - tanto que a Royal Dutch-Shell vem em segundo lugar. A mesma ExxonMobil liderou a relação das maiores empresas por valor de mercado, com US$ 363 bilhões, seguida por General Electric e Microsoft.
No ranking por ativos, as empresas financeiras dominam. A maior é o grupo britânico Barclays,
seguido por UBS e Citigroup. (Valor Online)

A Petrobras está entre as novas sete irmãs

O jornal londrino 'Financial Times' publicou em sua última edição dominical um elogioso perfil da Petrobras como uma das mais promissoras empresas do mundo. Segundo o jornal, quando o empresário italiano Enrico Mattei cunhou a expressão 'as sete irmãs' para descrever o poderio das empresas anglo-saxãs que controlavam a exploração de petróleo no Oriente Médio, nem ele poderia imaginar a reviravolta que esse mercado sofreria meio século depois. -Um novo grupo de empresas de petróleo e gás começa a consolidar seu poder com uma agressiva política de prospecção que está deixando para trás as maiores estrelas das sete irmãs, como a ExxonMobil, a Chevron, a British Petroleum e a Shell, que agora se vêem numa crise existencial, diz o texto, assinado pelo editor de energia, Ed Crooks. A reportagem aponta uma potência emergente: a Petrobras. As “novas sete irmãs”, ou seja, as mais influentes companhias de energia do mundo hoje, são a Aramco (da Arábia Saudita), a Gazprom (Rússia), a CNPC (China), a NIOC (Irã), a venezuelana PDVSA, a Petronas, da Malásia, e a Petrobras. Na maioria estatais, elas controlam quase um terço da produção mundial de petróleo e gás e mais de um terço das reservas mundiais de petróleo. As antigas sete irmãs passaram a ser apenas quatro por causa das fusões dos anos 90 e, agora, detêm apenas 10% da produção mundial de petróleo e gás e detêm apenas 3% das reservas. Mesmo assim, devido ao fato de estas empresas não só venderem gás e petróleo, mas também gasolina, diesel e produtos petroquímicos, proporciona receitas consideravelmente maiores que as das novatas. - As sete irmãs originais eram muito importantes porque eram elas que ditavam as regras; elas controlavam o setor e os mercados. Agora, as novas irmãs estão fazendo as regras e as companhias internacionais de petróleo estão seguindo essas regras, disse, em entrevista ao site do Financial Times, Robin West, presidente do conselho de administração da PFC Energy, consultoria especializada no setor. Já a International Energy Agency (IEA), agência que regula o setor no mundo desenvolvido, calcula que 90% dos novos suprimentos virão dos países em desenvolvimento nos próximos 40 anos. (O Globo)

A brasileira Petrobras quer acelerar atividades na Ásia e África

A Petrobras pretende acelerar suas atividades em diversos países africanos e asiáticos em 2007, disse hoje o presidente da estatal brasileira, José Sérgio Gabrielli, em café-da-manhã com jornalistas estrangeiros.A companhia dará início a novas operações em Angola, Tanzânia, Moçambique, Líbia e Senegal, disse Gabrielli, sem especificar as atividades. O grupo também intensificará seus trabalhos na Nigéria.Os EUA e a Nigéria são atualmente as principais áreas de expansão do grupo fora do País. A Petrobras tem fatias em dois campos nigerianos nos quais a produção deverá começar em 2008.Gabrielli acrescentou que este ano a petrolífera também iniciará operações na Turquia, Irã, Paquistão, Índia e Portugal. GásGabrielli afirmou que a maior das duas unidades de regaseificação de gás natural liquefeito que a Petrobras espera construir até meados de 2008 será instalada no Rio de Janeiro e terá uma capacidade de regaseificar 14 milhões de metros cúbicos de gás por dia. As unidades fazem parte da estratégia da estatal de elevar a quantidade do produto disponível no Brasil e diminuir a dependência das importações da Bolívia. A Petrobras importa atualmente cerca de 24 milhões de metros cúbicos de gás por dia da Bolívia, e tem um contrato para importar até 30 milhões de metros cúbicos por dia. Mas a companhia não planeja passar desse volume, segundo Gabrielli. Até 2011, segundo a Petrobras, o consumo diário de gás no país deverá subir dos atuais 42 milhões de metros cúbicos para 121 milhões. Para atender a essa demanda crescente, a companhia também está acelerando projetos nas costas do Espírito Santo e São Paulo. Gabrielli não disse hoje se a unidade de GNL no Uruguai poderá contribuir para o fornecimento de gás ao Brasil. O presidente da Petrobras afirmou que a estatal já controla 100% da distribuição de gás natural no país vizinho. (ComuniWeb)

Produção de petróleo da Petrobras subirá 8% este ano

A Petrobras aumentará sua produção de petróleo no Brasil em 8% este ano, afirmou nesta terça-feira o presidente da empresa, José Sérgio Gabrielli. O executivo afirmou ainda que o cenário petroleiro a médio prazo aponta para um preço internacional do petróleo entre US$ 55 e US$ 65 por barril. "Será um ano importante no aumento da produção", disse Gabrielli durante um encontro com correspondentes estrangeiros no Rio de Janeiro. Esse aumento se baseia em "fatos concretos", e não apenas nas previsões corporativas antecipadas no plano da empresa, afirmou. Os investimentos em andamento, no valor de R$ 55 bilhões, terão um grande impacto na produção, com diversas plataformas marinhas em fase final de construção ou de instalação, e que deveriam ter entrado em operações em 2006, e o farão em 2007, explicou Gabrielli. A empresa também está intensificando seus investimentos em prospecção e em capacidade de refino, acrescentou. Segundo as demonstrações financeiras consolidadas, publicadas na semana passada, a companhia produziu 1,778 milhão de barris de petróleo, líquido de gás natural (LNG) e condensado por dia em 2006, no Brasil, com um aumento de 5,6% em relação a 2005. A este volume se somam o equivalente a 277 mil barris por dia de gás natural no Brasil, e outros 243 mil barris diários de petróleo e gás no exterior. Gabrielli observou que o mercado mundial tende a crescer entre 1,6% e 1,8% anualmente, nos próximos cinco ou seis anos, e que a demanda também deve aumentar no mesmo ritmo. Esse cenário prevê a continuidade do crescimento acelerado das economias de China, Japão e União Européia, e a estabilidade da taxa de câmbio dólar/euro. "Não temos por que esperar nenhuma força de mercado que altere substancialmente os preços atuais, que devem estar entre US$ 55 e US$ 65 por barril", assinalou Gabrielli. No entanto, reconheceu que fatores geopolíticos passarão a ter maior influência na volatilidade dos preços. Nesse cenário, serão fundamentais os níveis de reservas disponíveis no mercado, para adequar-se às oscilações de preços e à capacidade de acelerar a produção no curto prazo. O negócio petroleiro, caracterizado por projetos de longo prazo, está submetido a variações de preços de curtíssimo prazo, observou. As metas da Petrobras, estabelecidas em seu plano de negócios até 2011, prevêem a entrada em operação de 15 grandes projetos de produção de petróleo e 10 de gás natural, de modo que, para esse ano, a empresa alcançará uma produção de hidrocarbonetos equivalente a 2,925 milhões de bpd. Em 2007, entrarão em operação na Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro, quatro plataformas que somarão 590 mil bpd à capacidade instalada nesta área, de onde saem 80% dos hidrocarbonetos produzidos no Brasil. Gabrielli também explicou que, durante o ano de 2007, continuará a expansão de projetos de gás natural para agregar à produção nacional 24 milhões de metros cúbicos a partir de 2008, e também será concluída a construção de 4,6 mil km de gasodutos, que começarão a operar no ano que vem. (Invertia)

AIE: Brasil vai se destacar na produção de petróleo em 2007

O Brasil será um dos principais responsáveis pelo crescimento de 1,1 milhões de barris diários na oferta mundial de petróleo em 2007 entre os países não integrantes da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), segundo a Agência Internacional de Energia (AIE). A produção brasileira deverá saltar de uma média diária de 2,1 milhões de barris registrada em 2006 para 2,29 milhões de barris neste ano. Em 2005, a produção média foi de 1,99 milhão de barris.A agência informou que, de acordo com dados preliminares, a produção brasileira em janeiro ficou 75 mil barris diários abaixo do previsto devido a trabalhos de manutenção na plataforma 37, no Campo de Marlim. "Mas esse ajuste negativo se limitou ao primeiro mês deste ano", disse a AIE. "O Brasil continua sendo um dos contribuintes-chave para o crescimento fora da Opep em 2007."Os outros países que não pertencem ao cartel e cuja produção terá um forte aumento neste ano são a Rússia, Azerbaijão, Sudão, Canadá e Austrália. (Agência Estado)

Sob protesto Petrobras paga imposto adicional à Bolívia

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

Imposto adicional

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

A primeira plataforma redonda do mundo começa a operar no Brasil em Julho

A primeira plataforma redonda do mundo, a SSP-Piranema, deverá entrar em operação até julho desse ano no litoral sul de Sergipe. O campo, que leva o nome da plataforma, fica na cidade de Estância, a 68 km de Aracaju. "É um campo que detém o petróleo com a melhor qualidade do Brasil e só comparável a alguns locais do mundo, como o existente no Golfo Pérsico", ressalta o gerente da Unidade da Petrobras Sergipe Alagoas (UN-Seal), Eugênio Dezen. Segundo ele, a SSP-Piranema, do grupo norueguês Sevan Marine, está aguardando os procedimentos normais para sua liberação, como também a perfuração dos poços do projeto. "É uma plataforma com capacidade para produzir 30 mil barris por dia de óleo e 3,6 milhões de metros cúbicos/dia de gás", cita o gerente. A Piranema - que será instalada em lâmina d´água de 1,1 mil metros, e ficará alugada à Petrobras pelo prazo de 11 anos - tem capacidade de estocar 300 mil barris. Quando começar a funcionar, a primeira plataforma de casco cilíndrico do mundo estará finalizando um projeto que começou em janeiro de 2004. As duas etapas da construção foram realizadas no exterior. A primeira, na China, no estaleiro Yantai Raffles, onde foi fabricado o casco, e a segunda, na Holanda, no Keppel Verolme, responsável por executar o trabalho de integração e instalação dos módulos da planta de processo. O diferencial da plataforma com o seu casco cilíndrico e duplo é que ela possui maior estabilidade, podendo suportar condições adversas de mar. A unidade deixou a Holanda rumo ao Brasil no dia 29 de janeiro e chegou na Bahia no dia 1° de março, onde permanece atracada na Base Naval de Aratu, em Salvador. Cerca de 50 profissionais permanecem trabalhando no local, além das 63 pessoas embarcadas. Quando estiver em Sergipe, a SSP-Piranema ficará interligada a seis poços (três produtores e três injetores) e produzirá um óleo leve, considerado de excelente qualidade, com 43º API. Antes da terceira viagem, a plataforma passará por inspeções rotineiras que serão realizadas pela Polícia Federal, Marinha e Receita Federal. Segundo Dezen, também está prevista a realização de um teste de aceitação, a ser conduzido pela Petrobras. "Esse é um projeto estratégico para a Petrobras na medida em que vai aumentar a produção brasileira de óleo leve, que é um dos objetivos da empresa, além de criar o primeiro pólo de produção em águas profundas do Nordeste do Brasil", afirma o gerente da UN-Seal. O novo campo de exploração representará um aumento de 60% da capacidade de produção de Sergipe e R$ 5 milhões de royalties por mês para os cofres públicos do Estado. A Plataforma Piranema representa um investimento de quase US$ 1 bilhão da Petrobras. (Investia)

Contratada sonda para perfurar Bloco 2 da Zona Conjunta de São Tomé em 2008

Equator Exploration Limited announces that Sinopec, as operator on behalf of the participants in Block 2 of the Nigeria and São Tomé & Príncipe Joint Development Zone (“JDZ”), has entered into an agreement with Aban Abraham Pte Ltd (“Aban”), for the provision of the Aban Abraham deep water drillship to drill a well in the second half of 2008. The agreement, which has been entered into jointly with Addax Petroleum, has secured the Aban Abraham to drill up to ten wells in total. These wells will be shared across those blocks in which Addax and Sinopec respectively operate. The agreement contemplates five firm well slots and five optional well slots. Under a separate rig sharing agreement, Sinopec will be allocated one of the firm well slots which will fulfil the commitment well as agreed under the Block 2 Production Sharing Contract. Additionally, and as required, a share of the optional slots may be available. The day-rate for the rig is a maximum of $410,000 per day.The JDZ was created through an agreement between the governments of Nigeria and São Tomé & Príncipe in 2001 whereby revenues derived from the JDZ will be shared 60:40 between these governments respectively. Block 2 was awarded to Equator and the other participants in March 2006. Subsequent to a farm-in to the interest of another participant, A & Hatman, Equator has a 9% interest, of which 0.25% is allocated to another partner. The other participants are Sinopec, ERHC Energy and Addax Petroleum, who together have 65%, ONGC (13.5%), A & Hatman (2.5%), Amber Petroleum (5%) and Foby Engineering (5%). In its News Release of 11 January 2007, the Company reported the Best Estimate Prospective Resources for its net interest as prepared by Netherland, Sewell & Associates Inc. On an un-risked basis net to Equator they are 121 million barrels of oil and 168 billion standard cubic feet of gas, while on a risked basis they are 32 million barrels of oil and 50 billion standard cubic feet of gas. (Oilvoice)

Lucros da Galp crescem para os 755 milhões de Euros

Os lucros da Galp avançaram para os 755 milhões de euros no ano passado, o que representa um aumento de 8% face a 2005, ligeiramente acima das previsões. Ajustados aos itens não recorrentes (venda de activos à REN), os lucros subiram para os 468 milhões. As receitas da petrolífera cresceram mais de 9%.
O resultado líquido da Galp Energia aumentou em cerca de 8% para os 755 milhões de euros em 2006 quando comparado com o mesmo período do ano anterior, de acordo com o comunicado emitido para a Comissão do Mercado de Valores Mobiliários (CMVM).
Os analistas consultados pela Reuters previam, em média, que os lucros da petrolífera se situassem nos 746 milhões de euros.
Quando analisados os números ajustados o acréscimo dos lucros foi de 10% para os 468 milhões de euros. A empresa explica no comunicado que os ajustes estão relacionados com itens não recorrentes.
No ano passado os resultados da Galp foram impulsionados pela mais-valia proveniente da venda dos activos de transporte e armazenagem do gás natural, regasificação e armazenamento de gás natural liquefeito à Rede Eléctrica Nacional (REN) por 220 milhões de euros.
Em 2005, as contas da empresa beneficiaram de um impacto favorável de 239 milhões de euros devido ao critério de valorização do custo das mercadorias vendidas em IFRS (novas normas contabilísticas).
As receitas da Galp cresceram 9,6% para os 12,21 mil milhões de euros, impulsionadas pelo aumento verificado no segmento de exploração e produção, cujo volume de negócios no final do ano se situaram nos 141 milhões de euros. A unidade de refinação foi a que mais contribuiu para as receitas do grupo ao aumentar em 8,1% as vendas para os 10,84 mil milhões de euros.
O EBITDA da petrolífera nacional cresceu 4,1% para os 1,24 mil milhões de euros e o resultado operacional avançou 10% para os 949 milhões de euros.
Vendas do quarto trimestre descem 12%
As receitas da Galp no quarto trimestre caíram em 11,9% para os 2,82 mil milhões de euros, o que compara com os 3,19 mil milhões registados no mesmo período de 2005.
Para esta quebra contribuiu "um menor volume de quantidades vendidas e preços inferiores aos verificados no quarto trimestre do ano transacto, em linha com os mercados internacionais".
Ainda assim, os lucros da empresa no trimestre cresceram 25% para os 32 milhões de euros. Contudo se forem analisados os números ajustados, o resultado líquido do trimestre caiu em 5% para os 94 milhões de euros. As acções da Galp Energia fecharam hoje em alta de 1,94% para os 7,35 euros. (Jornal de Negócios)

Angola espera USD 50 bilhões em investimentos nos próximos 6 anos

By James MacKenzie
Angola is expected to see $50 billion in investments in its oil industry in the next six years, the head of state oil company Sonangol was quoted today as saying.
Sonangol chairman Manuel Vicente made the prediction despite the collapse of two major international energy deals and the possibility of renewed political tension after the main opposition leader said policemen may have tried to assassinate him.
Sonangol has ended talks on Chinese company Sinopec's plans to invest in a $3 billion oil refinery, industry and banking sources said on Wednesday.
Chinese companies have played a major role in the oil-driven reconstruction boom that Angola has enjoyed since it emerged from a ruinous 27-year civil war. It has become China's biggest supplier of crude.
In another blow to investment, ExxonMobil has transferred its minority stake in a planned multi-billion dollar liquefied natural gas plant to Sonangol.
State news agency Angop quoted Vicente as saying that Angola expected substantial oil investment in areas including environmental protection, infrastructure construction and maintenance services, Reuters reported. (Upstream)

Indiana ONGC amplia exploração no Brasil

Há alguns anos prospectar petróleo no Brasil não é mais exclusividade da Petrobras. Com a abertura do mercado a grupos do setor em meados da década de 90, o país não só virou alvo de verdadeiros gigantes, como a anglo-holandesa Shell, mas também de companhias pouco conhecidas por aqui, como a estatal indiana ONGC.
Com atividades de exploração em grandes países produtores de petróleo, como Nigéria e Irã, a ONGC reforçou suas apostas no Brasil. Tanto que em dezembro passado, segundo a companhia, recebeu sinal verde da Agência Nacional de Petróleo (ANP) para prospectar a existência ou não de insumos em um bloco na bacia de Santos (SP). A agência, contudo, não conseguiu confirmar esta informação.
No entanto, apesar de contar com mais esse ativo no país, o alvo da companhia indiana é o campo BC-10. Localizado a 120 quilômetros de Vitória (ES), a área deverá entrar em operação no terceiro trimestre de 2009. A expectativa é que sua produtividade seja de 27 anos e ultrapasse os 100 mil barris por dia.
É justamente nesse montante de barris, pelo menos na parte que lhe cabe, que a estatal indiana anda de olho. Como detém 15% do BC-10, sendo que 50% pertence à Shell e 35% à Petrobras, a ONGC ainda estuda o que fará com o seu naco. Em tese, a companhia terá direito a cerca de 15 mil barris por dia, que poderão ter vários destinos. "Não definimos ainda, mas poderemos até exportar essa parte para a Índia", afirma Pratap Singh, superintendente para Desenvolvimento de Negócios da ONGC e que é o coordenador do projeto BC-10 para a estatal.
Dona de um faturamento de US$ 15,9 bilhões e de um lucro líquido de US$ 3,38 bilhões conseguidos no ano passado, a companhia indiana sabe que seu país de origem tem problemas na obtenção de fontes energéticas. E é até esta realidade que tem motivado a empresa a investir mundo afora, o que inclui o Brasil. "Além disso, os dois países, Índia e Brasil, têm forte relacionamento", assegura Singh.
Com esta realidade, a ONGC planeja investir US$ 18 bilhões entre 2007 e 2012 nas suas diversas operações pelo mundo. E o executivo da estatal não revela o destino dos recursos e nem afirma se a operação brasileira receberá ou não algum recurso. Atualmente a ONGC está presente em 15 países, além da Índia, com atividades de desenvolvimento e exploração de petróleo e gás. Possui aproximadamente 112 bilhões de metros cúbicos de gás e mantém atividades, por exemplo, no Brasil, Cuba, Líbia, Egito, Síria, Iraque, Sudão, Catar, Rússia, Vietnã e outros. No total, a companhia tem 25 projetos de petróleo e gás espalhados por estas nações. (Valor Econômico)

Galp vai explorar petróleo em Timor-Leste e Moçambique

Lisboa, 07 Mar (Lusa) - A Galp Energia está em negociações com a petrolífera italiana Eni, sua accionista de referência, para a partilha da exploração de petróleo em Timor e Moçambique, afirmou hoje o presidente-executivo Manuel Ferreira de Oliveira. (Agência Lusa)

Angola no mapa da OPEP

O mapa do petróleo está mudando nos últimos meses, isso porque, com a entrada de Angola na Opep e, claro, a saída dela da conta dos não-Opep, isso significou uma queda da participação do grupo não-Opep no fornecimento de petróleo mundial. A queda foi de 51,48 milhões de barris/dia para 50,54 milhões de barris/dia. Na participação no mercado, os não-Opep caíram de 60,3% para 59,1%. Alguns analistas de petróleo acreditam que esses números também sinalizam que a produção dos países não-Opep não vem crescendo como se esperava, independentemente da saída de Angola do grupo.

Adriano Pires, do CBIE, acredita que, apesar de essa saída de Angola não significar tanto assim no que diz respeito à produção, ela faz diferença, sim, quando se trata de reservas de petróleo. Antes de Angola ter ido para o outro lado, os países integrantes da Opep respondiam por pouco mais de 75% das reservas mundiais; agora são 80%. Isso é um sinal claro de que, no futuro, caso não haja nenhuma surpresa, o mundo estará muito mais dependente das decisões do cartel do petróleo, como era antes dos choques do fim dos anos 70.

- No Mar do Norte, o petróleo está acabando; agora o Equador, que é também um grande produtor, está pensando em passar a fazer parte da Opep. O contra-peso é a Rússia, que não faz parte da Opep e hoje segunda maior exportadora de petróleo do mundo, atrás apenas da Arábia Saudita, e dona de grandes reservas de gás e de petróleo - diz Adriano.

Atualmente com pouco mais de 40% do mercado internacional de petróleo, a Opep não tem o poder que já teve há algumas décadas, mas, ainda assim, o cartel tem uma força enorme na hora de formação dos preços. (Míriam Leitão - O Globo)

Sonangol assume participação da ExxonMobil no GNL Angola

A multinacional norte-americana ExxonMobil saiu oficialmente do negócio de liquefacção de gás natural em Angola, depois de ter sido convidada a fazê-lo pela Sonangol, divulgou a empresa pública angolana de combustíveis em comunicado.O acordo foi formalizado em Luanda, com os 13,6 por cento de participação que os norte-americanos detinham no Projecto Angola LNG a passarem para as mãos da Sonangol que assim fica com uma percentagem idêntica à dos norte-americanos da Chevron (36,4 por cento).

Além das referidas empresas, também a BP e a Total estão envolvidas no projecto.Segundo o comunicado da Sonangol, a razão para o afastamento da ExxonMobil deve-se "ao impasse" que esta "criou nas vésperas de assinatura a 31 de Janeiro do contrato de fornecimento para a fábrica de liquefacção do gás" que vai ser construída no Soyo, cidade da província angolana do Zaire, na fronteira com a RDCongo.
"O Governo de Angola havia já aprovado a 24 de Janeiro o essencial do enquadramento legal e contratual do projecto e este passo da Sonangol agora consumado representa o firme engajamento e fé que o governo de Angola através da sua empresa petrolífera coloca no projecto", lê-se no comunicado.As reservas provadas de gás natural em Angola estão avaliadas em 10,5 biliões de pés cúbicos, no entanto, só que o facto de estar situada no sul de África pressupunha custos demasiados elevados para a construção de um gasoduto para transportar o produto até aos principais mercados de gás que são essencialmente os Estados Unidos e a União Europeia.

O gás natural liquefeito é a forma de ultrapassar esse problema, porque ao arrefecer o gás até aos 162 graus negativos este condensa-se e, em estado líquido, permite-se o seu transporte mais barato por via marítima, no entanto, os investimentos necessários para a construção de uma unidade fabril do género são muitos elevados.

O recente aumento do custo das matérias-primas essenciais para a construção de uma fábrica de liquefacção, como o aço, poderá estar na origem da hesitação da ExxonMobil, referiu o "site" Schlumberger.

A fábrica do Soyo é a primeira a ser construída em Angola e tem uma capacidade de produção prevista de cinco milhões de toneladas métricas de Gás Natural Liquefeito por ano. (Diário Econômico)

Nova descoberta de petróleo no Espírito Santo, Brasil

Petrobras informou nesta sexta-feira a descoberta de óleo leve, com reservas estimadas em 570 milhões de barris, no campo de Caxaréu, litoral do Espírito Santo. Segundo a empresa, o petróleo, com especificação em torno de 30 API, foi encontrado nos trabalhos no poço 4-ESS-172-ES, em profundidade de água de 1.011 metros e final de 4.862 metros. "A Petrobras informa que encontrou reservatórios saturados com óleo leve, que mostraram excelente produtividade em teste de formação realizado em poço revestido", disse a companhia em comunicado. A acumulação de petróleo está no bloco BC-60 do campo de Caxaréu, na porção norte da Bacia de Campos. A empresa informou que estudos adicionais serão realizados para avaliar melhor as reservas disponíveis no novo campo. (Invertia)

Gás natural responde por 9,4% da matriz energética brasileira

O gás natural já responde por 9,4% da matriz energética brasileira - tendo triplicado em relação a meados dos anos de 1990, quando esta participação era de apenas 3,1%. A informação consta de estudo da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás). Segundo a Abegás, a indústria brasileira de gás natural vem crescendo ano a ano e hoje já existem no país mais de 1,2 milhão de consumidores do produto nos diversos segmentos que utilizam essa fonte de energia. Somente entre 2003 e 2006, o crescimento acumulado do número de consumidores chegou a 20%. Os dados da associação também mostram que de janeiro a dezembro de 2006 o número de consumidores de gás natural cresceu significativa nas regiões Nordeste e Centro-Oeste, respectivamente, 54% e 57%. Na região Sudeste o crescimento foi de apenas 3%. A grande surpresa, no entanto, foi a Região Sul, onde o crescimento chegou a 312,5%, na mesma base de comparação. "Este crescimento se deve, principalmente ao aumento do número de consumidores residenciais da Companhia Paranaense de Gás (Compagas)", diz a nota. De acordo com os técnicos da Abegás, há projetos de interiorização do gás natural em todo o país e um bom exemplo é o trabalho desenvolvido pelas distribuidoras do Nordeste, que ampliaram a rede de distribuição (gasodutos) da região em 65% de 2003 até dezembro de 2006, com um total de 1.867 quilômetros. A Região Sudeste concentra o maior número de concessionárias de distribuição de gás natural em uma única área de concessão - são três distribuidoras no Estado de São Paulo, com uma rede de distribuição de 10.818 quilômetros e crescimento acumulado de 55% desde 2003. A região Centro-Oeste surpreende pelo percentual de crescimento, com 100,3%, considerando-se que as companhias que atuam na região estão operando há apenas três anos. A Região Sul apresenta crescimento estável da rede distribuição, em torno de 5% nos últimos dois anos, com 1.559 quilômetros de gasodutos. Para os próximos três anos, a Abegás estima que as empresas distribuidoras de gás natural planejem construir juntas aproximadamente 5 mil quilômetros de rede distribuição, 68,4% dos quais no Sudeste, 16,9% no Nordeste, 4,9% no Centro-Oeste e 9,8% no Sul, diz a nota. De acordo com a Abegás, apesar das vendas de gás natural terem sofrido "interferências externas" ao longo de 2006, o volume do produto comercializado no Brasil continuou aumentando na comparação com anos anteriores. A nota informa que o volume acumulado de vendas de gás natural em todo o país foi de 15,2 bilhões de metros cúbicos. Deste total, 66,68% foram consumidos no Sudeste (10,1 bilhões de metros cúbicos) e 16,41% no Nordeste (2,5 bilhões de metros cúbicos). As regiões Centro-Oeste e Sul consumiram juntas 2,7 bilhões de metros cúbicos, aproximadamente 16,9% do total. Os dados indicam, ainda, que a média diária de consumo foi de 41,7 milhões de metros cúbicos. (O Globo)

Petrobras bate recorde de refino com 1,899 milhão de barris

A Petrobras bateu mais um recorde de refino no dia 27 de fevereiro, atingindo 1,899 milhão de barris de petróleo e superando o recorde anterior de 1,883 milhão de barris alcançado em 16 de agosto de 2005. A capacidade de refino da estatal está próxima dos 2 milhões de barris diários, informou a assessoria da companhia, e os recordes indicam a pressão da demanda do mercado. (Invertia)

"Vamos explorar todas as possibilidades de trazer um gasoduto para Timor-Leste"

O Primeiro-Ministro Dr. José Ramos-Horta promete explorar todas as possibilidades de Timor-Leste extrair a máxima vantagem do futuro desenvolvimento do campo de gás Greater Sunrise.

O D. José Ramos-Horta determinou a realização em Díli, no próximo mês, de um encontro de peritos internacionais e timorenses para delinear um plano de acção relativamente às opções onshore de Timor-Leste, no desenvolvimento daquele rico campo de gás.

“É necessário tratar agora desta questão, independentemente dos parceiros da joint-venture com a Woodside, porque temos de estar preparados para a eventualidade de a avaliação independente concluir que é técnica e economicamente exequível fazê-lo aqui”, declarou o Dr. Ramos-Horta.

“Mas, ao mesmo tempo, temos de ter consciência da necessidade de ser realistas e pragmáticos sobre o assunto, para não nos deixarmos ficar reféns dos nossos próprios desejos”, afirmou.

O encontro reunirá peritos nas diversas áreas da exploração petrolífera off-shore – dos pipelines, ao ambiente, à construção de instalações para produção de Gás Natural Liquefeito, etc. – bem como funcionários superiores e assessores da Administração Pública timorense.

“Eles irão tratar de delinear um plano, explorando todas as possibilidades de trazer para Timor-Leste o pipeline do Greater Sunrise”, acrescentou o Dr. Ramos-Horta.

O Primeiro-Ministro determinou a organização deste encontro após a troca de notas diplomática, na semana passada, que pôs em vigor os dois tratados que definemm as soluções para o Mar de Timor entre Timor-Leste e a Austrália – o Acordo Internacional para a Unitização do Greater Sunrise e do Trovador e o Tratado Relativo a Certos Acordos Marítimos sobre o Mar de Timor.

O programa do encontro de peritos em Díli bem como a data exacta da sua realização serão divulgados em breve. (Gabinete do Primeiro Ministro do Timor-Leste)

Para informação adicional, por favor contactar:

Joel Maria Pereira
Information / Media Officer
To the Prime Minister of Timor-Leste
Dr Jose Ramos Horta
Email: riko_joel@yahoo.com or riko.joel@gmail.com
Telephone: +670 7254740

Ivana Belo
Information / Media Officer
To the Prime Minister of Timor-Leste
Dr Jose Ramos Horta
Email: unugina2004@yahoo.com
Telephone: +670 724 3559.

Antonio Ramos Andre
Media Advisor
To the Prime Minister of Timor-Leste
Dr. Jose Ramos Horta
Email : antónio.m.andre@gmail.com
Telephone: +670 7319905