Investidores temem incertezas de novas regras para pré-sal

O grau de ingerência do governo na exploração e produção de petróleo é uma das principais preocupações de investidores do setor - de olho nas propostas para a regulamentação da atividade petroleira na camada pré-sal que serão apresentadas pelo Palácio do Planalto nesta segunda-feira.

Os investidores estrangeiros aguardam detalhes dos três projetos que vão regular os 71% da área do pré-sal que ainda não foram concedidos para exploração sob as regras antigas, e que o governo quer aprovar em regime de urgência para evitar que a proposta fique estancada no redemoinho eleitoral do ano que vem.

Um projeto criará uma nova empresa para gerenciar a atividade no pré-sal; outro, o fundo que receberá os seus recursos; e um terceiro estabelecerá um sistema de partilha de produção, no qual o governo terá maior poder para definir a participação da Petrobras nos projetos.

Ecoando preocupações das empresas interessadas na área, o diretor de exploração da Shell para as Américas, Mark Odum, disse nesta semana que há um "grau significativo de incertezas" envolvendo o desenvolvimento das reservas do pré-sal. Desde a abertura do setor petroleiro para o capital externo, em 1997, o Brasil tem gozado de boa reputação como mercado estável e transparente, e críticos da nova proposta temem que a concentração venha a reverter esse histórico. Fazendo ressalvas à mudança, o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que representa as petroleiras no Brasil, disse que o atual esquema de concessões já é "consagrado" e "oferece os instrumentos adequados para permitir uma maior apropriação por parte do governo da riqueza do petróleo".

Regras do jogo

Mas a questão não é apenas financeira, como aponta Ivan Londres, sócio do escritório de advocacia CMS Cameron McKenna, que presta consultoria no ramo petroleiro. "Quando estabelece a nova regra do jogo, você mostra que não está simplesmente querendo mais dinheiro, você quer uma estrutura diferente", disse ele à BBC Brasil.

Para ele, o objetivo do governo passa por aumentar o controle na distribuição dos blocos de exploração, que hoje são definidos por leilões de concessão no qual o governo tem pouca interferência. No principal modelo que serve de inspiração para o governo, a Noruega, não há leilões e é o governo quem aloca as empresas nos determinados campos, levando em consideração questões operacionais e o histórico da participação da companhia no país, entre outros critérios. Uma mudança que elevaria a preocupação com questões de transparência.

"O Brasil não é notoriamente uma Noruega. Ele tem outras questões culturais e até de tamanho - a Noruega com cinco milhões de habitantes, o Brasil com 200 milhões. É uma outra realidade", diz Londres.

Outro ponto previsto no projeto seria a confirmação de que a Petrobras se tornará operadora de todos os campos do pré-sal e de que deterá pelo menos 30% de todos os consórcios formados. Para Ivan Londres, tal mudança seria "complicada", porque participar dos projetos, tanto quanto um bônus, poderia supor um "ônus" para a Petrobras.

"Quando você está operando um campo você tem de mobilizar uma série de recursos de gestão, de pessoas, de equipamentos, de compras, etc, e às vezes pode ser um custo para a Petrobras operar tudo isso", argumentou. "Acho que esse seria um passo longo demais. Você pode complicar uma empresa, mesmo como a Petrobras, se você atribui a ela obrigações em inúmeros campos para os quais ela precisará de recursos para atender."

Mordida

As incertezas dizem respeito ainda ao tamanho da parte da receita das empresas que será destinada ao governo. Considerando todas as esferas - União, Estados e municípios -, o Brasil fica hoje com cerca de 60% da receita petroleira gerada no país, segundo o Cambridge Research Energy Associates (Cera). Grandes produtores, como Nigéria, Venezuela, Rússia, ficam com uma participação em torno de 90%. Já países com reservas maduras, como o Reino Unido e a Dinamarca, ficam com algo entre 35% e 50%.

Analistas têm reiterado que é preciso encontrar um equilíbrio fiscal para manter a atratividade dos projetos - um tema espinhoso porque nem todos concordam com o governo, para quem os investimentos no pré-sal enfrentam risco baixíssimo. Entretanto, dois porta-vozes da indústria que falaram à BBC Brasil sob condição de anonimato frisaram que a "escala da oportunidade" do pré-sal deve fazer com que as empresas continuem interessadas no negócio.

"Se olharmos para o resto do mundo, onde mais existe um país estável e com tanto potencial para os próximos anos quanto o Brasil?", resume a especialista da consultoria Economist Intelligence Unit (EIU), Justine Thody.

Estima-se que as reservas contidas na camada pré-sal se situem entre 50 bilhões e 80 bilhões de barris de petróleo, contra 14 bilhões de barris que o país conta hoje. Depois de apresentadas pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva nesta segunda-feira em um grande evento público em Brasília, as medidas de regulamentação do pré-sal seguirão para o Congresso. O presidente Lula já adiantou que a maior parte dos recursos será direcionado para um fundo social que investirá em educação, ciência e tecnologia e combate à pobreza. (Fonte: Estadão / BBC Brasil, 2009-08-31).

Conheça regras do pagamento de royalties do petróleo

A legislação brasileira atual prevê que as concessionárias produtoras de petróleo e gás no Brasil devem pagar uma indenização à União, aos estados e municípios, que envolve o pagamento de royalties mensais e participações especiais trimestrais, calculados em função do volume de petróleo e gás produzido.

O sistema adotado atualmente continuará valendo para a exploração de petróleo fora da área do pré-sal e para as regiões que já foram leiloadas dentro do pré-sal. Os estados e municípios próximos aos campos são beneficiados por serem afetados pela exploração do petróleo, que demanda mais investimentos em infraestrutura e traz danos ambientais.

Atualmente, as concessionárias responsáveis pela exploração dos blocos de petróleo repassam à Agência Nacional do Petróleo (ANP) os dados sobre as coordenadas geográficas de suas instalações, como poços e plataformas. A partir desses dados, a ANP consulta o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), que define os limites geográficos e os beneficiários dos recursos. Com essas informações, a ANP repassa os recursos arrecadados.

Os valores das participações governamentais são calculados com base no preço corrente do petróleo produzido pelo concessionário. Esse preço é estabelecido pela ANP com referência na cotação internacional do petróleo que tenha características mais semelhantes ao que foi produzido pelo concessionário.

Quantia

Segundo a Petrobras, no ano passado os municípios receberam R$ 3,7 bilhões em royalties do petróleo, R$ 3,2 bilhões ficaram com os estados e R$ 3 bilhões com a União. Em participações especiais foram distribuídos R$ 5,8 bilhões para a União, R$ 4,6 bilhões para o estados e R$ 1 bilhão para os municípios.

Mudanças

Inicialmente, o governo estudava a possibilidade de mudar as regras para a partilha de royalties, que previa a distribuição dos recursos para todos os estados e não apenas para aqueles que estão geograficamente próximos das áreas produtoras. A possibilidade de mudança não agradou aos governadores dos estados produtores de petróleo, e o governo acabou revendo a decisão, mantendo o sistema de participações especiais (Fonte: Abril / Agência Brasil, 2009-08-31).

LLX deve apoiar produção de petróleo em Campos

O complexo portuário do Porto do Açu da LLX, braço logístico do grupo EBX do empresário Eike Batista, deve incluir em seu plano de negócios apoio à crescente produção de petróleo na Bacia de Campos (RJ). Localizado no município de São João da Barra, na região norte do Estado do Rio, o porto fica próximo à bacia, uma das maiores localidades de exploração de petróleo do País.

Para o gerente de Relações com Investidores da LLX, Antonio Castelo Branco, a ideia da empresa é usar o complexo portuário para receber o petróleo extraído da Bacia de Campos; agregar valor no produto ainda no porto para, em seguida, exportá-lo - o que deve conduzir a economia no custo do frete do produto. Castelo Branco participou hoje do seminário "A Força do Estado do Rio de Janeiro", realizado pela Câmara Americana de Comércio (AmCham), em parceria com a PricewaterhouseCoopers.

Ele explicou que o petróleo produzido na Bacia normalmente é transportado em grandes navios plataformas, do tipo FSPO, que normalmente carrega um óleo mais bruto, cheio de "impurezas". Para o gerente, o petróleo poderia ser carregado em navios menores até o Porto do Açu, onde seria tratado de forma mais eficiente, e receberia um aprimoramento de valor "em solo". "Com essa agregação de valor, ele partiria do porto direto para ser exportado", resumiu o gerente (Fonte: Abril / Agência Estado, 2009-08-31).

Veja o que já foi anunciado sobre as regras do petróleo do pré-sal

1) A União cederá à Petrobras, sem licitação e mediante pagamento, áreas entre os blocos na região do pré-sal já descoberta, até um limite de volume de 5 bilhões de barris de petróleo e gás.

2) Nas novas áreas do pré-sal e em áreas consideradas estratégicas pelo governo (com petróleo em abundância), a Petrobras terá dois papéis distintos: executora e acionista. A estatal será a operadora de todos os blocos, ou seja, vai perfurar e extrair o petróleo em 100% dos casos. Em campos que o governo considerar de baixo risco, a Petrobras será dona sozinha e não haverá leilão. Nos outros, terá uma participação de 30%, e restante será licitado pelo governo. Nada impede que a Petrobras concorra na licitação para ter mais de 30%.

3) Vencerá o leilão a empresa que oferecer à União o maior percentual da produção do campo. Também haverá cobrança de bônus de assinatura, porém isso não será critério de julgamento no leilão. O bônus será decicido caso a caso.

4) Nessas novas áreas, valerá o regime de partilha de produção. O investidor tem de entregar parte da produção de petróleo ao governo, como pagamento.

5) Sobre a produção dos campos, como manda a Constituição, incidirão royalties. A alíquota atual, de 10%, permanecerá até que o Congresso decida a taxação final. E a participação especial, cobrada sobre campos de alta produção, também continuará a ser cobrada, até que o Congresso defina a fórmula definitiva.

6) Será criada uma nova estatal, a Petrosal, que não terá qualquer atividade operacional, mas representará a União na administração das reservas do pré-sal e de áreas estratégicas. A nova estatal terá assento e direito de veto nos comitês que definirão as atividades dos consórcios de todos os blocos.

7) A Petrobras terá um aumento de capital de US$ 50 bilhões, ou cerca de R$ 100 bilhões, para pagar pelas áreas dadas pelo governo e para aumentar seus investimentos. Os acionistas minoritários da Petrobras poderão acompanhar esse aumento de capital, comprando mais ações de acordo com sua participação. Se ninguém quiser comprar mais ações, o governo ficará com tudo e colocará integralmente os R$ 100 bilhões.

8) Um fundo receberá toda ou boa parte da renda do pré-sal. Esse fundo bancará gastos em educação, combate à pobreza, ciência e tecnologia, meio ambiente e cultura (Fonte: O Globo - Globo, 2009-08-31).

Novas normas para o pré-sal podem mexer com 20% das receitas do Rio, diz secretário

O secretário de Fazenda do Rio, Joaquim Levy, afirmou nesta sexta-feira que as novas regras para a exploração do petróleo da camada do pré-sal podem afetar receitas que hoje representam 20% de toda a arrecadação do estado. Levy disse, inclusive, que não está preocupado só com uma eventual redução de receitas no futuro, mas que as novas regras passem a valer para os campos de petróleo que já estão produzindo.

- Se for inventada uma unitização da norma, pode haver mudanças nos recursos que recebemos de poços já licitados. Essa é uma reflexão minha. A lei não vale apenas pelas intenções, o que vale é o que está escrito - disse, reforçando que esse risco de utilização das novas normas para produção antiga existe principalmente nos campos vizinhos aos futuros campos do pré-sal.

O secretário afirmou que as receitas de royalties e de participação especial na exploração do produto soma, por ano, R$ 4,5 bilhões, ou cerca de 20% de toda a receita tributária estadual. Somente a participação especial responde por metade desse valor, ou cerca de R$ 2,25 bilhões.

- Nós estamos mais preocupados com o fim da participação especial, que seria substituída pela partilha, segundo informações da imprensa, do que com os royalties. Até agora ninguém me explicou quais vantagens existiriam nesta mudança. Nós não entendemos o motivo de se trocar a participação especial por partilha e, em segundo lugar, o porquê a distribuição dos recursos desta partilha seria diferente da existente hoje da participação especial, não entendemos o que o país ganharia com isso - disse.

Ele afirmou que uma das propostas que podem ser levadas pelo governo do Rio para o encontro dos governadores dos estados produtores de petróleo com o presidente Lula, no domingo, pode ser a manutenção do atual percentual do estado na participação estadual. Ou seja, o Rio manteria os 40% que recebe da participação especial com a nova regra da partilha.

Levy afirmou não entender o motivo da mudança, se ela de fato ocorrer. Ele disse que a participação especial é melhor que a partilha, por ser calculada em dinheiro - a partilha é em barris de petróleo - e por levar em conta a produtividade e o tamanho dos poços.

- O regime de participação especial é muito flexível e pode ser adequada ao pré-sal. Estamos felizes com a atual regra - disse (Fonte: O Globo / Globo, 2009-08-28).

Especialista no mercado de petróleo diz que é importante analisar relação entre gás e eletricidade

A doutora em Finanças Corporativas e Mercado de Capitais, Rita Laura D'Ecclesia , professora na Universidade de Roma 'La Sapienza', afirmou nesta sexta-feira que é importante compreender melhor a dinâmica entre os mercados de petróleo, gás e eletricidade, durante palestra no 4º Congresso Internacional de Mercados Financeiro e de Capitais.

- Não podemos contar com o fato de que o petróleo vai acabar em curto prazo. Isso é um mito. Temos muitas medidas para tomar neste setor - disse.

De acordo com as recentes pesquisas de D'Ecclesia, que compreendem o mercado de carbono no cenário europeu em 2009; commodities de energia, o novo mercado de eletricidade; e análise de mercado de risco de crédito, o impacto das oscilações no preço do petróleo são cada vez maiores. Isso porque nos últimos anos se tornou uma opção importante no portfólio dos investidores, como commodity, o que é uma grande transformação.

- Essas commodities se tornaram investimentos, essa é a razão porque existem especulações neste mercado e alguns problemas de preços. São uma diversificação de investimento. O uso de derivativos é uma das razões porque é essencial analisar a relação entre petróleo, gás e eletricidade - disse.

Entretanto, Rita Laura destacou que a correlação entre os preços do petróleo, gás e eletricidade não é tão óbvia quanto parece, embora o gás venha até ganhando mais importância como fonte de energia para as grandes potências e o petróleo seja de fato o maior responsável pela volatilidade neste segmento nos últimos tempos (Fonte: O Globo / Globo, 2009-08-28).

Entenda como funciona o pagamento de royalties do petróleo no Brasil

Os royalties do petróleo, que são o percentual calculado sobre a produção que as companhias que exploram o óleo pagam à União, estados e municípios, são definidos pela atual legislação do petróleo como forma de compensar o uso de um recurso natural que é caro, escasso e não-renovável. A atual forma de compensação do poder público está em vigor desde 1998.

Pela lei vigente, os royalties são pagos em todos os campos de petróleo, com alíquotas que variam de 5% a 10%, dependendo da dificuldade enfrentada pela empresa que explora determinada área. Além dos royalties, existe também uma compensação chamada "participação especial", paga em áreas com alto potencial de produção e rentabilidade.

As regras para a remuneração estão em discussão à medida que se aproxima a data dedivulgação do marco regulatóro do pré-sal, na próxima segunda-feira (31). Sérgio Cabral, governador do Rio de Janeiro, estado que concentra boa parte dos royalties do petróleo no país, reúne-se com o presidente Lula neste fim de semana para tentar evitar perda de arrecadação.

O governo federal já sinalizou que, como a questão dos royalties pode causar desgaste político, é possível que, ao menos temporariamente, as regras atuais sejam mantidas para os poços ainda não licitados do pré-sal. Os debates sobre o tema devem se estender ao longo do fim de semana, em Brasília.

O G1 preparou perguntas e respostas sobre o tema. Entenda os principais pontos:

O que são royalties?

Segundo definição da Agência Nacional do Petróleo (ANP) os royalties do petróleo são uma compensação financeira devida ao Estado pelas empresas que exploram e produzem petróleo e gás natural. Eles foram criados como uma forma de remunerar a sociedade pela exploração desses recursos, que são escassos e não-renováveis.

Qual é o valor dos royalties atualmente?

Os royalties correspondem a até 10% do valor da produção de petróleo e de gás natural, podendo, em casos excepcionais (dependendo da dificuldade geológica para exploração, por exemplo), ser reduzidos até um mínimo de 5%.

Como é feito o pagamento?

Mensalmente. Os pagamentos são efetuados para a Secretaria do Tesouro Nacional (STN), até o último dia do mês seguinte àquele em que ocorreu a produção. A STN repassa os royalties aos beneficiários, com base em cálculos efetuados pela ANP.

Como é definido o percentual cobrado em royalties?

Para o cálculo dos royalties, cada campo de petróleo e gás natural é tratado como uma unidade de negócio separada. Cada campo tem uma alíquota de royalties a receber, conforme os "desafios" de produção oferecidos por cada área. Embora o preço internacional do petróleo seja referência, o preço do petróleo de cada campo também é definido individualmente, conforme as especificidades do produto.

Para onde vai o dinheiro dos royalties?

Os royalties, recolhidos pelas empresas à Secretaria do Tesouro Nacional, são posteriormente creditados nas contas correntes que os estados e municípios beneficiários mantêm no Banco do Brasil. Outros órgãos beneficiados pelos valores, como a Marinha e o Ministério da Ciência e Tecnologia, recebem o dinheiro diretamente da Secretaria do Tesouro Nacional.

Como são definidos os estados e municípios que recebem royalties?
Os estados em que ficam os campos de petróleo (no caso de exploração em terra) ou que estão localizados em frente à área marítima onde a exploração está sendo feita são beneficiados pelos royalties. No caso dos municípios, são beneficiados aqueles direta ou indiretamente afetados pela atividade de produção do petróleo e também os localizados a um determinado distância do local onde o petróleo é extraído. Essa área é determinado por uma metodologia específica, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística.

No caso de petróleo extraído no mar, para campos de petróleo com alíquota superior a 5%, que representa a maioria dos casos, segundo a ANP, a divisão é a seguinte: 25% para o Ministério da Ciência e Tecnologia; 25,5% para os estados localizados de frente para a área para onde estão os poços; 25,5% para os municípios que ficam próximos da área onde estão os poços; 15% para o Comando da Marinha; 7,5% para o Fundo Especial (estados e municípios); e 7,5% para municípos afetados por operações ou instalações de embarque e desembarque de óleo.

PARTICIPAÇÃO ESPECIAL
O que é participação especial?

Quando o volume de óleo em um campo é muito grande ou tem perspectivas de grande rentabilidade, cobra-se a participação especial em vez do royalty. Ao invés de serem cobradas sobre o valor da produção, como os royalties, as participações especiais são cobradas sobre o lucro líquido que a empresa petrolífera tem na produção trimestral em determinado campo.

Quem recebe este dinheiro?

Quarenta por cento dos recursos da participação especial são transferidos ao Ministério de Minas e Energia. Do total recebido pelo ministério, 70% são destinados ao financiamento de estudos e serviços de geologia e geofísica para a prospecção de combustíveis fósseis; 15% vão para o custeio dos estudos de planejamento da expansão do sistema energético; e 15% de outras pesquisas geológicas no território nacional.

Dos recursos restantes, 10% são destinados ao Ministério do Meio Ambiente; 40% aos ficam com os estados produtores ou próximos à plataforma continental onde a produção ocorrer; e 10% aos municípios produtores ou localizados nas áreas próximas à área de produção de petróleo (Fonte: G1 - Globo, 2009-08-28).

Exclusividade da estatal incomoda petroleiras

Na reunião dos ministros da Casa Civil, Dilma Rousseff, e de Minas e Energia, Edison Lobão, com o Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), ontem, as empresas petroleiras demonstraram contrariedade com a decisão do governo de impor a Petrobrás como única operadora da exploração das reserva do pré-sal. Também não gostaram da ideia, já anunciada pelos ministros, de enviar os projetos do marco regulatório para tramitar em regime de "urgência constitucional" no Legislativo.

O IBP, que representa os investidores privados na indústria do petróleo, quer mais tempo para discutir o modelo no Congresso.

"Uma das preocupações é o regime de urgência. São projetos delicados que requerem um debate amplo. E os prazos do regime de urgência são apertados", disse o presidente do IBP, João Carlos de Luca. No regime de urgência, o projeto precisa ser aprovado em 45 dias na Câmara e em igual prazo no Senado. Caso contrário, passa a trancar toda a pauta. De Luca lembrou que a própria comissão interministerial que elabora o modelo está há 14 meses trabalhando no assunto.

O Estado apurou que a ministra Dilma tratou a questão da Petrobrás como operadora única do pré-sal como uma decisão definitiva - qualquer mudança terá de ser negociada no Congresso. Além de João Carlos de Luca, estiveram no encontro com os ministros o secretário executivo do IBP, Álvaro Teixeira, e mais outros seis representantes de comissões temáticas do órgão e das empresas.

Na reunião, Dilma confirmou que o governo vai enviar ao Congresso pelo menos três projetos de lei. O quarto projeto, sobre cobrança e rateio de royalties entre União e Estados produtores e não produtores, ainda é dúvida e vai ser mais debatido nas reuniões de amanhã e do fim de semana, em Brasília - ontem mesmo, Lula partiu para Bariloche, na Argentina, para a reunião da Unasul, mas deixou reunidos os ministros Dilma e Lobão, o advogado-geral da União José Antônio Toffoli, o ministro da Comunicação, Franklin Martins, o secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, Nelson Barbosa, e o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima. Para hoje à tarde, às 15h, está agendada nova reunião dos mesmos ministros.

Os três projetos definidos do marco regulatório são: uma proposta para modificar a atual Lei do Petróleo e criar o marco regulatório da exploração do óleo do pré-sal, que será feita pelo modelo de partilha; outra para criar o fundo de investimentos; e o projeto de criação da nova estatal do petróleo, que vai gerir os negócios da União nessas reservas.

"Só quando conhecermos a proposta formal é que poderemos fazer nossos comentários", disse de Luca à saída do encontro de ontem, mas confirmando que participará, na próxima segunda-feira, da cerimônia de apresentação da proposta do marco regulatório do pré-sal. "Entendemos que poderia ser mantido o sistema de concessão, mas a indústria do petróleo já trabalha internacionalmente com o sistema de partilha", disse o presidente do IBP.

O governo trabalha para que o Congresso aprove todos os projetos até o fim do ano (Fonte: Último Segundo - Ig / Agência Estado, 2009-08-28).

Venda de combustíveis bate recorde em julho

O consumo de combustíveis acelerou no mês de julho, em mais um sinal de retomada da atividade econômica no País. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), as distribuidoras de combustíveis venderam 9,365 bilhões de litros naquele mês, volume 2,14% superior ao registrado no mesmo período do ano passado. Trata-se de um recorde para o mês de julho, puxado por boas vendas de álcool e melhoria no mercado de diesel, responsável por quase 40% do mercado brasileiro de combustíveis.

As vendas de diesel, por exemplo, vêm se recuperando da forte retração no início do ano e já se aproximam dos níveis de 2008. Em julho, totalizaram 3,862 bilhões de litros, apenas 0,28% a menos do que no mesmo mês de 2008. Em fevereiro, por exemplo, a diferença chegava a 8,84%. "Houve forte parada da indústria no início do ano, mas já se vê um processo de recomposição de estoques, que gera movimentação de cargas", comenta o professor Edmar Almeida, do Instituto de Economia da UFRJ.

"O diesel é um produto muito aderente ao PIB (Produto Interno Bruto), ligado a setores que demandam transporte, como exportadores e agronegócio", reforça o vice-presidente executivo do Sindicato das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e Lubrificantes (Sindicom), Alísio Vaz. O Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) divulga o PIB do segundo trimestre no dia 11 de setembro, e o mercado espera já um resultado positivo, depois da queda de 1,8% no primeiro trimestre.

Segundo a ANP, o etanol continua sendo o carro-chefe do mercado de combustíveis este ano, com crescimento acumulado de 26%, atingindo um volume de vendas de 9,069 bilhões de litros. Em julho, o consumo do combustível foi de 1,374 bilhão de litros, alta de 22,78% em relação a julho de 2008. Os baixos preços incentivam a substituição da gasolina, cujo consumo tem caído durante todo o ano (-2,32%, em julho).

O mercado de querosene de aviação (QAV) também cresceu (4,25%) acompanhando o bom desempenho do setor aéreo em julho - quando a demanda por voos nacionais subiu 25,6%, maior alta desde setembro de 2005. Segundo os dados da ANP, as distribuidoras do combustível venderam 474 milhões de litros no mês passado. No acumulado do ano, porém, os números apresentam estabilidade com relação a 2008.

No acumulado do ano, diz a ANP, as vendas totais de combustíveis somaram 60,705 bilhões de litros, 0,6% a mais do que no mesmo período de 2008. "Pela maneira como o consumo vem se aproximando dos volumes do ano passado, podemos dizer que há uma clara tendência de recuperação." (Fonte: Estadão,2009-08-27).

Governo tenta nesta quarta definir sobre royalties do pré-sal

O governador do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, criticou a possibilidade da mudança da legislação que define as regras para pagamento de royalties e participações especiais (PEs) de petróleo. Ele defendeu que o governo federal apenas aumente, por meio de decreto, as alíquotas de PEs, que hoje incidem somente sobre campos com grande produção de óleo e gás. Para Cabral, seria " um ato de brutalidade com o Estado do Rio de Janeiro " mudar as atuais regras para o pagamento das duas participações governamentais.

Cabral lembrou que a decisão de cobrar o ICMS sobre o petróleo no destino e não na origem provoca uma perda de receita ao Estado do Rio estimada em R$ 8 bilhões por ano e ressaltou que no ano passado - que foi altamente positivo para o pagamento de royalties e PEs - a receita obtida pelo Rio foi de R$ 6 bilhões.

" Esse ano, se chegarmos a R$ 5 bilhões é uma festa, talvez não consigamos " , disse Cabral, que participou de evento no jornal O Globo.

O governador destacou que o mercado de petróleo já considera razoável, em todo o mundo, que o conceito de participações especiais seja adotado também para campos de menor porte. Enquanto os royalties são uma indenização pela exploração de um recurso finito e incidem sobre qualquer campo produtor, as PEs incidem atualmente apenas sobre áreas de grande porte e com grande produtividade.

" Minha proposta é que, se (o governo) quer mudar alguma coisa, deve aumentar a alíquota da participação especial e mudar o critério, porque hoje o critério é só para grandes campos. A União, por decreto, pode fazer modificações " , defendeu. " Aumenta o peso para a empresa, mas o mercado acha isso perfeitamente razoável " , acrescentou.

O governador revelou que não conhece o projeto do novo marco regulatório - que deverá ser apresentado no dia 31 - mas garantiu que vai " lutar com todos os instrumentos democráticos " para que a regra de pagamento de royalties e participações especiais não seja alterada.

" O ministro Lobão (Edison Lobão, das Minas e Energia) me disse: ? Governador, fique tranquilo. No que hoje é existente, até mesmo no que já foi descoberto no pré-sal e leiloado, nós não vamos mexer. Vamos mexer só no que for leiloado para frente ? . Eu não fico tranquilo " , ressaltou Cabral, lembrando que atualmente a União já tem direito a 40% de toda a receita oriunda das duas participações governamentais.

" Se temos uma perspectiva federativa, vamos concentrar mais esses recursos no governo federal para o governo federal fazer uma redistribuição para todos os Estados? O que é isso? A União já tem participação " , criticou (Fonte: O Globo - Globo / Valor Online, 2009-08-24).

Investimento na exploração ascende a 550 milhões até 2011

O investimento na exploração de petróleo em Moçambique vai ascender a 550 milhões de euros até 2011, afirmou hoje (terça-feira) o presidente do Instituto Nacional do Petróleo moçambicano, Arsénio Mabote.

Em declarações à Rádio Moçambique, Arsénio Mabote adiantou que as projecções da entidade gestora do sector petrolífero moçambicano baseiam-se no número de contratos assinados entre o governo e as 10 empresas petrolíferas que operam no país desde 2006.

Entre estas empresas destacam-se a italiana Eni, a Anadarko Petroleum, a malaia Petronas, para além da Artumas, que tem vindo a reduzir a sua presença.

A Artumas está vendedora de parte das suas participações na exploração de petróleo na bacia do Rovuma, juntamente com activos na vizinha Tanzânia.

O contrato de venda dá à Cove Energy e Maurel & Prom uma opção de compra sobre activos da Rovuma, a um preço de aproximadamente 12 milhões de dólares, devendo o processo estar concluído no terceiro trimestre do ano.

Dos 49,3 porcento no bloco "on-shore" no Rovuma, com uma área de 15.000 quilómetros quadrados na província de Cabo Delgado, serão vendidos 34 porcento.

No caso do "off-shore", operado pela Anadarko, vai vender os 8,5 porcento que detém.

Os últimos dados divulgados pela empresa, com base nas pesquisas sísmicas feitas até ao momento, apontam para "múltiplos" pontos de "elevado potencial" no onshore e no offshore, que serão perfurados a partir do quarto trimestre deste ano.

Um estudo de campo de 2007 na bacia do Rovuma, norte de Moçambique, apontava para a existência de potencial de petróleo em quantidades passíveis de exploração comercial.

A pesquisa, encomendada pela Artumas e realizada pela norte-americana Rose & Associates, conclui que em quatro perfurações naquele campo pode ser extraído petróleo em rama em "quantidade comercial e não comercial", sem especificar a proporção de cada uma delas.

O Governo de Moçambique lançou em Julho de 2005 um concurso para a exploração de diversos blocos "offshore" na zona conhecida como bacia do Rovuma, nome do rio que separa Moçambique da Tanzânia.

Anadarko Petroleum Corp. vai levar o navio de prospecção petrolífera Belford Dolphin para Moçambique no final do ano (Fonte: Portal Angop, 2009-08-25).

Petróleo vai continuar como 'alavanca de investimento' no Rio, diz IBP

Apesar das discussões envolvendo a forma de distribuição dos recursos do pré-sal no país, o petróleo vai continuar sendo a alavanca de investimento no Estado do Rio. Prova disso é que, de acordo com dados apresentados pelo presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), João Carlos França de Luca, entre 60% e 70% dos US$ 195 bilhões de investimentos previstos para os próximos cinco anos serão aplicados no estado.

- O petróleo vai desempenhar papel relevante no investimento do Rio. Além do Comperj (complexo petroquímico), há projetos em andamento na Bacia de Campos. Só com pré-sal serão outros US$ 20 bilhões no país. E o Rio tem papel importante no país. A produção de petróleo vai dobrar em dez anos no Brasil - afirma De Luca.

Porém, o presidente do IBP frisa que o desafio é adequar a legislação (que inclui a forma de distribuir os recursos do pré-sal e a criação de uma nova estatal) sem perder o que já foi conquistado.

- O atual debate pode ser feito para incluir as demandas. Tudo tem de ser feito com cautela. E o modelo tem que ser fruto de um amplo debate - afrimou o executivo.

De Luca lembrou do avanço do setor de petróleo nos últimos 40 anos, com a produção diária que pulou de 172 mil barris em 1969 para 1,95 milhão atualmente (Fonte: O Globo - Globo, 2009-08-24).

BG não encontra petróleo nem gás em poço perfurado com a Petrobras na Bacia de Santos

A britânica BG Group afirmou que um poço perfurado em conjunto com a Petrobras na costa brasileira não contém hidrocarbonetos, apesar de um exame inicial ter sugerido a presença de gás. Uma porta-voz da BG afirmou, nesta segunda-feira, que, apesar de o poço Corcovado-2, no bloco BM-S-52, não ter correspondido às expectativas, a BG ainda está avaliando os resultados e planeja continuar perfurando em outro local no bloco.

As ações da BG, que estavam em queda devido a rumores de que a companhia estava informando alguns investidores selecionados sobre o resultado dos trabalhos no poço, recuaram mais. A porta-voz da BG negou que qualquer investidor tenha recebido informação privilegiada, afirmando que todos os investidores e analistas que buscaram informações sobre o poço as receberam.

Este foi o segundo grande revés nos últimos dois meses na exploração da promissora camada pré-sal brasileira, que pode conter dezenas de bilhões de barris de petróleo. Em julho, um consórcio Exxon Mobil, Hess Corp e Petrobras completou os trabalhos no poço chamado Guarani, no bloco BM-S-22 da Bacia de Santos, e não encontrou petróleo. À época, a Petrobras divulgou comunicado a respeito do Bloco BM-S-22, reconhecendo o risco de poço seco, mas considera improvável a ocorrência em blocos do pré-sal operados por ela.

Esses problemas podem comprometer a argumentação do governo de que não há risco exploratório no pré-sal brasileiro, máxima que tem sido citada como justificativa para uma mudança na regulamentação do setor de petróleo para elevar os ganhos do Estado.

Entre os desafios da produção na camada pré-sal, segundo especialistas, estão a elevada pressão, a movimentação da camada de sal, que será atravessada pelos dutos, e o relativo desconhecimento do tipo de rocha que guarda o petróleo. Há também grande volume de gás natural e de gás carbônico no local.

Além dos dois poços secos na região, a Petrobras também suspendeu em julho o TLD (Teste de Longa Duração) de Tupi, campo que pode conter até 8 bilhões de barris recuperáveis (ou seja, que podem ser extraídos) de petróleo, após problemas no equipamento chamado árvore de natal molhada, que será substituído. O teste ainda não foi retomado.

A BG tem participação em vários blocos na camada pré-sal, e o sucesso nas perfurações até recentemente ajudou a impulsionar suas ações (Fonte: O Globo - Globo / Reuters, 2009-08-24).

México quer acordo Petrobras-Pemex para aumentar produção

Uma aliança entre a empresa mexicana de petróleo Pemex, que detém o monopólio no país, e a Petrobras seria um "importante e fundamental" caminho para ajudar a melhorar a produção do produto no México, afirmou neste sábado um senador do partido governista em entrevista publicada em um jornal.

Na semana passada, o presidente do México, Felipe Calderón, afirmou, durante viagem ao Brasil, que estava interessado em um acordo com a Petrobras para aumentar a produção petrolífera de ambos os países.

"Essa aliança com a Petrobras seria importante e fundamental. A atual legislação permite isso e seria bom criá-la agora", afirmou ao El Universal o senador Ruben Camarillo, do Partido da Ação Nacional, que também é secretário da comissão de energia do Senado.

A produção da Petrobras aumentou nos últimos anos, enquanto a Pemex tem enfrentado dificuldades com a queda da produção e o encolhimento das reservas.

A diminuição na produção de petróleo é uma grande ameaça às finanças do governo mexicano, que depende dos impostos petrolíferos para formar cerca de 40 por cento do orçamento federal.

A Constituição mexicana limita o investimento estrangeiro na indústria energética do país, mas algumas parcerias com a Pemex são permitidas, contanto que não envolvam companhias que sejam pagas com uma fatia dos lucros.

A Pemex espera aumentar a produção de petróleo para 2,65 milhões de barris por dia até o final desde ano, acrescentando novos poços em seu projeto Chicontepec.

Mas analistas estão céticos de que a companhia domina os desafios técnicos e logísticos de desenvolver o petróleo bruto no local (Fonte: O Globo / Reuters, 2009-08-22).

Governador do Rio de Janeiro diz que mudar royalties do pré-sal é assalto

A uma semana do anúncio das novas regras do pré-sal, o governador do Rio, Sérgio Cabral, partiu para o ataque à proposta em estudo no governo federal que ele classifica de "assalto" ao seu Estado. O alvo principal é a mudança na distribuição dos royalties do petróleo, que renderam R$ 6,8 bilhões aos cofres estaduais em 2008. Em entrevista exclusiva ao Estado, Cabral criticou ainda a exclusividade que será dada à Petrobras como operadora do pré-sal.

Cabral não aceita o projeto em estudo no governo que distribui os royalties para todos os Estados e municípios, inclusive aqueles onde não há exploração do petróleo. O Rio seria um dos grandes prejudicados por esse modelo, assim como outros Estados produtores. "Não há nada que me faça permitir que o Rio seja assaltado", reagiu Cabral, para depois alertar: "São Paulo será assaltado também." Outro ponto atacado pelo governador é a fatia reservada à Petrobras de, no mínimo, 30% do valor do produto extraído. A estatal será a única operadora dos campos de pré-sal. "É uma vergonha", criticou. "A Petrobrás não é maior que o Brasil. A lógica do Brasil não deve seguir a Petrobras", disse.

A discussão sobre os royalties no pré-sal esquentou nas últimas semanas, após declarações do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, indicando que o governo quer distribuir os recursos a todos os Estados e municípios. Cabral, que vinha mantendo certo distanciamento no debate, tornou pública a sua posição na quinta-feira. Coincidência ou não, dois dias antes o governador encontrou-se, no Rio, com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, a quem cabe a palavra final sobre o novo marco regulatório.

Também interessados diretamente no tema, os governadores de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung, ainda não se manifestaram publicamente. A faixa do pré-sal abrange três bacias sedimentares e se estende por 800 quilômetros, na direção principalmente desses três Estados, beneficiários naturais dos royalties, pelo atual modelo. Lobão garante que a mudança só afetará os contratos sob as novas regras. E, embora diga que não há definição sobre o assunto, o ministro reforça que o objetivo do governo é redistribuir os benefícios do petróleo "entre todos os brasileiros", por um fundo para investimentos em saúde e educação.

Há, porém, grandes dúvidas sobre a proposta. A primeira é quanto a constitucionalidade da nova lei. A Constituição prevê compensação a Estados e municípios produtores de recursos minerais ou hídricos. "Royalty é compensação, funciona assim com petróleo, com minério ou com usinas hidrelétricas", comenta o consultor Rafael Schetchman, do Centro Brasileiro de Infraestrutura, que foi superintendente de participações governamentais na primeira gestão da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Atualmente, a União fica com 30% dos royalties e 50% da participação especial. Arrecadou R$ 5,9 bilhões em 2008. (Fonte: Estadão / Agência Estado - O Estado de S. Paulo, 2009-08-23).

Petrobras pode ter nova fronteira exploratória

A descoberta de um novo reservatório de petróleo leve na Bacia de Campos, anunciado anteontem pela Petrobras, pode significar a abertura de nova fronteira exploratória no País, na opinião de especialistas.

Para eles, as novas reservas de Aruanã e a alta do preço do petróleo justificam o bom desempenho das ações da estatal no dia seguinte ao anúncio. As ordinárias (ON) subiram 2,04% e as preferenciais (PN), 1,75%.

Com concessões na mesma região, a OGX foi a reboque, fechando em alta de 3,87%. As duas empresas foram beneficiadas também pela alta do preço do petróleo, para US$ 73,89

“Na prática, a Petrobras está obtendo sucesso agora com esse tipo de rocha carbonática, que pode resultar numa nova série de outras descobertas na área”, comentou o analista do Banco do Brasil Investimentos, Nelson Rodrigues de Mattos.

Recorde

A companhia lembrou, em nota, na quinta-feira, que já havia realizado duas descobertas parecidas na região. Em um poço, a estatal bateu o recorde mundial de produção em rochas carbonáticas - semelhantes às do pré-sal -, com a marca de 43,5 mil barris por dia. A Petrobras afirmou ter encontrado 280 milhões barris de petróleo de boa qualidade em Aruanã. Nas descobertas anteriores, estima ter encontrado outros 695 milhões de barris. “Essa descoberta se soma a outras recentes, que mostram a grande eficiência da empresa em manter níveis elevados de sucesso na exploração”, comentou a analista Mônica Araújo, da corretora Ativa, completando que espera novos anúncios de descobertas em breve.

Para os especialistas, a maior vantagem da nova frente exploratória é já contar com a infraestrutura de escoamento. “A Petrobras pode desenvolver a área em, no máximo, três anos. Basta deslocar uma unidade que esteja subutilizada perto do local e tenha características semelhantes”, disse Mônica. Essa estratégia já foi adotada em Cachalote, no pré-sal da Bacia de Campos, que receberá a plataforma que estava em Golfinho (ES). (Fonte: G1 / Agência Estado - Jornal O Estado de S. Paulo, 2009-08-22).

Petrobras descobre mais petróleo leve na Bacia de Campos

A Petrobras anunciou nesta quinta-feira uma nova descoberta de petróleo leve no pós-sal (reservatórios carbonáticos) na Bacia de Campos, com a perfuração do poço 1-BRSA-713-RJS (1-RJS-661), informalmente denominado Aruanã, na Concessão Exploratória BM-C-36 (bloco C-M-401), onde é operadora exclusiva. Análises preliminares indicam a presença de volumes recuperáveis em torno de 280 milhões de barris de óleo leve (28º API) e com boa produtividade. O Bloco BM-C-36 foi adquirido na 7ª rodada de licitação da Agência Nacional do Petróleo (ANP), em outubro de 2005.

O poço descobridor está localizado a cerca de 120 km da costa do Estado do Rio, em águas onde a profundidade é de 976 metros. A descoberta foi comprovada por avaliações em reservatórios localizados entre 2.993 e 3.123 metros de profundidade. A descoberta será, em seguida, objeto de Plano de Avaliação a ser apresentado à ANP.

Embora esteja acima da camada de sal, o anúncio é importante porque o petróleo encontrado é considerado leve, de maior valor que o pesado. Além disso, a Bacia de Campos é tradicionalmente conhecida por suas jazidas de óleo mais denso.

Marlim Sul

Em reservatórios geologicamente semelhantes à esta descoberta, no Campo de Marlim Sul, também na Bacia de Campos, a Petrobras perfurou dois poços 6-MLS-122-RJS (Jurará) e 6-MLS-146D-RJS (Muçuã), nos anos de 2007 e 2009, em águas de 1.200 metros de profundidade. Esses poços permitiram estimativas, em conjunto, de 350 milhões de barris recuperáveis de petróleo de 27º API. O desenvolvimento desses projetos está previsto no Plano Estratégico 2009-2013, com início de produção em implantação na plataforma P-51, que já produz petróleo na área e, em 2011, na plataforma P-56, que está em construção.

A empresa destaca que ganhou experiência para exploração desse tipo de reservatório no campo de Marlim Leste, com o poço 6-MLL-14-RJS, informalmente denominado Jabuti, em lâmina d'água de 1.300 metros, distante 120 quilômetros da costa, que identificou reservatório portador de um volume recuperável de cerca de 345 milhões de barris de óleo de 28º API. O primeiro óleo desse reservatório foi produzido em 2008 com a plataforma FPSO Seillean.

''A produção do conjunto dessas áreas deve contribuir a curto e médio prazos para o crescimento da curva de produção da companhia, pois já existem instaladas estruturas de produção e escoamento", diz a nota divulgada pela empresa, acrescentando que as descobertas de Jabuti e Jurará já estão computadas nas reservas provadas da Petrobras de 2008 (Fonte: O Globo - Globo, 2009-08.

Lobão diz que nova regulação do pré-sal não fere Constituição

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, garantiu há pouco que a proposta da nova regulamentação para exploração de petróleo no pré-sal nas áreas ainda não licitadas não fere a Constituição. O novo marco regulatório, que está em análise pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva, reduz o pagamento de royalties e Participações Especiais (PEs) aos estados e municípios produtores.

Segundo Lobão, a proposta de criação de um fundo social para dividir a receita futura da exploração do pré-sal entre todos os estados da Federação garante o respeito ao que determina o Artigo 20 da Constituição, que prevê a participação no resultado da exploração do petróleo, gás ou recursos hídricos como compensação financeira pela exploração.

- Vamos criar um fundo social para servir a todos os brasileiros, que é o que diz a Constituição. Vai ser criado um fundo social que vai servir a todos os estados brasileiros. O artigo 20 da Constituição diz que o subsolo pertence à União Federal. A União Federal significa todos os estados da federação - destacou Lobão.

Ele participou no Rio da solenidade de posse do novo presidente da Petrobras Distribuidora (BR), José Lima Neto. Ele sucede José Eduardo Dutra, que vai concorrer às eleições para a presidência nacional do PT.

Ao comentar o fato de que o Estado do Rio, o maior produtor de petróleo do país, assim como o estado de São Paulo, onde se localizam os blocos do pré-sal na Bacia de Santos, serão os maiores prejudicados com o novo modelo de partilha que está sendo proposto, Lobão garantiu que todos serão beneficiados.

- Todos os estados da Federação Brasileira receberão. Se todos os estados vão receber, do pré-sal inclusive, significa que o Rio de Janeiro também, o Espírito Santo, São Paulo vão receber - afirmou o ministro.

O ministro voltou a garantir que o novo marco regulatório "será aplicado na exploração dos blocos ainda não licitados". Ele destacou que os contratos atuais no regime de concessão serão mantidos, incluindo os blocos nos quais foram feitas descobertas de petróleo no pré-sal (Fonte: O Globo - Globo, 2009-08-20).

Exportação de petróleo angolano deverá ter pico em outubro

As exportações de petróleo angolanas deverão atingir 1,903 milhões de barris diários em outubro - o nível mais elevado do ano -, e acima da cota do país africano estabelecida pela Organização de Países Exportadores de Petróleo (Opep), segundo os programas de exportação.

Os programas preliminares das grandes petrolíferas que operam no país, segundo a agência de informações financeiras Bloomberg, apontam para um total de 62 carregamentos em outubro, num valor total de 59,1 milhões de barris, uma média diária de 1,903 milhões de barris. Trata-se do nível mais elevado desde dezembro do passado, quando a Opep fez sucessivos cortes de produção para tentar conter a derrubada dos preços do produto nos mercados internacionais.

Em setembro, as exportações atingiram uma média diária de 1,854 milhões de barris, num total de 58 carregamentos. Segundo o ministro angolano do Petróleo, Botelho de Vasconcelos, o atual objetivo de produção do país é de cerca de 1,656 milhões de barris, no âmbito da Opep. O cartel petrolífero aumentou o nível de produção em julho, após recuperação dos preços registrada nos últimos meses.


Melhora

As melhores perspectivas para o setor petrolífero angolano têm levado os analistas que acompanham a economia do país a rever em alta as previsões de crescimento, afastando o cenário de recessão profunda estimada no início do ano.

Na semana passada, o Banco Mundial reviu a quebra de 1,9% do Produto Interno Bruto (PIB) para um crescimento nulo, afirmou à Agência Lusa o economista-chefe da instituição para Angola, Ricardo Gazel.

O economista brasileiro afirma que o crescimento angolano poderá até ser positivo, se o setor petrolífero crescer mais de 10%. Mas, entretanto, o preço do petróleo subiu e a produção de petróleo angolana inscrita no Orçamento de Estado revisto, 1,8 milhões de barris diários, está apenas 6,5 % abaixo da registrada no ano passado.

Apesar da quebra, afirma Gazel, o valor previsto para a produção está "acima do que seria se todos os cortes acordados com a OPEP fossem implementados".

"Mas a verdade é que nenhum país está a implementar a 100%" os cortes do cartel, frisou. (Fonte: Agência Lusa, 2009-08-19).

Brasil busca mais controle do petróleo do pré-sal

Uma reportagem do jornal americano "The New York Times" afirma nesta terça-feira que diante da descoberta do petróleo da camada pré-sal o governo do Brasil está tentando "se distanciar de mais de uma década de cooperação próxima com companhias petrolíferas estrangeiras e exercer mais diretamente seu controle da extração".

O jornal afirma que tal iniciativa seria parte de uma "motivação nacionalista" do Brasil para aumentar o lucro advindo de suas reservas naturais e "cimentar sua posição como potência global". O "New York Times" diz ainda que essa tentativa de exercer maior controle pode, entretanto, acabar retardando o ritmo de desenvolvimento daquelas reservas.

A reportagem, assinada pelo correspondente do jornal no Brasil, avalia a intenção do governo de deixar nas mãos da Petrobras o controle da nova área que ainda não foi licitada, o que, nas palavras do jornal, restringiria as empresas estrangeiras "ao papel de investidores financeiros". O texto questiona a possibilidade de o país retornar a um clima de "fervor nacionalista" como o que marcou governos desenvolvimentistas como o de Getúlio Vargas e o do regime militar.

"Autoridades do governo daqui insistem que o Brasil não será tomado pelo mesmo tipo de fervor nacionalista que varreu a América Latina nos últimos anos", disse o correspondente. "Como o México no final dos anos 30, Venezuela, Bolívia e Equador confiscaram os ativos de energia e expulsaram as companhias estrangeiras, apenas para ver sua produção de petróleo e gás natural estagnar ou diminuir."

Um analista ouvido pelo jornal, Christopher Garman, disse que a opção é "míope" e "poderá atrasar a capacidade do Brasil de usar o petróleo para ajudar a transformar o país". A reportagem ressalvou, entretanto, que o governo "não está propondo que os estrangeiros sejam excluídos dos projetos de energia, nem mesmo que não tenham a chance de conquistar participações majoritárias em alguns casos".

"As empresas estrangeiras já estão envolvidas na primeira leva de projetos do pré-sal, incluindo o campo gigante de Tupi, que a Petrobras estima conter entre 8 bilhões a 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural", lembrou o correspondente.


'Bilhete premiado'

Falando para a matéria, o presidente da Petrobras, Sérgio Gabrielli, diz que o governo tem razão para limitar a participação estrangeira. Em 1997, os preços do petróleo estavam baixos e o país lutava economicamente, ele disse. Hoje, em vez de arriscada, envolver-se na prospecção do combustível é como "ganhar um bilhete de loteria premiado", ele disse.

Na essência do debate, disse o jornal, está a questão do uso dos recursos para mudar o panorama social do país, uma situação que o "NYT" chamou de "aposta alta". "Muitos veem o petróleo como uma bala mágica para lidar com os maiores desafios sociais do país. Luiz Inácio Lula da Silva, o popular presidente do Brasil, quer mudar as leis de energia para canalizar mais receita dos campos ainda não desenvolvidos para os cofres do governo, criando fundos para melhorar a educação e saúde."

Entretanto, Gabrielli disse que a real discussão, na prática, não é "acelerar ou não acelerar" o desenvolvimento do pré-sal, porque o equipamento necessário para realizar as explorações está falta. "A questão não é acelerar ou não acelerar", disse, segundo o jornal. "Nós estamos no limite da capacidade mundial do setor." (Fonte: Estadão / BBC Brasil, 2009-08-18).

Lula pede novas consultas sobre novo marco para o petróleo

A definição da proposta do Executivo para mudanças no marco regulatório do petróleo, que poderia sair na semana que vem, vai levar mais tempo, após o presidente Luiz Inácio Lula da Silva ter requisitado mais consultas sobre o assunto, de acordo com a assessoria do Palácio do Planalto.

O Planalto estava organizando um evento para apresentar publicamente a proposta governamental para o setor na semana que vem, o que foi descartado.

Lula pediu aos ministros Dilma Rousseff (Casa Civil) e Edison Lobão (Minas e Energia) que consultem empresários e trabalhadores sobre o assunto.

Além disso, Lula também quer que o governo, paralelamente, consulte os líderes dos partidos da base aliada.

O Planalto pretende realizar o evento para divulgar mais amplamente, junto à opinião pública, o que o governo quer com as mudanças.

A reunião desta sexta-feira sobre o novo marco regulatório do petróleo durou pouco mais de três horas.

Estiveram com o presidente na reunião, além de Lobão e Dilma, o ministro da Fazenda, Guido Mantega, o advogado geral da União, Antônio Dias Toffoli, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, e o diretor da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim (Fonte: O Globo - Globo / Reuters, 2009-08-14).

Lucro semestral da Petrobras caiu 20%

A Petrobras fechou o segundo trimestre deste ano com lucro líquido de R$ 7,734 bilhões, uma queda de 20,4% em relação a igual período do ano passado, quando a estatal registrou ganhos de R$ 9,717 bilhões, devido, principalmente, à queda do preço do petróleo e de seus derivados no mercado internacional. O resultado ficou dentro das expectativas dos analistas, que previam lucro de cerca de R$ 7 bilhões no segundo trimestre.

Na comparação com os primeiros três meses deste ano (R$ 5,816 bilhões) houve alta de 33%. Mas, no consolidado do primeiro semestre de 2009, a Petrobras teve lucro líquido de R$ 13,55 bilhões, queda de 20% no comparativo com os seis primeiros meses do ano passado, quando o ganho foi de R$ 16,956 bilhões.

Segundo a empresa, o valor médio do petróleo Brent ficou em US$ 52 durante o primeiro semestre do ano, ante US$ 109 o barril nos primeiros seis meses de 2008, tendo forte influência no resultado da companhia. A empresa também fez referência à variação cambial.

"O resultado financeiro negativo, fruto dos maiores volumes de financiamentos, das operações de hedge comercial e da variação cambial sobre ativos no exterior, também contribuiu para esse resultado" informou a companhia, em comunicado enviado ao mercado.

A Petrobras ressaltou, no entanto, a melhora do desempenho na passagem no primeiro para o segundo trimestre.

O diretor financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, explicou que o melhor resultado do segundo trimestre se deve sobretudo a dois fatores. O primeiro é o aumento da produção nacional de petróleo em 1% em comparação ao trimestre anterior, atingindo 2,28 milhões de barris por dia de petróleo e gás, e o segundo, a recuperação dos preços internacionais do petróleo. O aumento do consumo de derivados em 10% entre abril e junho, em comparação ao trimestre anterior, também contribuiu. No segundo trimestre, a demanda por derivados de petróleo atingiu 1,76 milhão de barris diários, contra 1,6 milhão nos três primeiros meses do ano.

- A recuperação dos preços internacionais do petróleo e o aumento da demanda interna de combustíveis mostram que o cenário é positivo - destacou Barbassa.

Com a gradual alta dos preços do petróleo, aliada a uma redução nos custos de alguns equipamentos, a Petrobras poderá superar a marca de R$ 60 bilhões de investimentos previstos para este ano, de acordo com Barbassa. Apenas no primeiro semestre, a companhia investiu R$ 32,5 bilhões, 56% a mais do que os R$ 20,8 bilhões investidos em igual período do ano passado. Com uma queda entre 10% e 20% no preço de alguns equipamentos, a Petrobras está contratando mais sondas de perfuração, que não estavam previstas anteriormente.

O fato de a Petrobras ter estoques de petróleo que foram comprados no primeiro trimestre a preços menores teve um impacto positivo no resultado, mas que, segundo Barbassa, foi praticamente anulado pela forte valorização do real. Com muitos ativos em dólar, o efeito câmbio teve um impacto negativo no balanço de R$ 2,5 bilhões.

Considerando apenas os números do segundo trimestre, a receita líquida da estatal situou-se em R$ 44,605 bilhões, também 20% inferior ao registrado em igual período do ano passado e 5% superior ao do primeiro trimestre deste ano, que foi de R$ 42,595 bilhões

No mesmo período, a geração de caixa medida pelo Ebitda (lucro antes de impostos, juros, amortizações e depreciações, da sigla em inglês) correspondeu a R$ 17,513 bilhões, uma alta de 30% perante o resultado de janeiro a março de 2009, de R$ 13,423 bilhões.

A produção total de petróleo e gás da companhia subiu 2% na comparação com o primeiro trimestre e 6% no acumulado do primeiro semestre, ante igual período do ano passado, para 2,52 milhões de barris/dia.

"O aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador), aliado à entrada em operação das plataformas P-53 (Marlim Leste) e P-51 (Marlim Sul), superaram o declínio natural dos campos maduros", informou a empresa (Fonte: O Globo - Globo / Valor Online / Reuters, 2009-08-14).

Petrobras estima ter 12 sondas até o final de 2010 para o pré-sal

O diretor financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, Almir Barbassa, reafirmou ontem a intenção da estatal de continuar a investir de forma intensiva em exploração e produção de petróleo e gás mesmo depois da queda de 20% do lucro da empresa no primeiro semestre de 2009, comparado a 2008. Para isso a companhia espera receber mais duas sondas ainda este ano para aumentar a atividade na área do pré-sal na Bacia de Santos, e outras 6 no ano de 2010. Com isso, somariam 12 unidades. Além disso, o executivo explicou que a empresa está licitando mais oito cascos de navios-plataformas (FPSO, na sigla em inglês) para operar na região.

Esses investimentos estão sendo suportados pela geração de caixa da empresa e pela captação de recursos que tem encontrado no Brasil e no exterior. De acordo com o balanço da empresa sobre o desempenho no primeiro semestre, além do empréstimo de US$ 13,3 bi do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), a empresa fechou acordos com o China Development Bank, no valor de US$ 10 bi e com o US EximBank no valor de US$ 2 bi. Ainda no primeiro semestre a Petrobras obteve empréstimo ponte de US$ 6,5 bi para serem trocados por emissões de títulos.

Segundo Barbassa, com esses investimentos, a meta da empresa é chegar ao fim de 2010 com uma produção de 2,25 milhões de barris no Brasil. "Essa é uma meta desafiadora", reconheceu ele. Para a corretora Geração Futuro, esse alvo é considerado agressivo e não descarta nem mesmo o não-cumprimento desse objetivo.

Durante a apresentação dos resultados da companhia a analistas de mercado e investidores, no Rio de Janeiro, Barbassa admitiu que se a empresa mantiver o ritmo dos investimentos do primeiro semestre é bem possível que o orçamento de 2009, de cerca de R$ 60 bi, possa ser revisado para cima. Até junho, a Petrobras já havia empregado R$ 32,5 bi, pouco mais de 53% do total para o ano. A aplicação dessa parcela do orçamento da empresa foi atribuída à disponibilidade e preços mais em conta dos equipamentos, fato não previsto no mercado, resultado da retração da demanda mundial na indústria do petróleo que chegou a frear a atividade de empresas mais fortemente que da brasileira. "Se analisarmos a queda de 20% de nosso lucro no segundo trimestre de 2009 ante 2008, e olharmos o exterior, veremos que estamos bem melhor, pois há casos de companhias que caíram de 70% a 80% na mesma base de comparação", exemplificou ele.

A Petrobras reafirmou ontem a intenção de continuar a investir em exploração e produção. Para isso espera receber mais duas sondas ainda este ano e 6 no ano de 2010. Com isso, se somariam 12 unidades (Fonte: DCI, 2009-08-19).

China quer depender menos de petróleo angolano

As petrolíferas chinesas continuam "famintas" por petróleo angolano, competindo mesmo entre si. Contudo, Pequim prepara-se para diminuir a dependência do "ouro negro" angolano, segundo um relatório divulgado nesta segunda-feira pela Chatham House.

"A China tem estado a modernizar as suas refinarias para reduzir as necessidades de petróleo da África. É de esperar que se torne menos dependente nos próximos anos", indica o relatório do centro de estudos estratégicos britânico.

De acordo com a Chatham House, a petrolífera Sinopec "continua faminta por novas aquisições em Angola", estando pré-qualificada para a próximo leilão de blocos petrolíferos (adiado devido à conjuntura depressiva do mercado), através da SIG e da SSI, um parceria com a estatal angolana Sonangol.

A recente aquisição da norte-americana Marathon Oil pela Sinopec de uma participação de 20% no Bloco 32 em Angola, negócio que contou com o interesse paralelo da também chinesa CNPC, demonstra uma nova tendência de disputa entre as petrolíferas de Pequim, defende.

"Pela primeira vez, as petrolíferas chinesas estão a concorrer abertamente entre elas por concessões angolanas", aponta o estudo.

O documento destaca também que são "altamente exagerados" os medos de que o setor petrolífero de Angola e Nigéria sejam apropriados por petrolíferas asiáticas, uma vez que são as grandes petrolíferas norte-americanas ou europeias que reclamam uma maioria das reservas.

"Nem Nigéria nem Angola encaixam no estereótipo dos frágeis estados africanos explorados implacavelmente por tigres asiáticos famintos de recursos", diz.

Abordagem

Os pesquisadores destacam ainda a abordagem mais pragmática da China em relação a Angola, em contraste com a de outros países asiáticos, sobretudo a Índia.

"Os laços entre negócios privados e estatais são um fator chave no sucesso das estratégias petrolíferas chinesas em Angola, face às de outros países asiáticos. As profundas relações políticas e empresariais entre China e Angola contrastam fortemente com a abordagem da Índia", frisa.

Angola é o maior fornecedor petrolífero africano da China - 599 milhões de barris em 2008, no valor de US$ 59,9 bilhões, segundo dados da Agência Internacional de Energia. Além disso, os empréstimos da China, que tem o petróleo como garantia, têm financiado a reconstrução do país africano.

A assistência chinesa permitiu o início de cerca de 120 projetos desde 2004, e até março deste ano o volume de ajuda financeira estava estimado em US$ 15 bilhões.

Atualmente, destaca o relatório, os empréstimos já não são exclusivamente garantidos por petróleo e o último empréstimo chinês ( de US$ 1 bilhão, em março) está direcionado para o desenvolvimento da agricultura (Fonte: TN Petróleo / Agência Lusa, 2009-08-10).

Companhias dos EUA exploram 50% do petróleo angolano

O petróleo está no centro das relações econômicas bilaterais entre Angola e os Estados Unidos, com duas petrolíferas norte-americanas operando poços que representam cerca de metade das exportações angolanas do combustível em estado bruto.

Segundo dados da Administração para a Informação Energética, organismo estatístico de Washington para o setor, o Bloco 15 (off-shore do Soyo), representa perto de 30% da produção angolana, e é operado pelo "gigante" norte-americano ExxonMobil, através da subsidiária Esso, com uma participação de 40% no consórcio.

Além dela, a Chevron opera o Bloco 0 (Cabinda), de onde sai aproximadamente 20% da produção angolana, tendo como parceiros a Sonangol, a TotalFinaElf e a ENI-Agip.

A Chevron ainda opera o Bloco 14, o primeiro de águas ultraprofundas a entrar em produção (105 mil barris em 2006).

O país tem ainda a também norte-americana Marathon, que recentemente chegou a acordo com duas petrolíferas chinesas - Sinopec e CNOOC - para vender, por US$ 1,2 bilhão, 20% da sua participação no Bloco 32, considerado "altamente promissor" nos trabalhos de prospecção já realizados.

De acordo com a Bloomberg, o negócio contava ainda com o interesse da indiana ONGC e da Petrobras.

China

Angola é o sexto maior fornecedor petrolífero dos Estados Unidos, sendo a venda da Marathon emblemática da sobreposição dos interesses norte-americanos com os da China.

O gigante asiático já tem em Angola o seu principal fornecedor petrolífero africano - 599 milhões de barris em 2008, no valor de US$ 59,9 bilhões, segundo dados da Agência Internacional de Energia.

"As exportações para os países asiáticos cresceram rapidamente nos últimos anos, particularmente para a China (...) A Sonangol e a Sinopec vão também estar atentas a futuras concessões, particularmente nos 23 blocos na Bacia do Kwanza e áreas abandonadas dos blocos 15, 17 e 18", diz a Administração para a Informação Energética norte-americana.

Juntos, Estados Unidos e China recebem atualmente 90% das exportações petrolíferas angolanas, que por sua vez contribuem com mais de 80% do PIB e 83% das receitas do Estado (2008) (Fonte TN Petróleo / Agência Lusa, 2009-08-06).

Meta de produção de petróleo está ameaçada

Pelo terceiro ano seguido, a Petrobras vê ameaçada sua meta de produção diária de óleo. Depois de divulgar, na sexta-feira, que sua produção média de junho ficou 3,2% menor do que a de maio, analistas do setor elaboraram relatórios destacando a dificuldade que a estatal enfrentará para atingir a meta prevista para o ano, na casa dos 2,05 milhões de barris por dia.

O analista do Banco do Brasil, Nelson Rodrigues de Mattos, calcula que para atingir a meta a Petrobras terá de registrar produção média de 2,142 milhões de barris/dia ao longo de todo o segundo semestre. Isso representa aumento de 15,5% em relação ao mesmo período no ano passado. Apenas assim a produção média do primeiro semestre, de 1,958 milhão de bpd, seria compensada.

Para ele, o cumprimento da meta para este ano está diretamente relacionado ao "ritmo de conexão" dos 50 poços produtores ou injetores previstos nos projetos das plataformas P-53, P-51 e FPSO Cidade de Niterói, nos Campos de Marlim Leste e Marlim Sul, na Bacia de Campos. As unidades começaram a operar entre o fim do ano passado e início deste ano, e ainda estão longe de atingir seu pico de produção. Como não acredita ser possível reverter a situação a tempo, Mattos já projeta uma nova média, de 2 milhões de bpd para o ano.

Segundo o analista Emerson Leite, do Credit Suisse, para conseguir atingir a média que compensaria o desempenho menor no primeiro semestre, a Petrobras teria de ter uma "rampa crescente" de produção nos próximos meses. "Assumida essa rampa crescente, a estatal poderia atingir "deslumbrantes" 2,3 milhões de bpd no fim de 2009, o que não parece realista dada a fraca capacidade definida para ser adicionada nos próximos meses." (Fonte: Último Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-21).