Mais de 85 mil moçambicanos com gás natural a partir de 2012

Cerca de 85.000 habitantes da província de Maputo, sul de Moçambique, vão poder consumir gás natural moçambicano a partir de Junho de 2012, segundo um administrador da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH).

As maiores reservas de gás natural até agora descobertas em Moçambique situam-se em Temane e Pande, província de Inhambane, sul, e estão a ser exploradas desde 2004 pela sul-africana SASOL.

Tal como os distritos de Vilanculo, Inhassoro e Govuro, daquela província, já beneficiam de energia eléctrica, gerada a partir do gás natural moçambicano, também algumas empresas a operar na cidade industrial da Matola, arredores de Maputo, o usam nas suas actividades de produção.

Dentro de dois anos será a vez dos habitantes da capital e de outros potenciais clientes da Matola e do distrito de Marracuene usufruírem, anualmente, de 45 milhões de gigajoules de gás natural produzidos em Temane.

De acordo com o administrador de Engenharia, Projectos e Desenvolvimento da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), Paulino Gregório, as obras de construção da rede de transporte e distribuição de gás vão começar em Março de 2011 e irão criar 230 novos postos de trabalho.

Paulino Gregório falava hoje, em Maputo, na apresentação pública do projecto que, segundo afirma estar avaliado em "95,5 milhões de dólares", o equivalente a 72,7 milhões de euros.

Segundo explicou o administrador da ENH, o consumo do gás de Temane vai permitir ao país reduzir a importação de combustíveis, que neste momento ronda os 5 milhões de barris de petróleo por ano.

(Fonte: Diário Digital - Sapo/ Lusa, 2010-09-21).

Produção de petróleo bateu recorde

A produção de petróleo no Brasil estabeleceu novo recorde em Agosto, com 2,078 milhões de barris diários, anunciou, na quinta-feira, em comunicado, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bio Combustíveis (ANP). O documento refere que, desta forma, foi ultrapassado o recorde anterior, estabelecido em Abril, de 2,077 milhões de barris.

A ANP revelou que vai passar a divulgar mensalmente, na última semana, os dados da produção de petróleo e gás no país e o volume por empresa. A Petrobras passa a saber, assim, qual volume de produção dos parceiros minoritários nos campos onde que ela opera, mas continua mas sem dispor dos dados nos campos em que a sua participação é menor, como são os casos de Ostra (Shell) e Frade (Chevron). “O novo recorde reflecte o trabalho que vem sendo feito ao longo dos anos”, sublinhou o director da ANP, Victor Martins, durante a Rio Oil & Gas.

Com os blocos que já foram vendidos, disse, a produção de empresas privadas no país deve aumentar nos próximos quatro anos. Em Agosto, por exemplo, a Petrobras respondeu por quase 92 por cento da produção, com 1,898 milhão de barris diários. Neste número não foram contabilizados os barris obtidos em parcerias em que a empresa estatal não é a operadora. A produção de gás natural ficou em 60,8 milhões de metros cúbicos. O estudo da ANP lembra que o Brasil tinha, em Agosto, 294 concessões em produção, 75 das quais, marítimas. A bacia de Campos continua a ser o principal pólo produtor, com 1,765 milhão de barris de petróleo em Agosto, equivalente a 84,9 por cento, seguida da do Espírito Santo, com 36,6 mil barris diários, 3,3 por cento.

(Fonte: Jornal de Angola-Sapo, 2010-09-19).

A descoberta de petróleo em Moçambique

Após alcançar a estabilidade política, os adventos da paz se fazem sentir a todos os níveis na pátria de Samora Machel. Antiga colónia e província ultramarina de Portugal, Moçambique teve a sua independência a 25 de Junho de 1975. Faz parte da CPLP (Comunidade dos Países de Língua Portuguesa), da SADC (Comunidade de Desenvolvimento da África Austral), da Commonwealth (Associação de Estados e de Territórios Autónomos com forte ligação ao Reino Unido tendo como elo de ligação a língua inglesa), da Organização da Conferência Islâmica e da ONU (Organização das Noções Unidas).

Após a assinatura do Acordo Geral de Paz em Roma, a 4 de Outubro de 1992, pelo então Presidente da República, Joaquim Chissano, e Afonso Dhlakama, presidente da RENAMO, e por representantes dos mediadores, a Comunidade de Santo Egídio, da Itália, acordo esse que pôs fim a 16 anos de guerra civil, Moçambique passou para uma fase de reconstrução nacional que previa a recuperação de tudo o que foi destruído pela guerra e de recuperação de empresas estratégicas. É neste processo que após várias negociações, a 31 de Outubro de 2006, o Estado português vendeu parte da participação de 82 por cento que detinha no consórcio da barragem de Cahora Bassa, ao Estado moçambicano, por 740 milhões de euros, ficando apenas com 15 por cento do capital. Os restantes 85 por cento passaram a caber ao Estado moçambicano, em troca de 950 milhões de dólares.

O acordo foi assinado entre o Primeiro-Ministro português, José Sócrates, e o Presidente moçambicano, Armando Guebuza, em Maputo. A última tranche do pagamento devido pelo Estado moçambicano só se realizou a 27 de Novembro de 2007, tendo a cerimónia de reversão do empreendimento para Moçambique sido realizada na vila do Songo, a 28 de Novembro de 2007. Este negócio permitiu aos moçambicanos recuperarem um dos seus maiores símbolos de orgulho nacional.

Para complementar os motivos de alegria, em entrevista ao Semanário Sol, a 17 de Agosto deste ano, a ministra dos Recursos Minerais de Moçambique, Esperança Bias, confirmou a notícia avançada pela ANADARKO Petroleum Corporation, uma companhia norte-americana com sede no Texas, que anunciou a descoberta de petróleo na Bacia do Rovuma, norte de Moçambique, não se sabendo ainda se em quantidades comercializáveis. A expectativa é de que os estudos complementares fiquem prontos ainda neste ano.

Segundo a governante, a presença de petróleo associada ao gás, naquela bacia, foi detectada a uma profundidade de 5100 metros. Esta é a primeira vez que se descobre petróleo offshore na África Oriental.

A notícia foi recebida com algumas reservas por alguns sectores da sociedade civil local. Para alguns especialistas, seria surpresa se a reserva não fosse economicamente viável. Há alguns anos já se tem a informação da presença de gás na região. Se os estudos continuaram, é porque a probabilidade de extracção comercial de petróleo é grande. Mas lembra-se que a vizinha África do Sul já passou pela decepção de encontrar petróleo e não conseguir explorá-lo. “Levar esse petróleo do mar para a terra requer investimentos extraordinários. Se o petróleo for pouco, não vale a pena”, explicou o engenheiro local Inácio Bento.

Segundo a agência Lusa, há quatro anos, a ANADARKO e as autoridades moçambicanas rubricaram um acordo para a abertura de seis furos na Bacia do Rovuma. O petróleo associado ao gás foi descoberto no terceiro furo denominado Ironclad, depois de, no segundo furo, designado Windjammer, aberto em Fevereiro último, a multinacional norte-americana ter anunciado a descoberta de gás em offshore, a uma profundidade de 3600 metros e 147 de espessura.

Para além da ANADARKO, existem mais três empresas a fazerem pesquisa e prospecção de hidrocarbonetos na bacia do Rovuma: a ENI da Itália, PETRONAS da Malásia e a STATOIL da Noruega. A ANADARKO Petroleum Corporation actua em Moçambique desde 2006 e já investiu 300 milhões de dólares nas operações de prospecção. No final do mes de Julho, a companhia anunciou outra descoberta de petróleo em África, nas águas profundas da costa do Ghana, na região de Owo, no Oceano Atlântico.

A Anadarko também faz estudos para localizar petróleo nas formações geológicas parecidas em outros pontos da costa, entre o Ghana, a Costa do Marfim, Serra Leoa e a Libéria. Os investimentos na prospecção de petróleo em Moçambique vão ultrapassar 550 milhões de euros até 2011, de acordo com as projecções apontadas nos contratos do Governo com as multinacionais petrolíferas, estima o Instituto Nacional do Petróleo.

As notícias são animadoras para o Governo moçambicano, que terá certamente o país na rota de grandes empresários interessados em investir em outros sectores da vida civil, como acontece com outros países exportadores de petróleo. É de salientar que já com alguma visão no futuro, o Governo moçambicano autorizou, a 2 de Outubro de 2007, a construção da primeira refinaria de petróleo em Moçambique, destinada a produzir 300 mil barris por dia. A construção teve início no ano de 2008.

Para além das mais recentes estimativas de petróleo, Moçambique possui das maiores reservas mundiais de gás natural. O gás natural moçambicano tem como principal destino o mercado sul-africano. Existe um gasoduto de 865 km que liga os campos de Temane e Pande a Secunda, que têm como missão primária fornecer 80 milhões de Giga Joules de gás natural que servirão para substituir o carvão como matéria-prima das indústrias químicas da SASOL em Sasolburg, para além de o suplementar na unidade de combustíveis sintéticos em Secunda.

O gasoduto é detido pela SASOL e pelos governos de Moçambique e África do Sul - serve igualmente mais de 600 consumidores industriais, nomeadamente siderurgias. É caso para se dizer que a CPLP ganha mais uma perspectiva de crescimento a nível dos recursos naturais o que, aliado à estabilidade política e boa governação das elites dos Estados membros, torna os mercados da mesma em palcos cada vez mais atractivos não só para investimento mas também para propostas de adesão.

(Fonte: Jornal de Angola-SAPO: António Luvualu de Carvalho, 2010-09-19).

Oferta da Petrobras desperta interesse, mas especialistas pedem cautela

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

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

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

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

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

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

Recomendações

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

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

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

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

Risco derruba ações

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

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

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

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

Compra com barris

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

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

Sinopec e Cnooc estão interessadas em ativos da OGX

Duas companhias de petróleo da China estão interessadas em comprar ativos da brasileira OGX, do empresário Eike Batista. Segundo fontes que acompanham as negociações, a transação pode alcançar US$ 7 bilhões.

As empresas interessadas são a China Petrochemical Corp. (Sinopec), que está sendo assessorada pelo Morgan Stanley, e a China National Offshore Oil Corp. (Cnooc), assistida pelo Bank of America Merrill Lynch.

Eike Batista já afirmou por diversas vezes neste ano que pretende vender entre 20% e 30% dos ativos da OGX, uma operação conhecida no mercado de petróleo como "farm out".

No dia 12 de agosto, o Conselho de Administração da OGX aprovou a cisão parcial da companhia, com a criação da OGX Campos, que terá participação de 30% nos blocos de exploração da empresa na Bacia de Campos.

A operação foi interpretada pelo mercado como preparativo para a futura venda da OGX Campos para empresas estrangeiras. A cisão ainda será submetida à aprovação de assembleia geral de acionista e da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Por volta de 15h40, as ações da OGX subiam 0,35%, para R$ 19,95.

(Fonte: O Globo/Globo, 2010-09-10).

Brasil se tornará exportador líquido de petróleo em 2011, diz AIE

O Brasil se tornará exportador líquido de petróleo em 2011, afirma a Agência Internacional de Energia (AIE), no relatório mensal sobre o setor. A entidade estima que a produção brasileira de óleo crescerá de 2,2 milhões de barris por dia em 2010 para 2,4 milhões de barris por dia no próximo ano.

"(2011) será o primeiro ano do Brasil como exportador líquido de petróleo, embora volumes mais significativos só devam ficar disponíveis para o mercado mundial nos anos seguintes", diz o relatório.

A agência nota que a produção de Tupi avançará até o fim deste ano, saindo do atual estágio de piloto, com 20 mil barris diários, para a próxima fase, com 100 mil barris diários. Trata-se do primeiro desenvolvimento em larga escala do pré-sal. Em junho, os campos de Uruguá e Cachalote iniciaram produção com capacidade de 35 mil e 100 mil barris por dia, respectivamente.

Na avaliação da AIE, ainda não está claro qual será o impacto da interrupção da produção da P-33, na Bacia de Campos, e das reclamações dos trabalhadores sobre questões de segurança.

"Greve e protestos dos funcionários realçaram preocupações com a segurança das plataformas mais velhas e o sindicato vem, desde então, pedindo a suspensão do trabalho em outros locais, incluindo a P-31 e a P-35."

As atividades da P-33 foram suspensas, em meados de agosto, pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Segundo a Petrobras, antes da interrupção a plataforma registrava produção de 19 mil barris diários, bem abaixo da capacidade de 60 mil. O Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense alega problemas em pelo menos outras quatro plataformas na Bacia de Campos. (Fonte: Estadão/Agência Estado, 2010-09-10).

Repsol quer exportar conceito do pré-sal brasileiro para a África

A petroleira espanhola Repsol YPF quer exportar seu conceito de reservas de petróleo do pré-sal brasileiro para o Gabão, o Congo, a República do Congo e Angola, afirmou Nemesio Fernandez-Costa, vice-presidente da companhia para exploração e produção, em apresentação feita no Peru e publicada no website do órgão regulador do mercado de ações espanhol.

Várias das maiores descobertas mundiais de petróleo e gás nos últimos anos têm sido feitas na região do pré-sal do litoral do Brasil, onde a Repsol possui uma área significativa. Essas reservas ficam sob uma espessa camada de sal, abaixo do fundo do mar.

"Nós testamos o nosso modelo para pré-sal no Brasil e tivemos bons resultados. Portanto é um conceito que vale a pena ser mais explorado", afirmou um porta-voz da Repsol. A companhia afirmou na apresentação que já possui vários blocos em áreas africanas interessantes, como Serra Leoa, Libéria e Guiné Equatorial, e disse que está em busca de oportunidades no Gabão e em Angola.

Outras companhias de petróleo - entre elas Chevron e Cobalt International Energy - também têm mostrado interesse no potencial do pré-sal africano, especialmente em Angola. No ano passado, a estatal angolana de petróleo, Sonangol, afirmou que planeja perfurar um ou dois poços na área do pré-sal do país até 2012 e espera que ali existam grandes reservas de petróleo e gás.

A Repsol mencionou também Indonésia e Rússia como áreas de interesse. A companhia espanhola já possui fatias em três blocos na Indonésia e participações em outros dois ainda esperam aprovação do governo. Na Rússia, a companhia disse que está "identificando oportunidades".

Atualmente, as reservas de petróleo da Repsol sem contar as da unidade argentina YPF estão declinando, mas a companhia acredita que essa tendência se reverta quando algumas de suas recentes descobertas no Brasil chegarem a um estágio mais avançado de desenvolvimento.

Na apresentação, a Repsol afirmou que suas reservas provadas eram de 1,042 milhão de barris de óleo equivalente no fim do segundo trimestre deste ano. O volume é menor do que o de 1,6 milhão de barris de óleo equivalente existente no fim do ano passado. Além disso, a companhia tem cerca de 1,1 milhão de barris de óleo equivalente nas reservas da YPF. (Fonte: Estadão, 2010-09-09).

São Tomé e Principe prolonga leilão até Novembro

O governo de São Tomé e Príncipe decidiu prolongar por mais dois meses o período de licitação para concessão de blocos petrolífero na sua ZEE (zona económica exclusiva), segundo informação do primeiro-ministro Patrice Trovoada, recentemente eleito.

O concurso lançado em Março passado previa que o prazo terminasse a 15 de Setembro.

O governo já recebeu propostas, mas, tendo em conta o recente período eleitoral no país, o novo Executivo são tomense decidiu dar oportunidade a outras companhias para que participem no concurso público internacional.

A decisão de prolongar a licitação até 15 de Novembro foi tomada em reunião de conselho de ministros na terça-feira. (Fonte: Diário Digital, 2010-09-08).

Petrobras: A gigante está prestes a tornar-se maior

A Petrobras prepara-se para fazer um dos maiores aumentos de capital da história mundial. A gigante do petróleo, controlada pelo governo federal brasileiro, pretende recapitalizar-se em até 25 mil milhões de dólares, numa operação que deverá estar concluída até ao final do mês de Setembro.

O objectivo é ajudar a financiar a exploração na camada pré-sal nos poços ultra-profundos na Bacia de Santos, como o Tupi, onde a Galp Energia também está presente. O Tupi foi a descoberta "offshore" mais promissora no continente americano desde o Cantarell do México, em 1976.

A Petrobras tem um plano de investimentos de 224 mil milhões de dólares até 2014, cerca de um terço dos quais serão aplicados ao longo deste ano. No âmbito do aumento de capital, a empresa está também a adquirir ao Estado os direitos de exploração em sete novos campos petrolíferos na Bacia de Santos. Em troca, o Estado, que já controla cerca de 32% do capital, recebe mais acções da petrolífera. O aumento de capital foi adiado em Junho, porque a empresa e o governo preferiram esperar para obter avaliações independentes acerca do potencial das reservas de exploração. Em causa estava o preço médio dos direitos à exploração de petróleo a ser usado no processo de capitalização da Petrobras.

E a decisão chegou na quarta-feira, ao fim de várias semanas de negociações entre a Petrobras e a Agência Nacional do Petróleo (ANP). A gigante vai entregar ao governo federal 42,5 mil milhões de dólares em acções em troca dos direitos de exploração de reservas que podem conter o equivalente a 5 mil milhões de barris de petróleo. Os 8,51 dólares por barril acordados entre as partes ficaram em linha com o intervalo previsto pelo mercado. E também em Portugal foi acompanhado de perto, já que o valor serve de referência para a avaliação dos activos da Galp no Brasil, que estão geograficamente próximos dos campos petrolíferos cujas licenças estão agora a ser negociadas.

As acções da Petrobras não têm tido vida fácil na bolsa desde o início do ano, acumulando uma queda de 22,7%. Mas o mercado aposta numa recuperação do título, agora que está a reduzir-se a incerteza em torno da recapitalização."Neste momento, acredito que a Petrobras conseguirá ter uma boa evolução dos lucros, principalmente com a tendência de alta nos preços do petróleo nos mercados internacionais", comentou Alcides Leite, um professor de economia da Trevisan Escola de Negócios, citado pela agência IN.

Ainda assim, nos últimos meses, grandes investidores internacionais, como George Soros e o "private-equity" Blackrock despejaram acções da Petrobras. Entre os 17 analistas consultados pela Bloomberg, dez recomendam a entrada nas acções e sete aconselham manter os títulos. Nenhuma casa de investimento recomenda a venda. Os analistas estão, neste momento, inibidos pelo "período de silêncio" relacionado com o aumento de capital. (Fonte: Jornal de Negócios, 2010-09-07).

Pré-sal deve ter recursos chineses e coreanos

Uma radiografia do perfil das empresas e de seus negócios estratégicos mostra que as estatais de petróleo da China e da Coreia do Sul deverão liderar os investimentos estrangeiros na exploração do pré-sal brasileiro.

As empresas estatais e as grandes companhias da Europa, como a britânica BP e anglo-holandesa Shell, são as que detêm capital suficiente para as demandas do pré-sal. No entanto, as companhias europeias estão hoje mais interessadas em explorar fontes não convencionais, como gás betuminoso ou areias de petróleo. Ou atravessam um momento turbulento - como é o caso da BP, ainda às voltas com as consequências do megavazamento de petróleo no Golfo do México.

Já as empresas estatais de petróleo investem prioritariamente em adquirir reservas que lhes garantam o abastecimento futuro. E esse é exatamente o perfil de empreendimento a ser oferecido no pré-sal brasileiro.

As análises e previsões foram feitas por um especialista em indústria do petróleo, o advogado Giovani Loss, que atua no escritório Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga. 'O que é a mola propulsora dessas empresas não é só a lucratividade', afirmou.

'As estatais de países onde a produção interna já não supre a demanda, ou não vai suprir, estão mais dispostas a desembolsar dinheiro no curto prazo para garantir a segurança do suprimento energético no futuro.'

Vantagem diplomática.

No ano passado, as empresas estatais chinesas lideraram os investimentos em petróleo fora do próprio país, com um total de US$ 16 bilhões. As grandes empresas europeias ficaram em segundo lugar nesse ranking, com US$ 5,6 bilhões. Em seguida, vêm as coreanas, com US$ 5,25 bilhões.

'As chinesas são as que têm destaque internacional hoje', comentou o advogado. 'Elas fizeram 45% das grandes transações, que são as que interessam para o pré-sal.'
As estatais têm outra vantagem sobre as companhias privadas: a diplomática. 'Quando o governo brasileiro está lidando com a Sinopec (China Petroleum and Chemical Corporation), ele está necessariamente lidando também com o governo daquele país', explicou. 'Isso exerce um impacto no relacionamento.'

As estatais chinesas contam ainda com regras de repatriação de capital que lhes são favoráveis do ponto de vista de tributação. Isso é importante para a empresa estruturar suas operações e conseguir fôlego para fazer negócios que chegam à casa dos US$ 2 bilhões a US$ 3 bilhões, como será necessário no pré-sal.

Em países como os Estados Unidos, por exemplo, a repatriação de recursos é cara. 'Existem regras de imposto de renda sobre ganhos de capital muito pesadas. O sistema é desfavorável', disse Loss.

Não por acaso, a Sinopec já fechou um acordo com a Petrobrás, no qual as duas empresas se comprometem a atuar juntas em investimentos de interesse comum nas áreas de produção, exploração e refino de petróleo.

A estatal brasileira já havia feito, em maio do ano passado, um acerto com o Banco de Desenvolvimento da China (CDB, na sigla em inglês) envolvendo um empréstimo de US$ 10 bilhões.

Desfavorável.

De acordo com o advogado, o pré-sal brasileiro é no momento um investimento atraente para as companhias petrolíferas porque a maior parte das mais recentes descobertas de jazidas de petróleo se deu em águas profundas. A taxa de sucesso naquela área tem sido da ordem de 80%.

Além disso, a indústria de petróleo se encontra num bom momento, pois o barril está a US$ 75 e deverá chegar a US$ 85 no ano que vem. Apesar de ainda estar longe do pico de quase US$ 150 registrado em julho de 2008, esses são valores considerados 'confortáveis'.

No entanto, o Brasil não é bem avaliado pelos potenciais investidores no setor por causa da elevada carga tributária e, também, da instabilidade de regras. 'Acho que é uma reflexão que teremos de fazer, dado o interesse do governo - se é que há mesmo interesse - em atrair empresas estrangeiras para fazer investimentos no pré-sal', disse Loss.

Em termos de qualidade regulatória, por exemplo, o Brasil fica atrás de países como Egito, Angola, Moçambique e Suriname, de acordo com pesquisa elaborada pelo Instituto Fraser, do Canadá.

'A imagem do Brasil, nesse aspecto, pode se tornar ainda pior, dependendo de como forem tratadas as novas leis (o novo marco regulatório do petróleo)', observou Loss, que criticou o excesso de flexibilidade que as novas regras dão ao governo.

Além disso, o advogado lembra do risco jurídico da questão. 'Se isso for levado ao Supremo (Tribunal Federal) para uma discussão que levará longos anos, haverá desinteresse ou depreciação de investimentos na área do pré-sal.'

RAZÕES PARA...

China e Coreia serem parceiras da Petrobrás

1. A extração do petróleo do pré-sal exigirá investimentos pesados, e as estatais de petróleo com atuação internacional responderam por 50% dos negócios de mais de US$ 1 bilhão no ano passado.
2. Estatais chinesas investiram US$ 16 bilhões, as coreanas US$ 5,25 bilhões e as grandes europeias, US$ 5,6 bilhões em 2009.
3. Mais do que lucro, a prioridade das estatais é garantir reservas. O petróleo do pré-sal tem exatamente esse perfil de investimento. Já as grandes empresas estatais europeias preferem ativos não convencionais, como gás betuminoso e areias de petróleo.
4. Estatais têm vantagem diplomática sobre as empresas privadas. O governo brasileiro, ao lidar com uma estatal estrangeira, está se relacionando também com o governo daquele país.

(Fonte: MSN - Estadão, 2010-09-05).

Pré-sal: governo fará primeiro leilão no início de 2011

O governo federal pretende realizar no início do próximo ano o primeiro leilão de um bloco no pré-sal, sob o novo regime de partilha da produção. A previsão foi feita pelo diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, que destacou que a ideia é oferecer no leilão a área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, mostra reportagem de Ramona Ordoñez, publicada pelo GLOBO neste domingo.

Libra está localizada a 35 quilômetros da área de Franco, que teve parte das reservas (três bilhões de barris) cedida para a exploração pela Petrobras no regime de cessão onerosa. Em Libra, a ANP está atualmente perfurando um poço, que deverá ser concluído até o próximo mês, para delimitar suas reservas.

Na entrevista ao GLOBO, Haroldo Lima disse que, por uma questão estratégica, a área de Libra não fez parte das reservas de petróleo concedidas à Petrobras para a exploração pela cessão onerosa (cinco bilhões de barris). Isso porque Libra, segundo o executivo, deverá ser o maior campo já descoberto no país, superando as reservas de Tupi (estimadas em até oito bilhões de barris) e de Franco (estimadas em 5,4 bilhões). Lima não quis fazer previsões, mas técnicos da própria ANP admitem que Libra deverá ter, no mínimo, sete bilhões de barris de petróleo em reservas.

O executivo confirmou que a ANP se prepara para realizar o primeiro leilão do pré-sal com a oferta da área de Libra no início do próximo ano. A documentação sobre o leilão de Libra já está praticamente pronta para ser encaminhada para a aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em novembro. Mas isso só será possível, segundo Lima, se a candidata do PT, Dilma Rousseff, vencer as eleições presidenciais já no primeiro turno. Dessa forma, em novembro, o Congresso poderia aprovar a nova regulamentação que cria o sistema de partilha, permitindo a realização do leilão nos primeiros meses de 2011.

(Fonte: O Globo - Globo, 2010-09-04).

SENAI-RJ terá cursos gratuitos do Prominp

Estão abertas, até o dia 12 de setembro, as inscrições para o processo de seleção pública do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp). O programa visa qualificar mão-de-obra para atender às demandas da indústria nacional de petróleo e gás, especialmente as da Petrobras.

No Estado do Rio de Janeiro, as aulas serão ministradas pelo SENAI-RJ. Ao todo, serão oferecidas 5.696 vagas em cursos gratuitos para categorias profissionais de níveis básico, médio e técnico. O processo seletivo é organizado pela Fundação Cesgranrio.

Para os cursos de nível básico, a inscrição custa R$ 24,00. Já para as categorias de nível médio o valor é de R$ 40,00.

Como participar

Para concorrer a uma das vagas oferecidas, o candidato deve ter idade igual ou superior a 18 anos, além de preencher os pré-requisitos do curso desejado. As inscrições podem ser realizadas no site do Prominp ou nos postos de inscrição credenciados, listados no edital.

Podem requerer isenção da taxa de inscrição candidatos que possuírem o Número de Identificação Social (NIS) e declararem não apresentar recursos financeiros para pagamento do valor. Para obter a isenção total da taxa, os candidatos devem atender às condições listadas no edital e encaminhar a solicitação até o dia 24 de agosto, pelo site do Prominp.

Os candidatos aprovados que estiverem desempregados durante o curso irão receber uma bolsa-auxílio mensal no valor de R$ 300 (cursos de nível básico) e R$ 600 (níveis médio).

Vale ressaltar que a participação nos cursos não garante emprego aos alunos. O Prominp tem por objetivo melhorar a qualificação dos profissionais que serão, eventualmente, aproveitados pelas empresas privadas fornecedoras de bens e serviços da cadeia de petróleo e gás natural.

Conheça as vagas

As vagas de nível Básico são para caldeireiro, encanador industrial, isolador, mecânico ajustador, mecânico montador, montador, pintor, soldador de estrutura, soldador de tubulação, caldeireiro offshore, montador de andaime e pintor.

Para o nível Médio, são para assistente de logística, instrumentista reparador, operador de movimentação de carga, plataformista de sondas e profissional de suprimento.

No nível Técnico, os cursos oferecidos são de eletricista de manutenção, projetista de estruturas metálicas, projetista de instrumentação/automação, projetista de tubulação, projetista eletricista, técnico em planejamento offshore, técnico mecânico, técnico de segurança do trabalho, turbomáquina com ênfase em instrumentação e turbomáquina com ênfase em mecânica.

Todas as informações sobre os cursos oferecidos pelo Prominp podem ser obtidas no edital, disponível para consulta - e download - nos sites do Prominp e da Cesgranrio.

(Fonte: O Globo - Globo, 2010-09-01).

Custo do petróleo do pré-sal tende a ser mais positivo para a Petrobras

O custo médio de US$ 8,51 por barril de petróleo da camada pré sal, anunciado nesta quarta-feira (1º/9) pelo governo, tende a ser mais positivo para a Petrobras do que para a União, uma vez que a tendência é de que quando a exploração começar a ser feita, o preço do barril esteja muito mais caro do que o valor atual de mercado. A opinião é do presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobras (Aepet), Fernando Leite Siqueira.

“Este valor [US$ 8,51] é bom, mas por ser estático representa risco para todo mundo porque não considera a tendência de alta do preço do petróleo”, disse Siqueira à Agência Brasil. Segundo ele, ao atingir o pico de produção, a tendência mundial é de que haja em breve um choque de demanda. “Com isso, o preço subirá e a União vai perder”, acrescentou. “Claro que se houver queda de preço, será a Petrobras a parte prejudicada”, completou.

Para evitar que uma das partes arque com o prejuízo, o presidente da Aepet sugere que, a cada venda de petróleo da Petrobras, fossem feitos acertos de contas entre a estatal e a União, após a contabilização de todos os custos financeiros e de produção por parte da empresa.

“Como o preço é estático, alguém ganhará e alguém perderá quando o produto for vendido. Se houvesse um mecanismo que abrisse a possibilidade de ajustar esse preço em função do valor de mercado e do lucro obtido, descontados os custos financeiros e de produção, não haveria o risco de alguma das partes sair prejudicada”, argumentou o engenheiro. “Hoje, o risco maior é da União, porque o petróleo tende a subir”, reforça.

O presidente da Aepet avalia que a variação do preço a ser acertado com a União não afugentaria os investidores porque daria a eles mais certeza de que a Petrobras não perderia. “A formatação [da definição do preço] poderia ter sido melhor. Mas não deixa de ser uma boa solução porque permite à Petrobras captar recursos a um preço baixo”.

O barril de petróleo que será usado para a capitalização da Petrobras vai custar em média US$ 8,51. O valor da cessão onerosa dos 5 bilhões de barris será de US$ 42,533 bilhões. A definição desse preço é importante para definir o valor da capitalização da Petrobras, prevista para ocorrer no dia 30 de setembro.

Sete campos de reserva serão entregues à Petrobras para exploração: Tupi Sul, Florim, Peroba, Tupi Nordeste, Guará, Iara e Franco. O campo de Peroba, no entanto, só será acionado se a extração nas demais reservas não alcançar o volume de 5 bilhões de barris.

O valor de US$ 8,51 por barril refere-se à média dos campos de petróleo. O campo de Franco, que deverá fornecer 3,1 bilhões de barris, terá o valor mais alto: US$ 9,04. O menor valor será o do petróleo extraído do campo de Iara: US$ 5,82.

(Fonte: Correio Braziliense / Agência Brasil, 2010-03-02).

Fábrica de produção de etanol em Moçambique

Uma fábrica de produção de etanol vai ser erguida até 2013 em Dombe, província de Manica, no âmbito de um investimento da Mozambique Principle Energy orçado em mais de 450 milhões de dólares, anunciou Gavin Scott, director de operações do projecto.

O empreendimento contempla, para além da edificação da referida unidade industrial, uma área de 18 mil hectares para o cultivo de cana-de-açúcar e montagem de quatro bombas de irrigação bem como a construção de infra-estruturas de apoio social, destacando-se escolas, postos de saúde, de abastecimento de água e electrificação.

Em declarações ao diário Notícias, de Maputo, Gavin Scott disse que a fábrica, cujas obras de construção arrancaram em 2011, produzirá anualmente 220 milhões de litros de etanol, combustível destinado, na sua maioria, à exportação para a Grã-Bretanha, através da empresa petrolífera Shell.

Para dar corpo à iniciativa, a Mozambique Principle Energy iniciou há cerca de três anos o processo de produção de cana sacarina, matéria-prima que será usada na produção do etanol, tendo já sido plantados 131 hectares e estando outros 121 hectares em preparação, prevendo-se que até finais de 2011 haja cana suficiente que justifique a edificação daquela que poderá vir a ser a primeira fábrica do género no país.

Neste momento, de acordo com Gavin Scott, decorre o processo de desflorestação da área remanescente, reprodução de viveiros e plantio de cana-de-açúcar e, em paralelo à actividade agrária, a Mozambique Principle Energy já montou duas das quatro bombas previstas para a irrigação dos campos de cana, cuja água será integralmente captada no rio Lucite, que corre junto à área concessionada ao projecto.

A Mozambique Principle Energy é a subsidiária moçambicana do grupo britânica Principle Energy a quem o Conselho de Ministros de Moçambique concessionou uma área de 25 mil hectares, na margem direita do rio Lucite, em Dombe.

(Fonte: Macahub, 2010-08-27).

OGX encontra mais petróleo

Em mais uma aventura exploratória, a OGX, empresa petroleira do empresário Eike Batista, informou ontem que encontrou petróleo no Maranhão. O poço que expeliu gás em agosto e mostrou indícios de ter óleo fica em Parnaíba, a 260 km da capital São Luís. A concessão para explorar é compartilhada por uma subsidária da OGX e a empresa Petra Energia, que tem participação de 30% na exploração.

Na Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa), a Petrobras passou o dia ontem contornando especulações. As ações da companhia registraram alta de 2,11%. Os papéis foram beneficiados pelo anúncio de que a empresa vai receber recursos da União para explorar o Pré-sal. Investidores estavam aliviados com a cotação estimada pelo governo para o preço do barril de petróleo. A União dará US$ 42,533 bilhões, usando mecanismo de “cessão onerosa”. O preço médio do barril de petróleo foi calculado em US$ 8,51. A Bovespa fechou em queda de 0,39%. A incerteza em torno da capitalização da Petrobras reduziu o valor das ações da empresa em 25% ao longo do ano.

Ontem investidores negociaram os papéis da companhia, demonstrando que retomaram a confiança.

(Fonte: O Dia - Terra, 2010-09-03).

Etanol vive 'crise de meia-idade' no Brasil, diz 'Economist'

A edição desta semana da revista britânica The Economist traz uma reportagem sobre os desafios da produção de etanol no Brasil, em meio às eleições, ao foco na exploração de petróleo no pré-sal e ao que o setor da cana-de-açúcar considera serem falhas regulatórias do governo.

Intitulada "a crise de meia-idade do etanol", a reportagem diz que a cana abriu caminho para formar "o núcleo de um novo complexo agroindustrial e de energia renovável", além de tornar o país o maior exportador da commodity.

Mas a Economist avalia que a indústria ainda está lutando para "transformar todos esses benefícios econômicos e ambientais em lucros confiáveis" e cita trocas de acusações entre o setor e o governo quanto a marcos regulatórios.

Desde que o Brasil aliviou os controles sobre o preço e a produção da cana, há duas décadas, sua colheita aumentou duas vezes e meia, segundo os cálculos da Economist, e o uso do etanol mais que dobrou desde 2002.

Meio ambiente

Por conta das vantagens ecológicas - sua produção libera muito menos emissões que a de petróleo ou de etanol de milho -, o "etanol da cana-de-açúcar tem o potencial para se tornar uma indústria global", opina a Economist.

No entanto, enquanto o Brasil exporta 70% de sua produção de açúcar, 75% do etanol produzido no país destina-se ao mercado interno, principalmente em decorrência das práticas protecionistas de EUA e União Europeia.

Aumentar as exportações também requer grandes investimentos em infraestrutura, aponta a revista. "Até que o mercado global do etanol decole, os produtores brasileiros permanecerão incomodamente dependentes das vendas internas e da Petrobras (...), que é tanto sua maior compradora [ao misturar etanol na gasolina] quanto sua principal concorrente" no fornecimento de combustível ao público.

O setor da cana-de-açúcar se queixou à Economist que, enquanto o preço do etanol sobe e desce dependendo da demanda mundial pelo açúcar, o preço da gasolina no Brasil não se ajusta rapidamente a mudanças no preço do petróleo. Já membros do governo defendem que, para garantir um fornecimento estável, o etanol deveria ser regulado pela Agência Nacional do Petróleo.

O debate é ofuscado, segundo a revista, pelas novas descobertas de petróleo no Brasil e pela possível eleição de Dilma Rousseff à Presidência, "que acredita mais fortemente que [Luiz Inácio Lula da Silva] no planejamento estatal da indústria energética", diz a Economist.

(Fonte: Estadão / BBC Brasil, 2010-09-03).

Segundo ANP, Petrobras foi pessimista na estimativa para Franco

Os três bilhões de barris de óleo e gás no reservatório Franco estimados no contrato de cessão onerosa firmado pela União com a Petrobras são uma média da expectativa de volumes esperados pela estatal e pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Magda Chambriard, diretora da ANP, informou ao Valor que a agência calcula que Franco tenha cinco bilhões de barris de óleo equivalente (medida que inclui petróleo e gás) e que Libra, a outra área da União encontrada pela agência, tenha outros 7 bilhões de barris de recursos prospectáveis.

Se confirmados esses volumes, as duas áreas somarão 12 bilhões de barris, quase a totalidade das atuais reservas do Brasil, de aproximadamente 14 bilhões de barris. Ela pondera que só a "broca" (a lâmina de perfuração) pode confirmar as estimativas de volume desse campo gigante.
"Queremos licitar Libra sob o contrato de partilha de produção, mas é claro que é preciso aprovar a lei e que essa decisão seja tomada pelo Conselho Nacional de Política Energética e pelo Ministério de Minas e Energia", frisou.

Magda explicou que, além de Florim e Peroba, áreas que só foram conhecidas quando divulgado os termos da cessão onerosa, já foram identificadas outras de grande potencial no pré-sal de Santos.

Peroba, Júpiter e Pau Brasil (até agora desconhecida) ficam ao sul de Tupi. A diretora da ANP lembrou que a área de Peroba foi incluída apenas para dar garantias caso as previsões de reservas prováveis não se confirmem.

As estimativas de volumes foram motivo de grande debate entre a Petrobras e a agência reguladora durante as discussões do contrato de cessão onerosa, disse A consultoria da ANP fez uma estimativa e a da Petrobras, outra, menor.

"A Petrobras estava mais pessimista. Nós achávamos que tínhamos cinco bilhões nas áreas e a Petrobras achava que cinco bilhões estava apertado", explicou.

"Então se decidiu por um número no meio. Caso se comprovem recursos menores na revisão do contrato, se poderá lançar mão de uma área de Peroba para complementar. Mas se no momento da revisão se concluir que as demais áreas têm volumes suficientes, Peroba volta para a União", informou. Ela se refere ao prazo de quatro anos previsto para o programa exploratório obrigatório que a Petrobras terá que cumprir.

A diretora da ANP contou ainda que a inclusão de áreas no entorno de Tupi, Guará e Iara (já descobertas e sob contrato de concessão com a Petrobras e sócios) vai facilitar o desenvolvimento da produção ali, já que seria mais complicado licitar uma área objeto de "unitização".

A Petrobras informou que ainda não há certeza de que todas as áreas contíguas aos reservatórios já descobertos por ela são unitizáveis. Até agora, o mais provável é que isso ocorra em Iara.
(Fonte: O Globo-Globo / Valor, 2010-09-03).