Shell encontra petróleo em poço na Bacia de Santos

A Shell comunicou nesta terça-feira, 28, à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a descoberta de indícios de petróleo no bloco S-M-518, na região do pré-sal da Bacia de Santos. Não há confirmação, no entanto, se o óleo encontrado está em reservatório acima ou abaixo da camada de sal.

A companhia possui 100% do bloco, que foi adquirido na 7ª Rodada de Licitações da ANP, em 2005, por R$ 3,2 milhões. Segundo dados da agência, o poço descobridor, chamado 1SHEL3RJS, deverá atingir uma profundidade final de 5,8 mil metros. O poço está sendo perfurado pela sonda Stena Drill Max.

(Fonte: Economia - Estadão / Agência Estado, 2010-09-28).

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).

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).

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).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pré-sal para todos

Os números comprovam. Os resultados da Petrobras nos blocos do cluster de Santos e no pré-sal do Espírito Santo mudaram o ritmo da atividade exploratória no país e tiveram efeito multiplicador no mercado brasileiro. Cresceu direta e indiretamente o sucesso exploratório das empresas, sobretudo estrangeiras, que ingressaram no setor após a quebra do monopólio, assim como suas apostas em novos projetos.

Além de promover um significativo upgrade na carteira exploratória de petroleiras como BG, Repsol YPF e Petrogal, sócias da Petrobras em blocos do cluster, as notícias de sucesso da companhia brasileira encorajaram a investida de outras empresas no ainda desconhecido mundo do pré-sal brasileiro, seja dentro ou fora dos limites de Santos. E embora algumas delas prefiram manter seus planos e estratégias em sigilo, a corrida por horizontes mais profundos é explícita.

A primeira companhia a formalizar sua aposta no pré-sal foi a Anadarko, que possui experiência nesse tipo de reservatório no Golfo do México. A petroleira saiu à frente perfurando um poço de pré-sal no BM-C-30, bloco da Bacia de Campos. E mesmo que ainda não possam ser considerados definitivos e comerciais, os resultados preliminares são, segundo a Anadarko, animadores. A empresa se programa para perfurar um novo poço na área e ainda realizar um teste de produção, a fim de averiguar a produtividade e a comercialidade do reservatório descoberto.

Outra empresa que refez sua estratégia exploratória no Brasil a partir dos novos resultados foi a BG. Neste momento a petroleira inglesa perfura seu primeiro poço no pré-sal como operadora, no BM-S-52, bloco de Santos.

Posição privilegiada

Com o status de ser a única petroleira estrangeira a operar um bloco de pré-sal dentro do cluster de Santos – e com fortes chances de ser beneficiada por processos de unitização de reservatórios com a Petrobras –, a Exxon já iniciou a perfuração de seu segundo poço no BM-S-22. Batizado Guarani, o poço começou a ser perfurado em março, pelo navio-sonda West Polaris, da Seadrill.

No início do ano, a petroleira concluiu a perfuração do poço pioneiro da área, denominado Azulão-1. Os trabalhos foram executados pelo navio-sonda da Seadrill e confirmaram a existência de indícios de hidrocarbonetos em dois intervalos distintos.

Segundo informações oficiais da Exxon, os dados coletados até o momento ainda estão sendo avaliados, não sendo possível dimensionar o porte da descoberta.

Horizontes profundos

À medida que novos resultados forem sendo confirmados, a busca por petróleo no pré-sal tende a ganhar mais ritmo. Circulam no mercado informações não confirmadas de que outras empresas já selecionaram locações de pré-sal para novas campanhas. Entre as candidatas estaria, além de BG e Anadarko, a Devon Energy, com um poço de horizonte profundo no BM-C-32, bloco da 6ª rodada localizado próximo ao campo de Jubarte, onde um poço de pré-sal está em operação desde 2008.

Outra que deve se aventurar com mais apetite nessa estratégia é a Shell. A petroleira não confirma, mas fontes asseguram que a empresa estaria se preparando para pesquisar zonas de pré-sal na área do Parque das Conchas.

Seguindo essa linha, não será surpresa se a Hess optar também por pesquisar horizontes mais profundos. A petroleira irá perfurar um poço no BM-ES-30 (Espírito Santo) no segundo semestre com a sonda Deepwater Discovery, a ser cedida pela Devon.

Há também quem ainda não vai tão longe, mas irá perfurar. É o caso da Maersk, que planeja um poço este ano no bloco BM-S-29, em Santos.

Players nas fronteiras

Além dos reflexos positivos ocasionados pelo pré-sal, o país ganha com o curso natural da atividade exploratória oriunda das rodadas da ANP, que pouco a pouco vem ampliando o número de bacias com campanhas em curso. Se até pouco tempo a exploração das bacias de fronteira estava limitada a poucas ações práticas, quase todas sob o comando da Petrobras, hoje esse tipo de iniciativa começa a ser efetivamente diluída entre os vários players no mercado.

A Devon, por exemplo, perfura o primeiro poço de águas profundas da Bacia de Barreirinhas. Em execução pelo navio-sonda Deepwater Discovery, a campanha marca a retomada das atividades, interrompidas há cerca de uma década.

Outra que irá se aventurar perfurando em área pouco explorada, mas somente em 2010, é a StatoilHydro. A empresa possui seis blocos na Bacia de Camamu-Almada, arrematados na 6ª e 9ª rodadas. E a brasileira OGX, que irá perfurar seus dois primeiros poços este ano, em Campos, tem compromisso de, no futuro, perfurar um poço na Bacia do Pará-Maranhão, onde adquiriu 5 blocos na 9ª rodada.

Apesar das iniciativas, é a Petrobras que continua a ousar em áreas de fronteira. Recentemente a empresa concluiu a perfuração do primeiro poço exploratório do BM-J-3, na Bacia do Jequitinhonha, em águas profundas, de 2,3 mil m. O 1-BRSA-669-BAS foi perfurado pela Ocean Clipper (NS-21), atingindo a profundidade final de 4.618 m e revelando indícios de óleo.

Depois de cinco anos, a petroleira brasileira voltou a explorar o offshore do Rio Grande do Norte. A empresa está perfurando o poço pioneiro do BM-POT-11, bloco em águas rasas arrematado na 4ª rodada.

Para 2009, o programa exploratório da Petrobras prevê nova perfuração no Jequitinhonha, além de campanhas de perfuração nas áreas de fronteira de Barreirinhas e de Sergipe-Alagoas.

“Exploração nada mais é do que ideia. Para que os resultados sejam ampliados, é importante que se tenha um número cada vez maior de técnicos e especialistas pensando e pesquisando a geologia do Brasil”, reitera o presidente da Statoil Hydro, Jorge Camargo, que deixa o cargo em agosto (Fonte: Energia Hoje, 2009-04-02).

BC-10 e Frade operando em julho

A Shell e a Chevron iniciam em julho a produção nos campos Parque das Conchas (antigo BC-10) e Frade, respectivamente. A informação foi dada nesta terça-feira (10/03) pelo diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, Almir Barbassa. A empresa é sócia dos dois projetos.

Prevista anteriormente para entrar iniciar a produção em 2010, o projeto de Parque das Conchas demandará US$ 3,3 bilhões para a produção de 100 mil barris/dia. A Shell é operadora do bloco, com 50% de participação, tendo como sócios a Petrobras (35%) e ONGC (15%).

Com demanda de investimentos da ordem de US$ 2,5 bilhões, o campo de Frade terá 19 poços e deve produzir 100 mil barris/dia. A Chevron é operadora do campo com 51,74% do ativo, tendo como sócias a Petrobras e a Frade Japão (18,26%). O campo está localizado em lâmina d´água de 1.100 m, a 75 km da costa do Rio de Janeiro. Esta será a estréia da Chevron na produção offshore em águas brasileiras (Fonte: Energia Hoje, 2009-03-10).

Empresários moçambicanos vão construir refinaria em Maputo

A Oilmoz vai construir uma refinaria na província de Maputo com capacidade para processar 350 mil barris de petróleo por dia quando ficar pronta em 2013 com um investimento de 8 mil milhões de dólares, afirmou quinta-feira em Maputo o presidente da empresa.

A Oilmoz, fundada por Leonardo Simão, antigo ministro dos Negócios Estrangeiros de Moçambique, dará emprego a 15 mil pessoas durante a construção da refinaria e a 2000 quando estiver a funcionar em pleno, adiantou Fausto Cruz, presidente executivo da empresa, no decurso de uma apresentação do projecto realizada na capital Maputo.

Esta refinaria será a primeira a ser construída em Moçambique desde que a única outra existente fechou há 24 anos, deixando o país totalmente depende de importações de combustíveis.

Fausto Cruz anunciou ainda estarem em curso e numa fase bastante adiantada negociações com um consórcio bancário com vista ao financiamento, ao mesmo tempo que estão em curso estudos de viabilidade técnico-ambiental para a instalação da refinaria.

Além da refinaria propriamente dita, a projecto integra a construção de outras infra-estruturas, como uma fábrica de petroquímicos, central termoeléctrica de 500 megawatts, estação de tratamento de lixo e de resíduos, um “tank farm” (parque de tanques) para armazenamento de petróleo em rama e combustíveis refinados, um terminal portuário em "off-shore" e casas para funcionários.

A Shell Global Solutions será responsável pelo aconselhamento técnico, estudo de viabilidade económica e concepção do projecto e posteriormente pelo fornecimento de petróleo em rama e manter-se-á como parceiro técnico por um período de 30 a 40 anos, segundo afirmou Robert Trout, director da empresa para serviços a terceiros.

O projecto é integralmente de capitais moçambicanos, tendo como accionistas a Petromoc, Leonardo Simão, que é também director-executivo da Fundação Joaquim Chissano, ex-Presidente moçambicano, e Fausto Cruz.

No ano passado, a Ayr-Petro-Nacala, da norte-americana Ayr Logistics, anunciou também a construção de uma refinaria na cidade portuária de Nacala, na província de Nampula, norte de Moçambique (Fonte: Macauhub, 2009-02-06).

Pré-sal só é viável com barril a US$ 60, diz BP

A BP (British Petroleum), a segunda maior companhia petroleira europeia, afirmou que a exploração de petróleo em águas profundas no Brasil, como é o caso do pré-sal, é viável comercialmente apenas com o barril valendo ao menos US$ 60. A afirmação contrasta com as mais recentes declarações do governo brasileiro, que estima que o barril deva valer entre US$ 30 e US$ 40.

Nos últimos meses, com a queda na cotação do barril nos mercados internacionais, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, e o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, vêm afirmando que a exploração do petróleo do pré-sal é viável mesmo com o preço atual -que gira em torno de US$ 40. Em seu plano de investimentos para os próximos anos, a Petrobras usa como referência a cotação do petróleo a US$ 37 o barril.

A visão do grupo britânico, no entanto, é diferente da brasileira. Para a BP, o preço do barril precisa subir logo para que ela não precise se endividar para conseguir manter seu nível de investimento.

De acordo com ela, se a recuperação na cotação demorar a chegar, as empresas petrolíferas ficarão em uma situação cada vez mais desconfortável.

Para chegar ao nível desejado pela companhia britânica, o preço do barril precisaria subir cerca de 50% em relação à cotação atual. Não faz muito tempo que a commodity valia ao menos US$ 60: a última vez ocorreu no início de novembro do ano passado. O problema é que a cotação do produto, que chegou ao recorde de US$ 145,29 em julho do ano passado, vem despencando, após ficarem mais claros os sinais de que a economia mundial está em crise e que o consumo de combustível deverá cair. O FMI estima para este ano o menor avanço do PIB global desde 1945.

Uma das consequências na queda do preço do barril foi sentida no balanço das grandes empresas petrolíferas mundiais. A ExxonMobil, a maior petroleira com ações negociadas em Bolsa do mundo, teve uma queda de 33% no lucro do quarto trimestre. A sua principal rival, a Shell, teve um prejuízo de US$ 2,8 bilhões no período, e a BP perdeu US$ 3,3 bilhões, o primeiro resultado negativo em sete anos.

O recuo na cotação também é observado nos investimentos globais para a descoberta de novos poços e, consequentemente, a manutenção do fornecimento do produto. No final do ano passado, a AIE (Agência Internacional de Energia) alertou sobre que os gastos para a descoberta de petróleo estão abaixo do necessário, com vários projetos sendo adiados (Fonte: Gazeta Mercantil / Folha de São Paulo, 2009-02-06).

Angola: Avaria no campo Plutónio faz cair exportação de petróleo angolano

Uma avaria no campo Plutónio vai fazer com que as exportações de petróleo de Angola caiam 10 por cento em Novembro para o valor mais baixo dos últimos nove meses, informou a agência noticiosa Bloomberg.

A agência cita petrolíferas como a BP, Total, Chevron e outras que prevêem exportar um total de 1,76 milhões de barris diários em Novembro, abaixo do recorde de 1,96 milhões de barris previstos para Outubro.

A agência adianta que a previsão é a mais baixa desde Fevereiro deste ano, em que Angola tem exportado uma média de 1,9 milhões de barris diários, a quota atribuída pela Organização de Países Exportadores de Petróleo.

Angola afirmou-se este ano como o maior produtor petrolífero da África sub-saariana, ultrapassando a Nigéria, cuja produção tem sido afectada por ataques armados contra as infra-estruturas produtivas, nomeadamente da Royal Dutch Shell.

Para o aumento deste ano contribuem principalmente a subida das exportações dos campos Mondo (mais 93,6 por cento, para 122,6 mil barris diários) e Cabinda (mais 29 por cento, para 245,16 mil barris).

Segundo estatísticas da BP, no ano passado Angola produziu 1,72 milhões de barris de petróleo, atrás dos 2,36 milhões de barris diários da Nigéria (Macauhub, 2008-09-18).

Galp Energia compra Shell em Moçambique, Suazilândia e Gâmbia

A Galp Energia comprou o negócio de distribuição de produtos petrolíferos da Royal Dutch Shell em Moçambique, na Suazilândia e na Gâmbia por 55 milhões de dólares (35,6 milhões de euros), anunciou hoje a empresa em comunicado.

O negócio permitirá um aumento de 45 por cento nos volumes de vendas da distribuição de produtos petrolíferos e uma maior diversificação geográfica em África, com quotas de mercado que variam entre os 15 e os 40 por cento, refere a empresa.

Permitirá também desenvolver os negócios da Galp Energia nos eixos de Moçambique-Suazilândia e Cabo Verde-Guiné-Bissau-Gâmbia e possibilitar colaborações futuras na área dos biocombustíveis.

A Galp Energia refere que o seu foco regional em África inclui ainda uma terceira área que será desenvolvida a partir de Angola.

Segundo o administrador executivo da Galp Energia, Fernando Gomes, "esta aquisição representa uma oportunidade única para aumentar as nossas operações de distribuição de produtos petrolíferos na África Austral e Ocidental, permitindo-nos criar clusters regionais com base em países de língua oficial portuguesa, nos quais estamos já presentes".

A transacção deverá agora ser aprovada pelas autoridades competentes.

Actualmente, a Galp Energia está presente na actividade de distribuição de produtos petrolíferos em África, nomeadamente Angola, Cabo-Verde, Guiné-Bissau e Moçambique.

Em 2007, as vendas da actividade internacional cresceram 38 por cento, para os 369 mil metros cúbicos, nos segmentos de retalho, vendas grossistas, gás propano liquefeito (GPL) e lubrificantes (Fonte: RTP, 2008-05-06).

Shell Portugal quer atingir em dois anos quota de 25% no mercado dos lubrificantes em Portugal

A Shell Portugal quer conquistar uma quota de 25 por cento no mercado português de lubrificantes até 2010, ultrapassando a BP, afirmou hoje o administrador da empresa Rui Cavaleiro.

Actualmente com uma quota de 20 por cento do mercado, a Shell Portugal quer passar a vender mais 2 a 2,5 milhões de litros de lubrificantes este ano, com o objectivo de alcançar uma quota de 25 por cento em 2010.

Actualmente, a Shell Portugal é a terceira empresa em Portugal em termos de vendas, a seguir à Galp e à BP, mas quer tornar-se a primeira empresa internacional de lubrificantes em Portugal, ultrapassando a BP.

O ano passado, a Shell Portugal teve uma facturação de 60 milhões de euros, o que significou uma duplicação do montante obtido em 2006 devido não só à consolidação do negócio dos lubrificantes, mas também ao relançamento do cartão EuroShell.

Em 2007, a Shell vendeu 19 milhões de litros de lubrificantes, num mercado que vale cerca de 100 milhões de litros, tendo as vendas atingido os 27 milhões de euros.

Actualmente, um em cada cinco consumidores portugueses de lubrificantes são clientes Shell, a empresa quer que, em 2010, ano da comemoração do seu centenário, um em cada quatro seja cliente da Shell.

Para isso, a Shell tem dois projectos a nível global, que vão também ser desenvolvidos em Portugal: a uniformização de todas as embalagens de lubrificantes com capacidade inferior a 7 litros, de modo a simplificar a comunicação e permitir a identificação do produto em todo o mundo.

O investimento global neste projecto será de 65 milhões de euros, dos quais 350 mil euros em Portugal, esperando-se que as novas embalagens estejam no mercado dentro de 1 a 2 anos.

O outro projecto através do qual a Shell pretende conquistar clientes é através da renovação da gama de lubrificantes Shell Rimuda, num investimento global de 70 milhões de euros, dos quais 170 mil euros em Portugal.

A renovação da gama Shell Rimula visa fornecer um portfólio de produtos inovadores para os motores dos veículos pesados, através da melhoria dos produtos já existentes, do lançamento de dois novos lubrificantes e da modernização de embalagens e rótulos (Fonte: RTP, 2008-04-08).

Petrobras e Shell firmam acordo para suprimento de GNL

A Petrobras e a Shell firmaram hoje um acordo de suprimento e entrega firme de Gás Natural Liquefeito (GNL) para atendimento aos terminais de regaseificação de Pecém (Ceará) e da Baía de Guanabara (Rio de Janeiro). A Petrobras definirá, a cada carregamento, em qual terminal será entregue o GNL.

Segundo a estatal, o acordo atende parte da capacidade de importação da Petrobras e vai compor, junto aos demais acordos em negociação já assinados, um portfólio de contratos para atendimento das necessidades de suprimento de gás natural para geração termoelétrica no Brasil. Segundo a estatal, o contrato com a Shell ainda depende da inspeção técnica de segurança dos terminais que estão sendo construídos. "Para a Petrobras, esta parceria com a Shell é muito importante. O contrato também demonstra o esforço da Petrobras na aquisição de cargas firmes de GNL para complementação da demanda brasileira de gás natural", afirmou a diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster (Fonte: Agência Estado/Gas Brasil, 2008-03-12).

CVRD e Shell podem explorar para gás natural

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

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

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