Novo marco do petróleo precisa ser transparente

O novo marco regulatório do setor de petróleo tem vários aspectos ainda não explicados pelo governo. Ontem, o ministro Edison Lobão (Minas e Energia) anunciou a troca do modelo de concessão pelo de partilha nas áreas do pré-sal e em regiões com maior potencial de grandes descobertas.

O governo precisa manter a transparência nas novas regras. No modelo de concessão, a agência do setor realiza um leilão no qual o investidor paga ao governo para procurar petróleo em uma local escolhido. O investidor que descobre e passa a produzir petróleo paga impostos sobre a produção para a União, que divide os recursos com estados e municípios. É um modelo com mais de 10 anos e que tem funcionado bem.

Mas o governo agora vai mudar as regras e criar um sistema que tem vários pontos não explicados. Quem vai decidir que investidor vai ficar com qual área de exploração? Hoje existe um leilão, o que é importante para dar transparência. No Brasil, passamos por sérios problemas por causa de falta transparência nas contas públicas e nas decisões do governo. Outro ponto é que o governo passa a ser dono de uma parcela do petróleo que será retirado pelo investidor.

Sobre a divisão dos recursos arrecadados com estados e municípios, o ministro desconversou, segundo o GLOBO. Significa que estados e municípios podem deixar de receber esse dinheiro? Lobão disse ainda que fora o pré-sal e "regiões estratégicas", as demais áreas permanecerão com o modelo de concessão. Isso parece confuso. O projeto de lei será ainda submetido ao Congresso, em regime de urgência (Fonte: O Globo - Globo / CBN, 2009-07-14).

Francisco Dornelles defende manutenção das regras para exploração de petróleo

Ao criticar as propostas que, após as descobertas do pré-sal, visam alterar as regras para exploração de petróleo no país, o senador Francisco Dornelles (PP-RJ) disse nesta segunda-feira (6) que o atual modelo de concessão provou-se "vitorioso" e deve ser mantido. Segundo o parlamentar, esse sistema fez com que a produção nacional aumentasse de 900 mil barris por dia, em 1997, para mais de 1,9 milhão em 2008.

Dornelles assinalou que o sistema vigente atraiu investimentos de empresas privadas, nacionais e estrangeiras "que levaram ao aumento da produção, da produtividade e da lucratividade de nossas reservas de petróleo". E que, por isso, o modelo é indispensável para a exploração das novas reservas do pré-sal. Ele ressaltou ainda que o regime de concessão garante à União a retomada do controle das reservas em caso de emergência.

- Alterar a regulamentação do setor neste momento só vai gerar insegurança e reduzir a credibilidade do país - alertou.

Sobre o novo sistema proposto pelo governo - o modelo de partilha -, Dornelles observou que os custos das empresas com a exploração de petróleo seriam ressarcidos pelo governo, enquanto no modelo atual os custos são assumidos pelo investidor. Para ele, a mudança é arriscada porque ainda não se sabe qual será o custo de exploração do pré-sal e, "sabidamente, o setor privado é mais eficaz para reduzir custos".

O senador fez também outras críticas à proposta de alteração no marco regulatório, como a de que "a partilha não dá vantagem ao Brasil sequer na questão do controle das exportações". Nesse caso, ressaltou ele, o atual sistema permite ao Estado ter controle absoluto sobre a exportação do que for extraído do pré-sal, por meio do estabelecimento de regras exclusivas no contrato de concessão (Fonte: Senado / Agência Senado, 2009-07-06).

Angolanos anunciam descoberta de novo poço petrolífero

Uma nova descoberta petrolífera foi anunciada nesta quarta-feira pela Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola (Sonangol) e pela British Petroleum (BP).

Segundo um comunicado da companhia petrolífera angolana, o novo poço com capacidade de produção de cinco mil barris diários, denominado “Oberon-1”, foi perfurado a 1.624 metros de profundidade a partir do fundo do mar. Ao todo, a jazida fica 3.622 metros abaixo do nível do mar.

O poço está situado na parte sul do bloco 31 das águas ultra profundas do offshore angolano e aproximadamente a 335 quilômetros a noroeste de Luanda, e a quatro quilômetros a nordeste do campo “Dione”, sendo a décima oitava descoberta da BP no bloco. No bloco 31, a Sonangol é a concessionária com 20% de participação, a British Petroleum opera 26,7%, a Esso Exploration and Production Angola 25%, a Statoil Angola A.S 13,3%, a Marathon International Petroleum Angola 10% e a TEPA 5% (Fonte: Agencia Lusa, 2009-05-27).

Petrobras oferece parceria a chineses

A Petrobras ofereceu à chinesa Sinopec participação em duas áreas de concessões para exploração de petróleo na Bacia do Pará-Maranhão, considerada a nova fronteira exploratória brasileira. A oferta faz parte do memorando de entendimentos assinado pelas duas companhias na semana passada, em visita do presidente Luiz Inácio Lula da Silva à China, e pode marcar a estreia dos chineses na exploração de petróleo no País.

Segundo a estatal petrolífera, porém, ainda não há definições sobre como e quando se dará a entrada da Sinopec nas concessões. O acordo anunciado entre os dois países garante à estatal brasileira um financiamento de US$ 10 bilhões do Banco de Desenvolvimento da China (CDB, na sigla em inglês) e um contrato de venda de petróleo para a China por dez anos. Em troca, garante 200 mil barris por dia ao mercado chinês e pode comprar equipamentos de fabricantes chineses.

A concessão de financiamento em troca de garantia de suprimento de petróleo é estratégia que vem sendo adotada pela China, hoje importadora de metade do óleo que consome. O país já se comprometeu a emprestar US$ 25 bilhões à Rússia e acenou com o abatimento de dívidas da Venezuela no CDB. Além disso, as empresas petrolíferas chinesas têm sido agressivas em leilões de áreas exploratórias realizados na África.

Segunda maior produtora de petróleo e maior refinadora chinesa, a Sinopec ainda não tem operações no segmento de exploração e produção de petróleo no País - apesar de contar com importante contrato com a Petrobras no segmento de dutos, para a construção de trechos do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene). A estatal informou, por meio de sua assessoria de imprensa, que ainda não iniciou negociações para detalhar a entrada da empresa nas concessões do Pará-Maranhão (Fonte: Estadao / O Estado de S. Paulo, 2009-05-28).

Governo moçambicano quer estimular pesquisa e produção de petróleo

O governo de Moçambique aprovou terça-feira um diploma para estimular o sector privado nacional e promover o investimento estrangeiro na área da pesquisa e produção de petróleo.

A Estratégia para a Concessão de Área para Operações Petrolíferas define as áreas sujeitas a concurso público, a periodicidade dos concursos e as áreas sujeitas a contratos de pesquisa e produção, disse o porta-voz do governo, Luís Covane, vice-ministro da Educação e Cultura.

Moçambique, disse, tem 600 mil quilómetros quadrados de bacias sedimentares, excelentes para prospecção, tendo as primeiras investigações sido feitas na década de 50, das quais resultou a descoberta de duas jazidas.“De 1975 até agora foram feitos 124 furos de pesquisa, de que resultaram a descoberta de mais dois campos”, disse o responsável, acrescentando que existem actualmente 13 contratos para pesquisa e produção de petróleo (Fonte: Macauhub, 2009-04-01).

Sonangol atenta a Cuba

A petrolífera angolan, juntamente com outras de origem chinesa e russa, é candidata a exploraçao de blocos de petróleo no Mar do Carbe pertencente a Cuba. O assunto, segundo o Semanário "Novo Jornal", vem sendo falado há muito e o ano passado o presidente da Sonangol este em Havana.

Segundo ainda àquele Semanáro angolano, o assunto foi discutido durante a visita de Raúl Castro, actual Presidente Cubano Angola.

Citando à Reuters, o Novo Jornal revela que o ministro daIndustria cubana, Manuel Marrero afirmou que na capital cubana a existência de empresas chinesas e angolanas a negociar participações em blocos petrolíferos do país. Mas avançados estão investidores russos, que nos próximos dias podem assinar um acordo de exploração de 15 bcos sitados na parte cubana do Golfo do México.

Recorde-se que esta investida russa em Cuba indica reaproximação efectiva entre os dois países. Logo a seguir à queda do Muro de Berlim e consequentemente o desmoronar dos países comunistas, Rússia e Cuba foram-se afastando a nível político, diplomático e económico. Mas Vladimir Putin e agora Medvedev (actual Presidente da Rússia) retornaram a cooperação, sendo a área petrolífera uma das mais apetecíveis.

A propósito, o Manuel Marrero disse também que, apesar do interesse efectivo da parte chinesa e angolana, estas intenções são menos expansionistas do que as do Leste Europeu. Cuba dividiu a sua parte do Golfo do México em 59 blocos, sendo que 21 estão já entregues a sete Companhias petrolíferas.

O país caribenho produz 60 mil barris de petróleo por dia. Até agora, e segundo a Reuters, apenas um poço está a ser explorado com algum sucesso, através dos espanhóis da Rapsol. Estes já avisaram estar dispostos a avançar para a segunda concessão, ao mesmo tempo que a brasieira petrobras também demonstrou interesse nas águas profundas de Cuba (Fonte: Angonoticias, 2009-03-24).

Petrobras devolve blocos à ANP

A Petrobras devolveu à ANP 18 blocos exploratórios ao longo do último ano nas bacias Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Foz do Amazonas, Campos e Santos. As devoluções totais dos direitos das áreas atingiram 11 blocos em terra e sete blocos offshore.

Na Bacia Potiguar, área onde a Petrobras mais devolveu blocos, voltaram ao portfólio da ANP os blocos BT-POT-35, BT-POT-45, BT-POT-50, BT-POT-62, BT-POT-39A e BT-POT-42. Ainda em terra, foram devolvidas as concessões das áreas BT-REC-19, BT-REC-29 e BT-REC-4, na Bacia do Recôncavo, e BT-SEAL-4 e BT-SEAL-12, na Bacia de Sergipe-Alagoas.

A estatal mais uma vez se desfez de áreas na Bacia do Foz do Amazonas, com a devolução dos blocos BM-FZA-4 e BM-FZA-5. Também voltaram para a agência parte dos direitos sobre os blocos BM-C-28 e BM-C-26, na Bacia de Campos, e BM-S-41, BM-S-42 e BM-S-36, todas na Bacia de Santos.

Foram devolvidos ainda para o órgão regulador os contratos dos campos de Lagoa Verde, Paramirim do Vencimento e Fazenda Sori, ambos na Bahia, e Rio Ibiribas e Rio Doce, no Espírito Santo (Fonte: Energia Brasil, 2009-03-09).

Costa aveirense nos planos de prospecção de petróleo

A costa de Aveiro volta a ser referida nos planos da Galp Energia na busca de petróleo, numa área entre o Alentejo e Espinho, onde poderão arrancar trabalhos de perfuração no mar.

A zona da costa aveirense está concessionada a consórcios nos quais participa a Galp Energia cujo administrador executivo, Ferreira de Oliveira, admitiu na passada sexta-feira que poderá vir a iniciar a perfuração dentro de dois anos se os prospectos petrolíferos já identificados forem de suficiente dimensão.

Ferreira de Oliveira explicou que a empresa participa em consórcios “com uma área de concessão de 21 mil quilómetros quadrados, que vai desde a zona do Sul Alentejo até Espinho, entre 30 a 90 quilómetros da costa”. Os documentos que já observou não são completamente esclarecedores. “Eu já vi com os meus olhos prospectos a três, quatro quilómetros. Não quer dizer que são reservas ou recursos. São indicações de que possam existir”, afirmou o responsável. Tudo depende das próximas análises. “Se os prospectos identificados por essas ecografias, no sentido simbólico, forem de suficiente dimensão que justifiquem a sua perfuração, nós estaremos a perfurar na costa portuguesa entre 2010 e 2012”, declarou.

Neste momento, a Galp Energia está a fazer a “ecografia da terra”, adiantou o administrador, lembrando que este trabalho deve terminar no final do ano. Ferreira Oliveira acrescentou que “cada furo custa entre 50 a 100 milhões de euros” e que “pode não ser produtivo”. Em 2006, um consórcio formado pela Galp Energia, a Partex e a petrolífera Petrobras anunciou “estudos geológicos e geofísicos preliminares para obter indicações sobre o potencial de existência de petróleo em quantidade que justifique a exploração comercial” ao largo da costa de Aveiro até Sintra. Seria uma pesquisa em várias áreas situadas no mar, a cerca de 60 quilómetros da costa, em águas que vão até três mil metros de profundidade. O consórcio internacional que anunciou um investimento de quatro milhões de euros, para esta fase, pretendia procurar petróleo em águas profundas ao largo da costa portuguesa, entre Aveiro e Sintra, segundo um acordo assinado no Rio de Janeiro.

Hélder Spínola, presidente da associação ambientalista Quercus, declarou na altura que na fase de prospecção de petróleo “não são importantes as preocupações ambientais”. No entanto, adiantou o ambientalista, que “se a exploração do petróleo se mostrar economicamente viável”, a situação “vai ser ambientalmente preocupante”. Se se chegar a essa fase, Hélder Spínola defende a realização de “avaliações de impacto ambiental, para prevenir eventuais danos na fauna e flora dessa região” (Fonte: Diário de Aveiro, 2009-02).

Brasil: Campo de Iara pode ultrapassar concessão

O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, afirmou ontem que há indícios de que as reservas do campo de Iara, na bacia de Santos, ultrapassam os limites do bloco concedido à empresa. Nesse caso, disse, seria necessário fazer a unitização das áreas. "Dadas as informações que temos hoje, achamos que provavelmente em Tupi estaremos contidos dentro do bloco, e em Iara provavelmente estaremos fora do bloco", afirmou ele, no encerramento da feira Rio Oil & Gas, no Riocentro, na zona oeste do Rio.

Gabrielli não explicou, porém, se os limites do reservatório se estenderiam sobre áreas da União ou sobre outros blocos já concedidos. Nas proximidades de Iara estão os poços de Pirapitanga, Icarapiá, Tambaú, Uruguá e Tambuatá, operados pela Petrobras, e Atlanta e Oliva, operados pela Shell. A legislação brasileira prevê que, nesses casos, é preciso fazer a unitização das áreas. A ANP (Agência Nacional de Petróleo) ficaria responsável por determinar a participação de cada empresa no bloco.

Segundo Gabrielli, porém, os indícios mostram que o projeto piloto de Tupi, o primeiro que vai entrar em operação, não ultrapassa a área concedida. Ele disse que até agora foram concedidos 41 mil dos 112 mil quilômetros quadrados da área com características geológicas do pré-sal. Isso corresponde a 38% do total. "A nação precisa decidir o que fazer, porque 62% de área não concedida permite ao país aumentar a apropriação da renda petrolífera." Ele defendeu, porém, que as empresas que já arremataram blocos na região não sejam prejudicadas com as mudanças. "Elas assumiram riscos importantes e devem ser remuneradas pelos riscos que correram", afirmou o presidente da Petrobras (Fonte: InvestNews/ Folha de Sao Paulo, 2008-09-19)

BNDES defende novas regras para o petróleo

O presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Luciano Coutinho, defendeu ontem mudanças no marco regulatório do setor de petróleo no País, principalmente após a disparada do preço da commodity no mercado internacional e a descoberta de novos campos no Brasil. “É necessária uma mudança de regras, essa é uma questão que precisa ser discutida”, disse durante visita aos estúdios da Rede Eldorado de Rádio, em São Paulo.

Segundo Coutinho, quando o marco regulatório atual foi elaborado, o preço do petróleo no mercado internacional estava em US$ 9 o barril e o desconhecimento das plataformas de produção brasileira era muito grande. “O cenário era diferente.” Para ele, com o que se sabe hoje sobre o potencial de petróleo no solo oceânico brasileiro, reduziram-se as incertezas. “O alto risco para exploração não é mais verdadeiro”, considerou.

O presidente do BNDES ressaltou, no entanto, que essas mudanças de regras não devem atropelar os contratos já existentes e as rodadas já licitadas, a fim de não criar incertezas para novos investimentos. Ele enfatizou, porém, que é preciso agir “em alguns meses”.

Coutinho acredita que a cotação atual da commodity - bem como expectativas de que o preço do barril poderá chegar a US$ 150 - está inflada, mas ressaltou que, mesmo com uma correção nos próximos anos, a commodity seguirá cara, sendo, portanto, ainda remuneradora da exploração nessas áreas profundas. “Há um cenário novo, e é preciso pensar em regras adequadas.”

Além disso, segundo ele, há prognósticos de que a produção no País possa ser feita em larga escala. “Em potencial, em alguns anos (o País) poderá se transformar em um grande exportador.” Por esse motivo, a alegação de Coutinho é de que é importante pensar na criação de um fundo baseado nessa riqueza, que deve servir ao desenvolvimento de todo o Brasil, e não apenas dos Estados beneficiados pelos royalties da exploração do petróleo. O presidente do BNDES disse ainda que a descoberta de Tupi é um desafio especial para o banco na obtenção de recursos para financiamento. “O volume de investimentos necessários ao desenvolvimento de novos campos ao arredores de Tupi é tão elevado que será um desafio especial montar o funding para apoiar a Petrobrás.” Ele salientou que a empresa tem crédito e consegue se apoiar também no mercado internacional. “Do que ela precisar do BNDES, o BNDES será um dos seus financiadores, mas teremos de fazer um esforço especial.”

Segundo Coutinho, o volume de recursos para a empresa nos próximos seis anos é de cerca de US$ 90 bilhões (Fonte: O Estado de São Paulo, 2008-06-10).

Petróleo: risco de volta ao passado

O Brasil descobriu enormes reservas de petróleo na Bacia de Santos. E agora, quem vai explorar as que ainda certamente estão surgindo? Esse é o tema em debate, com a Petrobras reivindicando maior poder e novas regras para novas concessões.

Nada de entregar todo o petróleo às empresas estrangeiras que vierem a descobri-lo, mas, sim, mantê-lo em posse do governo, sob a forma de partilha. A empresa descobridora poderá explorá-lo, mas recebendo parte dele de acordo com contratos pré-assinados, uma vez deduzidos tributos e encargos.

Essa é uma reivindicação justa, pois os investimentos e pesquisas iniciais foram feitos pela Petrobras, na qual o governo é o maior acionista. As que vierem vão aproveitar-se desse trabalho pioneiro e vitorioso, de elevado nível profissional hoje reconhecido no mundo.

MUDAR A LEI?

Mas isso exige uma reformulação da Lei do Petróleo, de Fernando Henrique Cardoso, que, mesmo mantendo "de fato" o monopólio estatal exercido pela Petrobras, abriu espaço para a participação de empresas estrangeiras. Para José Sergio Gabrielli, presidente da estatal, essa lei servia antes da descoberta da Bacia de Santos. Agora, não mais.

É PRECISO CUIDADO

Não se trata apenas de uma discordância técnica, mas da definição de uma nova política petrolífera, com tintas ideológicas. É preciso equilíbrio e cuidado, avaliando os riscos e benefícios. Sem dúvida alguma, o cenário petrolífero mundial mudou profundamente nos últimos dez anos e a Petrobras. Hoje, as estatais dominam a produção e as reservas mundiais de petróleo. E entre estas, se encontra a Petrobras. As grandes empresas privadas perderam espaço. Seria justo, portanto, fortalecer ainda mais a Petrobras, seguindo a política adotada pelos países da Opep, principalmente do Oriente Médio?

Esse é um assunto delicado. Vejamos. (1) Temos agora grandes reservas que podem nos colocar no mesmo nível dos principais membros da Opep, permitindo-nos também ditar as regras para novos investimentos. Mas, ao contrário deles, somos grandes consumidores e importadores ainda. (2) Eles têm recursos infindáveis, trilhões de dólares, campos rasos e maduros e dispensam o capital estrangeiro. Isso não acontece no Brasil, onde os campos são novos, em áreas difíceis que exigem somas imensas das quais só podemos dispor em parte. Nem se sabe quanto esse petróleo custará e se será economicamente viável. Diante disso, a idéia do contrato de partilha, defendida por Gabrielli, é correta, mas é delicada. Ela pode afastar investidores que tanto vamos precisar. Pode argumentar que não temos pressa. Errado. Temos sim, pois a Petrobras importa petróleo leve ao preço do mercado internacional - altíssimo - e importa o pesado, desvalorizado como o da Venezuela. A cada dia perde recursos preciosos que poderia estar investindo no novo campo ou na construção de refinarias que processasse o óleo que temos hoje. Daí a necessidade de atrair investimentos externos para o setor.

QUE TIPO DE CONTRATO?

O ideal seria ter, não nas áreas já descobertas, mas nas novas, uma participação expressiva das empresas de petróleo estrangeiras, liberando recursos e técnicos da Petrobras para as outras áreas promissoras. É preciso uma associação justa do capital nacional e estrangeiro na descoberta e exploração de novas jazidas. Técnicos do mundo todo apontam, surpresos, para o Brasil como uma das maiores promessas no cenário petrolífero mundial. Podemos em alguns anos estar produzindo mais de 3 milhões de barris por dia, superando até alguns produtores da Opep. Mas, para isso, é preciso que o governo se conscientize que o mercado mundial do petróleo mudou e não é mais dominado pelas multinacionais. Vamos precisar do capital externo, sem ferir os interesses nacionais.

SEM PAIXÃO, SENHORES

O mais importante é afastar o risco do retorno às ideologias de esquerda do passado, dos nacionalismos vazios e idiotas, com o do "O petróleo é nosso", um slogan de mais de 50 anos que inspirou um monopólio nocivo ao País. Se tivéssemos aberto há mais tempo o mercado nacional do petróleo e aprovado a Lei do Petróleo, teríamos atraído preciosos recursos que perdemos há pelos menos 20 anos.

Assim, não seríamos hoje tão dependentes do petróleo importado, que sufoca a nossa autonomia energética. Muito do que conseguimos com os preços elevados das commodities agrícolas, que exportamos, está sendo absorvido pela importação de petróleo leve que só agora descobrimos.

MAIS ESTATAL, NÃO!

A solução parece residir na associação de contratos de concessão e de partilha. Mas parece já haver preferência, em Brasília, pelo contrato de partilha, em que o governo mantém a propriedade da reserva e controle da produção. O problema é que esse tipo de contrato talvez não interesse ao investidor externo e já se fala até na criação de uma nova estatal.

Mais uma estatal, não! Absolutamente, não! O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, muito sagaz, com ar de ingênuo, correu a declarar que é contra. "Uma nova estatal não é bom para o Brasil." Então, quem controlaria esses contratos? Ora, ora, pois não temos a Petrobras? (Fonte: Estadão, 2008-06-05).

Moçambique: Concurso para a concessão de áreas para prospecção petrolífera encerrou no Maputo

O concurso para a concessão de áreas de pesquisa de hidrocarbonetos na bacia sedimentar de Moçambique, lançado em Dezembro de 2007, foi encerrado na segunda-feira, anunciou em Maputo o Instituto Nacional do Petróleo.

De acordo com um comunicado da instituição, as empresas interessadas tiveram seis meses para avaliar os dados técnicos e apresentar as respectivas propostas. Segue-se agora a fase de avaliação das propostas, com base em critérios de capacidade técnica e financeira, sendo que as melhores serão recomendadas para negociação de contratos de concessão para pesquisa e produção.

O Instituto Nacional do Petróleo de Moçambique prevê que o anúncio dos resultados seja efectuado até finais deste mês (Fonte: Macauhub, 2008-06-04).

Anunciada nova descoberta de petróleo no Mar do Timor

O grupo petrolífero italiano ENI anunciou, em Milão, uma nova descoberta de petróleo no Mar de Timor, numa área conjuntamente administrada por Timor-Leste e pela Austrália.

Em comunicado, a ENI refere que os testes iniciais indicam uma produção potencial de 6.100 barris de petróleo por dia.

A descoberta foi feita numa zona a 500 quilómetros da costa australiana e o poço de exploração foi perfurado a 3.568 metros de profundidade.

A concessão é operada pela ENI, com 40 por cento, numa «joint-venture» com a japonesa Inpex, com 35 por cento e a canadiana Talisman Energy, com os restantes 25 por cento.

A Galp Energia está presente na exploração petrolífera em Timor-Leste, depois de ter assinado contratos com a ENI respeitantes a cinco blocos.

Os blocos de Timor-Leste atribuem direitos de exploração em cinco áreas diferentes localizadas no mar, que totalizam uma área conjunta de 12.100 quilómetros quadrados.

As concessões atribuídas são de sete anos para a fase de exploração e de 25 anos para a fase de produção.

O consórcio para a exploração em Timor-Leste é constituído pela ENI (90 por cento) e a Galp Energia (10 por cento). A ENI detém uma participação de 33,4 por cento da Galp Energia (Fonte: Diario Digital/Lusa, 2008-03-11).