Infraestrutura receberá recursos de fundo do pré-sal, diz Mantega

O novo fundo que será criado com os recursos arrecadados na exploração do petróleo da camada pré-sal também vai capitalizar a infraestrutura do país. A informação foi dada ontem pelo ministro da Fazenda, Guido Mantega, e revela que, no governo, ainda há disputa sobre o destino dessa riqueza. Na segunda-feira, depois de longa reunião com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, tinha dito que o novo fundo, que será administrado pelo Ministério da Fazenda, terá como prioridade investimentos na área social, especialmente educação e saúde.

A informação dada por Mantega, apesar da ressalva de que a palavra final ainda não foi dada por Lula, mostra que há muita coisa não definida. Há os que defendem a área social como prioridade absoluta, mas também é forte a pressão para dar a esse fundo perfil muito próximo ao do Fundo Soberano do Brasil (FSB).

Criado no fim do ano passado e capitalizado com uma espécie de poupança pública de R$ 14 bilhões, valor equivalente a 0,5% do Produto Interno Bruto (PIB), o FSB vai servir para " promover investimentos em ativos no Brasil e no exterior, formar poupança pública, mitigar os efeitos dos ciclos econômicos e fomentar projetos de interesse estratégico do país localizados no exterior ".

Para Mantega, o fundo do pré-sal será " parecido com o fundo soberano " , porque, além da área social, também vai financiar o desenvolvimento da infraestrutura, condição essencial para o crescimento sustentado. Nessa visão, o Brasil vai seguir o exemplo do fundo soberano da Noruega, país que tem vasta experiência na aplicação de recursos obtidos com o petróleo.

Os comentários de Mantega foram feitos na entrevista dada ontem para comentar uma análise da economia brasileira feita pela Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE). Na avaliação do secretário-geral da entidade, o mexicano Angel Gurría, seu país tem muita experiência como grande produtor e exportador de petróleo, mas não teve a mesma sorte do Brasil, porque a descoberta dessa riqueza veio antes de o país ter um sistema fiscal sólido. Como conselho, disse que o Brasil precisa evitar a " petrolização " da receita.

Gurría comentou que ter reservas de petróleo é um " presente da natureza " , mas o mesmo não pode ser dito para a boa gestão desses recursos públicos. Ele advertiu para o fato de que, nessa situação, o dilema de países emergentes, como Brasil e México, é o que fazer com essas receitas adicionais. Isso porque países em desenvolvimento têm, naturalmente, muitas necessidades que ainda não foram atendidas e a primeira reação é " querer resolver tudo " .

O documento de análise da economia brasileira, divulgado ontem pela OCDE, também trata das questões do fundo soberano e da riqueza do petróleo da camada pré-sal. De acordo com a entidade, parte dos recursos arrecadados com essa exploração mineral poderia alimentar o fundo soberano. Nos países que têm riquezas naturais não renováveis, o principal objetivo dos fundos soberanos é poupar recursos para as gerações futuras e reduzir o impacto das flutuações das " commodities " (Fonte: O Globo - Globo / Valor Online, 2009-07-15).

Exploração do pré-sal e de áreas estratégicas será pelo sistema de partilha, informou Lobão

O novo marco regulatório para o petróleo irá prever um sistema de partilha de produção entre a União e as empresas ganhadoras das licitações para área do pré-sal e regiões estratégicas, regiões onde há petróleo em abundância, em terra e no mar. A informação foi dada nesta segunda-feira pelo ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, após reunião ministerial, que contou com a participação do presidente Luiz Inácio Lula da Silva. Lobão explicou que o sistema de concessão, hoje em vigor, permanecerá para os contratos já firmados. O novo marco regulatório também prevê a criação de uma empresa estatal específica para o setor.

O ministro não respondeu a perguntas, mas deu a entender que estas áreas são aquelas em que há muito petróleo - independentemente de ser no pré-sal. Segundo uma fonte que participou da reunião, estas áreas são os campos em terra e no mar que ainda não foram licitados. Entre elas estão as chamadas "franjas do pré-sal", que são blocos no cluster da Bacia de Santos, onde está a maior reserva confirmada do pré-sal. Na Bacia de Campos, também há áreas estratégicas.

- São regiões generosas, que se revelam possuidoras de grandes reservas de petróleo - resumiu o ministro de Minas e Energia.

As áreas estratégicas abrangem ainda regiões não mapeadas, mas que venham a apresentar grande potencial, disse mais tarde Lobão ao GLOBO. Por exemplo, Parecis, no Mato Grosso, hoje fora do mapa do petróleo, apresenta-se como nova frente, disse um técnico do Ministério de Minas e Energia.

O sistema de partilha de produção prevê que o óleo pertence à União, e as empresas que são contratadas para explorar e produzir o petróleo recebem em troca um pagamento, que pode ser em dinheiro ou com parte da produção. Esse modelo é utilizado em países que são grandes produtores de petróleo, como Nigéria, Líbia e alguns países do Oriente Médio. De acordo com especialistas, a vantagem desse sistema é a garantia de que parte do petróleo produzido permaneça no Brasil.

A criação de uma estatal específica para cuidar da exploração dos novos campos de petróleo foi defendida pelo ministro Lobão desde o início das discussões sobre o óleo descoberto na camada pré-sal. Para ele, essa empresa poderia garantir que os lucros da exploração fiquem totalmente nas mãos do Brasil. A empresa deverá ter uma estrutura enxuta, com poucos funcionários, pois irá cuidar apenas da parte administrativa, valendo-se de outras exploradoras de petróleo como prestadoras de serviços.

Fundo social e trabalhista

Lobão disse que, além da criação de uma empresa específica para gerir o setor, o governo instituirá um fundo social e trabalhista, alimentado por recursos que virão dos ganhos obtidos na exploração.

- Os contratos de partilha renderão à União, que destinará os recursos ao fundo social, que será gerido pelo Ministério da Fazenda - afirmou o ministro, que acrescentou que o fundo será gerido pelo Ministério da Fazenda e será voltado para as áreas de educação, saúde, trabalho e outras questões sociais.

Perguntado sobre como será feito o rateio da parcela a ser entregue à União pelo operador do campo no regime de partilha, o ministro desconversou. Como O GLOBO mostrou semana passada, a divsão da renda do petróleo com estados e municípios é o tema mais espinhoso da nova legislação e sera definido por Lula.

A tendência é que a União não divida sua parte com os entes da federação, que receberiam apenas royalties.

Lobão disse ainda que ele e a ministra da Casa Civil, Dilma Rousseff, acertaram com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva o fechamento da proposta com as novas regras em até 15 dias, após os últimos ajustes, para o projeto de lei seja encaminhado o mais rápido possível ao Congresso, para apreciação dos parlamentares.

- O presidente vai ouvir algumas pessoas, fazer algumas consultas, e depois encaminhar ao Congresso Nacional, com recomendação de urgência constitucional - informou o ministro.

O governo discute a criação de um novo marco regulatório para o petróleo há mais de um ano, depois que a Petrobras anunciou a descoberta de novos campos de produção na região do pré-sal. O pré-sal é uma área de cerca de 800 quilômetros de extensão, que vai do litoral do Espírito Santo até Santa Catarina. O óleo está localizado abaixo da camada de sal, a mais de 2 mil metros de profundidade.

A conjuntura econômica também foi tema da reunião ministerial. O ministro da Fazenda, Guido Mantega, disse que economia deve ter crescimento positivo este ano, em torno de 1%, registrando 4,5% em 2010 (Fonte: O Globo - Globo / Agência Brasil, 2009-07-13).

Acesso a reservas de petróleo é maior preocupação das indústrias do setor

As dificuldades cada vez maiores ao acesso às reservas de petróleo, a forte volatilidade nas cotações desse produto, a incerteza com respeito às políticas energéticas dos diferentes países, a necessidade de reduzir gastos e os riscos de mudanças nas políticas fiscais (regulação) são os principais fantasmas que assombram empresas de petróleo de todo o mundo este ano.

Estas preocupações fazem parte de uma lista de dez maiores riscos para este ano, apontados por executivos de companhias petrolíferas e de analistas de Europa e Estados Unidos no "Relatório Global sobre Riscos nos Negócios do Setor de Petróleo e Gás", elaborado pela Ernst&Young com a Oxford Analytica, inédito no Brasil, mostra reportagem publicada neste domingo pelo jornal O GLOBO.

O sócio da Ernst&Young José Carlos Pinto explicou que os maiores riscos apontados no levantamento mostram as preocupações das empresas globais em todos os países onde atuam, e também no Brasil.

O executivo destacou que o estudo mostra uma mudança em comparação aos riscos apontados na pesquisa de 2008, já como reflexo da crise mundial. O acesso às reservas, que em 2008 ocupava o quarto lugar na lista de preocupações, este ano é listado em primeiro lugar (Fonte: O Globo - Globo, 2009-07-11).

Petrobras testa novas áreas em Campos

A Petrobrás realiza testes em duas importantes fronteiras na Bacia de Campos, maior produtora nacional de petróleo, que foi relegada ao segundo plano após a descoberta do pré-sal. Segundo o gerente executivo da estatal para a região, José Airton de Lacerda Martins, Campos continuará a ter sua importância nos próximos anos com investimentos para manter a autossuficiência nacional enquanto as reservas gigantes de Santos não atingem produção expressiva.

A empresa tem como objetivo chegar à produção de 2 milhões de barris de petróleo por dia em Campos - hoje são 1,75 milhão - e manter esse volume até que o pré-sal esteja desenvolvido. Para isso, estão sendo realizados investimentos em três diferentes frentes: desenvolvimento de novos projetos; aumento da produção em campos já existentes; e exploração de novas fronteiras.

Nesse caso, enquadram-se, principalmente, os projetos Siri e Jabuti, que estão produzindo petróleo em rochas semelhantes às do pré-sal de Santos, que têm o nome técnico de carbonatos. Jabuti, por exemplo, bateu no mês passado o recorde de produção nacional em um só poço, com a marca de 43,5 mil barris por dia. "Os carbonatos têm se mostrado bastante produtivos na Bacia de Campos", disse Martins, em entrevista durante a feira Brasil Offshore.

Jabuti é um reservatório dentro do campo de Marlim Leste, um dos maiores em desenvolvimento atualmente no País. Já Siri fica no campo de Badejo, um dos primeiros desenvolvidos pela estatal na região.

O projeto está produzindo atualmente 10 mil barris por dia, em fase de testes. A área técnica da Petrobras já desenhou o projeto definitivo de produção, com capacidade para produzir 100 mil barris por dia e previsão de início das operações em 2015.

Os dois estão inseridos em uma estratégia da estatal para evitar o declínio de Campos prospectando novas reservas em áreas já produtivas.

Além disso, a empresa desenvolve tecnologias para garantir sobrevida aos campos em declínio. Em palestra realizada anteontem, o gerente executivo do pré-sal da companhia, José Formigli, disse que o aumento da recuperação de petróleo em campos existentes é hoje responsável por mais de 80% do "petróleo novo" encontrado no mundo.

Em Campos, a Petrobras iniciou um programa para ampliar o fator de recuperação das reservas - ou o porcentual de petróleo que pode ser retirado de um reservatório. Até agora, a companhia conseguiu um incremento de quatro pontos porcentuais nesse índice, cujo valor absoluto não é revelado pela companhia. Para os próximos quatro anos, a meta é conseguir mais três pontos porcentuais."Trabalhamos para manter os níveis atuais de produção, apesar do declínio natural dos reservatórios", afirmou o executivo.

O esforço é justificado pelo fato de que o pré-sal de Santos só vai atingir seu primeiro milhão de barris de petróleo por dia em meados da próxima década. Em 2020, a Petrobras estima que as reservas das águas profundas da Bacia de Santos atingirão produção semelhante à da Bacia de Campos atualmente (Fonte: Último Segundo - IG, 2009-06-18).

Brasil é o futuro do petróleo latino-americano, diz 'Financial Times'

O Brasil representa o futuro do petróleo latino-americano, em contraste com os problemas enfrentados pelos dois maiores e mais tradicionais produtores da região, Venezuela e México, segundo afirma reportagem publicada nesta terça-feira pelo diário britânico Financial Times.

"Nos últimos dois anos, a Petrobras, a sofisticada empresa brasileira estatal de capital aberto, descobriu reservas tão promissoras em águas profundas na costa sudeste que os executivos estão comparando esta nova fronteira com o Mar do Norte, que salvou o mundo da crise energética criada pelo Oriente Médio nos anos 1970", diz o jornal.

A reportagem afirma que até agora o Brasil tem gerido bem sua indústria, permitindo que a Petrobras se transforme em "uma das mais avançadas companhias internacionais de petróleo".

O jornal adverte, porém, que a empresa ainda tem grandes desafios técnicos e financeiros para explorar as novas reservas de petróleo e comenta que os políticos do país ainda discutem uma nova legislação para regular o desenvolvimento dessas novas reservas.

"Enquanto as discussões em Brasília prosseguem, as histórias da Venezuela e do México deveriam servir como advertência", afirma a reportagem.

Galinha dos ovos dourados

O texto comenta os efeitos negativos da má gestão das empresas públicas de petróleo nos dois países, comparando-as à fábula da galinha dos ovos dourados.

"A indústria venezuelana de petróleo pode não estar morta, como foi o destino da galinha na fábula, mas a última onda de nacionalizações no setor pode se mostrar um golpe quase fatal, advertem executivos do setor", diz o texto.

O jornal afirma que, em seus dez anos no poder, o presidente Hugo Chávez "dizimou a PDVSA, a estatal venezuelana do petróleo, que nos anos 1990 aparecia como uma das mais bem gerenciadas do mundo".

A produção venezuelana caiu de 3,4 milhões de barris em 1999, antes de Chávez chegar ao poder, a 2 milhões atualmente.

Cofrinho

Segundo o jornal, a Venezuela não está sozinha na "má gestão de seu mais precioso recurso".

"Por mais de 50 anos, o México rivalizou com a Venezuela como o mais importante produtor de petróleo da América Latina. Mas o país também usou demais sua empresa estatal de petróleo como cofrinho para tirar dinheiro", diz o texto.

A reportagem comenta que decisões políticas deixaram a estatal Pemex endividada e com dificuldades para investir na produção e no desenvolvimento das reservas de petróleo do país.

Além disso, as leis mexicanas dificultam a participação de empresas estrangeiras, que poderiam ocupar o espaço deixado pela Pemex em relação aos investimentos.

"Apesar de recentes reformas políticas, o México agora enfrenta a assombrosa perspectiva de se tornar importador líquido de petróleo em uma década", afirma o jornal (Fonte: O Globo - Globo / BBC Brasil, 2009-05-26).

Angola's subsalt oil reserves may resemble Brazil's

Geological similarities between Angola's and Brazil's subsalt areas suggest that future exploratory drilling on Angola's continental shelf may one day find oil reserves similar to Brazil's recent large discoveries, a Sonangol scientist said. Sonangol, Angola's state oil firm, has started preliminary studies into Angola's subsalt region over the last several months. The company is now preparing for seismic and other geological studies -- expected to cost hundreds of millions of dollars -- to assess the size of reserves in the country's subsalt region, said Luman Sebastiao, a geoscientist for Angola state oil firm Sonangol's exploration unit.

The first exploratory drilling of Angola's subsalt area may occur within three or four years, Sebastiao told, while attending the fourth Organization of Petroleum Exporting Countries International Seminar in Vienna. Angola's oil minister is OPEC's current president. "The Angolan and the Brazilian continental shelves have various similarities as they have been joined for a certain geological period," Sebastiao said.

Brazilian state-run oil firm Petroleo Brasileiro in the past two years has announced several massive oil finds in the subsalt area off Brazil's coast that together contain dozens of billions of barrels in reserves. Oil found in the area is usually at water depths of around 2,000 meters, and several thousand meters further below layers of sand, rocks and salt -- making exploration and production challenging and expensive. Angola's subsalt reserves could be "gigantic," and even as big as Brazil's, Sebastiao said, though he acknowledged Angola's subsalt exploratory drilling hasn't yet begun.

The subsalt is Angola's next exploration front, after deep and ultra-deep exploration, Sebastiao said, adding that unlike in Brazil, Angola's subsalt region is found both onshore and offshore. Angola's onshore subsalt region lies about 4,000 meters below the ground, while the offshore subsalt region lies even deeper, Sebastiao said. Brazil's Petrobras has been helping Sonangol in starting to study its subsalt region, and many Sonangol technicians have been trained in the area in Brazil, Sebastiao said. "Petrobras is our great example in this area," the Sonangol scientist said.
Angola's studies into its subsalt area at first are concentrating on the Kwanza onshore and offshore basin, and the Congo basin. At a later stage, Angola will study more southern regions (Fonte: Gas and Oil / Rigzone, 2009-03-18).

Quatro novos blocos petrolíferos na zona conjunta de São Tomé e Príncipe e Nigéria serão licitados em 2011

São Tomé e Príncipe e a Nigéria deverão licitar a partir de 2011 quatro novos blocos petrolíferos, mais pequenos do que os outros quatro já em prospecção, disse o presidente da Autoridade de Desenvolvimento Conjunto (ADC) petrolífera.

Jorge Santos disse ainda que a Autoridade que administra a Zona de Desenvolvimento Conjunto está actualmente em negociações com uma empresa especializada que fará as necessárias sondagens sísmicas, mas pondera adjudicar o trabalho a outra entidade.

Em causa estão os blocos 7, 8, 9 e 10, que serão "de um modo geral pequenos, com áreas entre 750 a 1.500 quilómetros quadrados", disse o presidente da ADC.

O bloco 1 já foi perfurado em 2006 pela petrolífera norte-americana Chevron, sem sucesso na detecção de reservas com potencial comercial.

Depois de um interregno de três anos, os trabalhos de campo na Zona de Desenvolvimento Conjunto (ZDC) vão prosseguir em Junho deste ano no bloco 2, pela chinesa Sinopec, e no bloco 4 em Julho, a cargo da operadora Addax Petroleum, segundo Santos.

Por resolver está o problema dos blocos 5 e 6, adjudicados, respectivamente, às empresas ICCOOECA e Filtun Huzodo, mas ainda à espera da assinatura dos contratos de partilha de produção.

O responsável admitiu também que a questão envolve a ERHC Energy, do magnata nigeriano Emeka Offor, que participa em todos os blocos da ZDC, excepto no 1, e tem 15 por cento do capital dos blocos 5 e 6.

A empresa de "Sir" Offor reclama, inclusivamente, 20 por cento do bloco 9, ainda por licitar, e direitos especiais mesmo na Zona Económica Exclusiva (ZEE) são-tomense, cujo processo de licitação é ainda aguardado.

Na ZEE, "os direitos da ERHC participar nas actividades de exploração e produção incluem o direito de receber até dois blocos à sua escolha e uma opção de compra de 15 por cento na exploração de outros dois blocos à escolha", pode ler-se na página electrónica da empresa (Fonte: Macauhub, 2009-05-22).

Governo pode anunciar nova estatal de petróleo para pré-sal

O governo federal pode anunciar neste 1º de maio a criação de uma nova estatal ou autarquia para explorar o petróleo da camada pré-sal, de acordo com informações do jornal O Estado de S.Paulo. O modelo de exploração é discutido por várias autoridades do governo desde o ano passado e a definição já foi adiada diversas vezes.

Segundo a publicação, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva anunciaria um modelo nos moldes do utilizado na Noruega, em que uma autarquia federal seria incumbida da tarefa em sociedade com investidores.

Lula participará nesta sexta-feira de uma cerimônia que marca a extração simbólica do primeiro barril de óleo do pré-sal, na Marina da Glória, Rio de Janeiro. De acordo com o jornal Valor Econômico, ainda restam algumas dúvidas sobre o modelo - uma das questões sem definição é de que modo seria feita a capitalização da Petrobras.

A Petrobras descobriu a região pré-sal em 2007, uma faixa de 800 km que se estende do Espírito Santo a Santa Catarina e que pode conter reservas de 100 bilhões de barris de óleo equivalente, segundo analistas. Somente com as reservas já conhecidas de apenas dois campos, o Brasil dobraria as reservas atuais (Fonte: Invertia / Terra, 2009-04-30).

Campo terrestre em Carmópolis era no pré-sal

Especialistas e empresários do setor alertam que a demora do Brasil em definir o marco regulatório para a exploração no pré-sal, em discussão há dois anos, pode fazer com que as gigantes petrolíferas dêem prioridade a investimentos na exploração do pré-sal africano.

Demora para início de exploração é criticada

Para Wagner Freire, presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), que representa as companhias petrolíferas de médio e pequeno porte, o risco de o país perder a atratividade para a África aumenta com a crise mundial que reduziu os recursos das companhias, sobretudo devido à queda dos preços do petróleo. Freire alerta ainda que, com as indefinições regulatórias, a retração nas atividades exploratórias poderá ameaçar a sustentabilidade da auto-suficiência.

Um gráfico da Agência Nacional do Petróleo (ANP) sobre as reservas atualmente conhecidas - sem contar com as do pré-sal ainda não comprovadas -, que circula entre empresários e especialistas, mostra que a auto-suficiência está garantida até por volta de 2016, considerando-se a produção atual prevista com base nas reservas existentes, as descobertas feitas da 1 ª à 7ª Rodada de Licitações da ANP (realizadas entre 1999 e 2005), e ainda os planos atuais em avaliação e em desenvolvimento. "O problema é que, depois de 2005, as rodadas seguintes não ofereceram novas áreas para exploração. Isso é muito grave, pois os prazos para se encontrar petróleo e iniciar a produção são longos. Esses campos no pré-sal foram descobertos em 2000, e a primeira produção prevista em Tupi é em 2010" - disse Freire.

Continentes eram unidos há 150 milhões de anos

Acredita-se que possam existir grandes reservas de petróleo no pré-sal na costa Oeste da África, por razões geológicas. O geólogo e colaborador do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) Antonio Manuel de Figueiredo explicou que, há cerca de 150 milhões de anos, parte do Hemisfério Sul era um só, com a América do Sul e a África unidos em um só bloco. Há cerca de 120 milhões de anos as duas regiões começaram a se separar, com a movimentação subterrânea das placas tectônicas, que estão em constante movimento.
O geólogo explicou que, ao longo do período de separação dos dois continentes, em determinado momento se formou um golfo, semelhante ao Mar Vermelho atual. O golfo se formou na costa brasileira, entre Pernambuco e Santa Catarina. Foi a partir de então que começou a se formar a camada de sal e a surgir o Oceano Atlântico. Na época, formou-se a camada de sal e, abaixo, as bacias sedimentares, propícias à formação de hidrocarbonetos (petróleo ou gás natural).

Na altura de Florianópolis, em Santa Catarina, formou-se uma barreira vulcânica que impediu a continuação da formação da camada de pré-sal no Sul do país e na Argentina. E, dentre as áreas que se descolaram, os blocos do pré-sal na Bacia de Santos estão de frente para Angola, no continente africano. "Por isso é que as companhias de petróleo estão por lá, procurando petróleo, desde Angola ao Gabão e Sul da Nigéria" - disse Figueiredo.

Por sua vez, o presidente da Abpip lembra que a costa africana, nas proximidades das ilhas de São Tomé e Príncipe, é área de ocorrências excepcionais abaixo do pré-sal e, por isso, com grandes expectativas de que existam reservas significativas de petróleo. "E todas as grandes companhias, incluindo as chinesas, estão lá. Como o Brasil despertou a atenção ao descobrir petróleo no pré-sal, todos estão interessados agora naquela região no continente africano" - disse Freire.

"O que acontece numa área, as companhias procuram em outros lugares, como é o caso do pré-sal na África. Se for mais fácil ir para lá do que no Brasil, eles irão para lá, com certeza".

Comissão entregará a Lula propostas para o setor

A advogada especialista em petróleo Marilda Rosado, do escritório Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados, também alerta para o risco de o país perder a autossuficiência com a demora em se definir a regulamentação do setor. "O governo pôs um freio no processo exploratório no Brasil por algo que não é novo nem aqui nem no mundo. O campo terrestre de Carmópolis, em Sergipe, descoberto em 1963, era no pré-sal. O país não precisa mudar do atual modelo de concessão para o de partilha. Foi um erro parar as licitações". - lamentou Rosado.

A Comissão Interministerial que estudou o assunto deverá entregar nas próximas semanas ao presidente Luiz Inácio Lula da Silva suas conclusões, com as propostas da nova regulamentação (Fonte: Faxaju / O Globo, 2009-03-01).

British Petroleum acha óleo no pré-sal angolano

A petroleira britânica BP anunciou nesta terça-feira (3/3) a descoberta de novas reservas na porção centro-norte do Bloco 31, a 415 km a nordeste de Luanda, em Angola. O prospecto denominado Leda foi perfurado em lâmina d´água de 2.070 m e poço descobrir alcançou a profundidade de 5.907 m.

A reserva foi comprovada através de teste a cabo. Esta é a quinta descoberta feita pela petroleira britânica abaixo da camada de sal no bloco 31.

O direito de operar o bloco foi adquirido pela BP em 1999. A petroleira britânica é a operadora da área com 26,7% de participação. A empresa tem como sócias a Esso (com 25%), Sonangol P&P (20%), Statoil Angola (13,33%), Marathon (10%) e TEPA (5%) (Fonte: Brasil Energia, 2009-03-03).

Mesmo com crise, Petrobras faz apostas ambiciosas, diz 'Economist'

Apesar da crise econômica e da queda no preço do petróleo, a Petrobras continua anunciando investimentos recordes e apostando em objetivos "ambiciosos", diz a revista britânica The Economist, na edição que chegou às bancas nesta sexta-feira.

Intitulado "Pluging In" (uma expressão que tanto pode significar algo como "cavando fundo" ou "apostando alto", em tradução livre), o artigo cita o anúncio de investimentos da ordem de US$ 174 bilhões em cinco anos anunciado no mês passado pela estatal brasileira. "Em um momento em que os gráficos mostram grandes declives que ameaçam empregos e as vendas de veículos, a ousadia da Petrobras pode ser um alívio para os brasileiros", diz a publicação, citando as projeções de produção de barris petróleo e de investimentos em refinarias anunciados pela empresa.

A revista também cita as descobertas das reservas na camada pré-sal, em 2007, "que deixaram os políticos intoxicados com a perspectiva de grandes riquezas" e fizeram com que o governo Lula propusesse a criação de um fundo soberano e a mudança no regime de exploração do combustível nestas áreas.

Ambição

Segundo a publicação, mesmo com a grande queda registrada nos preços do petróleo e a notícia de que a camada pré-sal dificilmente poderá ser explorada antes de 2013 por causa de dificuldades técnicas, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, continua "destemido". "Nós temos a tecnologia, o acesso às reservas e achamos que podemos financiá-la. Por que não?", disse Gabrielli à publicação.

A Economist ainda enumera todos os planos da Petrobras para financiar a exploração das reservas, que vão desde financiamento com o BNDES até empréstimos que "são um voto de confiança de um mercado financeiro hesitante". "O presidente da Petrobras insiste que os investimentos na camada pré-sal podem se pagar mesmo com o petróleo na faixa dos US$ 45."

"Com tantas companhias de petróleo cortando investimentos e produção, o preço do petróleo pode estar bem mais alto na época em que o combustível começar a sair do oceano (em 2013). Esta, pelo menos, é a aposta razoável por trás de um plano ambicioso", diz a revista.

Mesmo assim, muitos brasileiros, segundo a Economist, levantaram suspeitas de que "o plano de investimentos foi inflado para agradar políticos que estão no Conselho (de Administração) da Petrobras, presidido por Dilma Rousseff, apontada pelo presidente Lula como seu candidato favorito para as próximas eleições presidenciais" (Fonte: BBC Brasil, 2009-02-03).

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).

Os produtores africanos e seu melhor cliente*

A Indústria do Petróleo africana, que figura a cada dia mais importante geopoliticamente, caminha hoje entre o tênue fio que separa o potencial desenvolvimento de um país da submissão econômica. Seus produtores mais significativos são Líbia e Argélia (países do norte africano) e Nigéria e Angola (situados na costa oeste da África Subsaariana).

Altamente dependentes do petróleo, esses quatro produtores africanos respondem por estimadamente 9% da produção mundial, com uma produção diária de 8 milhões de barris. No que se refere às reservas, os quatro representam cerca de 8% das reservas mundiais, uma vez que estas totalizam 100 bilhões de barris. Dos quatro, somente Angola possui um R/P baixo. No quesito “consumo”, o quadro muda, pois quase todo o petróleo é para exportação. O consumo diário dos quatro produtores não totaliza sequer 1 milhão de barris/dia ( 876 mil por dia) – ou seja, cerca de 10% de sua produção. Entretanto, cabe ressaltar que este quadro poderá se modificar através das mudanças que certamente virão com as novas perspectivas econômicas e políticas.

Os caminhos de saída do continente africano favorecem os principais produtores. Enquanto Líbia e Argélia se beneficiam do Mar Mediterrâneo para atingir o mercado europeu, Nigéria e Angola têm à sua disposição o Oceano Atlântico, o qual lhes possibilita exportar com tranqüilidade também para as Américas (em 2007, as exportações de Angola para o Brasil praticamente duplicaram graças ao petróleo). O Egito, apesar de possuir reservas bem mais modestas, é largamente compensado por seu potencial logístico. Seu grande trunfo é o Canal de Suez, principal passagem africana para o mercado asiático. O canal detém tanto valor que chegou a ser o estopim para a segunda crise do petróleo (quando, em 1956, Gamal Nasser decidiu nacionalizar o Canal de Suez).

A situação dos dois principais “pares” de produtores é bastante distinta. Enquanto Líbia e Argélia estão posicionados entre os melhores IDHs do continente, Nigéria e Angola apresentam níveis baixos e sofrem com sérios conflitos internos (Angola vive em estado de paz nos últimos anos, o que torna as previsões mais otimistas). O único fio que realmente une estes países é a forte competição econômica envolvendo China e EUA, ambos investidores pesados do continente (a Índia, outro país em desenvolvimento, também investe, no entanto de maneira menos expressiva).

Dependendo das circunstâncias, esta competição pode ser saudável para a África. Na Líbia, país onde o nível de pobreza é baixo em comparação a países vizinhos, a força do Estado e a relativa consistência da economia impedem que os fortes investimentos americanos (e agora chineses) coloquem o país sob jugo estrangeiro e ao mesmo tempo garantem que os contratos internacionais sejam cumpridos. Na Argélia, onde a China ainda tem dificuldades para penetrar, a situação é semelhante, ainda que os EUA tenham bases militares instaladas no país.

Para os países subsaarianos, a situação é mais complexa. A Nigéria é um exemplo bastante ilustrativo: envolvida em conflitos internos, marcada pela pobreza e pela fragilidade da economia nacional, pode vir a tornar-se um alvo fácil para o domínio estrangeiro. Por ora, tanto a Nigéria quanto outros países subsaarianos vêm aproximando-se da China, aproveitando-se da postura chinesa de auxiliar na reconstrução do continente (ao mesmo tempo em que ocupa seu espaço no mercado africano). Em 2004, o crescimento do comércio entre China e África foi de impressionantes 50%, o que prova não ser por acaso a recente decisão dos chineses de injetar dois bilhões de dólares em Angola para a construção de infraestrutura offshore.

Apesar da expressiva produção, o consumo de petróleo dos países africanos é quase insignificante. Há poucas refinarias na África e a distribuição de combustíveis é limitada. Tomemos como exemplo a indústria automobilística: somando os quatro maiores produtores (Líbia, Argélia, Nigéria e Angola), não chegamos nem a quatro milhões de automóveis; com o mesmo número de habitantes (192 milhões de habitantes), a frota do Brasil é de quase 50 milhões de veículos.

É importante lembrar que a China, que tanto ambiciona o petróleo africano para atender sua demanda crescente (contribuindo para uma preocupante disparada nas cotações), também olha com atenção para o mercado consumidor africano. A China investe pesadamente em sua Indústria Automobilística e – com seus preços “tradicionalmente” baixos – poderá, em um futuro não muito distante, revolucionar a frota de automóveis africana. Isso sem contar com os investimentos destinados ao downstream, a ampliação da malha rodoviária, a geração de empregos e o aumento de renda (ou seja, tudo que é necessário para estimular o aumento da frota e, conseqüentemente, do consumo de derivados).

O aumento da frota mundial de veículos tende a crescer, e esta é apenas uma das ramificações de mercado a serem exploradas a partir do petróleo africano. Uma tendência que se pode apontar a partir da questão africana é a manutenção das elevadas cotações do petróleo. Esta tendência poderia ser freada se a produção mundial e o descobrimento de novas reservas viessem a aumentar consideravelmente, mas essas são situações que não dependem somente de questões técnicas e objetivas. Tudo dependerá de fato da geopolítica intercontinental, a cada dia mais complexa.


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Na próxima semana abordaremos as questões que envolvem a exploração e produção do petróleo na América do Norte, comentando particularmente os casos do Alasca (EUA) e do Canadá. Demonstraremos como, mesmo em uma região de grande tranqüilidade internacional, o petróleo ainda encontra obstáculos dentro da própria organização política, econômica e social do país produtor.


* Publicação e divulgação integral deste artigo estão autorizadas desde que sejam preservados os créditos de autoria e mantido inalterado o conteúdo.

(Fonte: Clube do Petróleo).

Exploração e Produção no Hemisfério Norte*

Em 1956, o geólogo da Shell M. King Hubbert previu durante uma conferência o auge e posterior declínio das reservas americanas a partir do final dos anos 60 e início dos anos 70. Com o passar das décadas, sua teoria comprovou-se na prática e os EUA passaram a temer o fim de suas reservas. Hubbert, no entanto, desconhecia o petróleo do Alasca, estado que hoje é a grande promessa dos EUA em termos de reservas. Embora a quantidade precisa de barris a serem explorados na região seja nebulosa e pouco divulgada por órgãos americanos, é provável que seja o suficiente para manter o nível de produção do país por mais algum bom tempo (os americanos permanecem como os terceiros maiores produtores do mundo). Apenas na National Petroleum Reserve a estimativa é de mais de 10 bilhões de barris.

No entanto, alguns obstáculos para que esse petróleo passe de fato a assumir um papel de destaque na produção nacional colocam-se no caminho. O principal deles diz respeito a questões ambientais. Cercada por reservas, a região já sofreu com o grave derramamento da Exxon Valdez em 1989 (até hoje considerado um dos mais traumáticos da História) e com mais um derramamento em 2006 (de menores proporções, mas suficiente para despertar a atenção dos órgãos de proteção ambiental). A pressão vem sendo muito forte por parte dos ambientalistas e – ainda que não impeçam o avanço nos projetos de coligação entre os dutos do Alasca e do Canadá – fazem com que investidores e políticos re-avaliem os benefícios de seguir por este caminho.

A pressão recai especialmente sobre os republicanos, acusados de querer aumentar a produção americana a qualquer custo. A escolha da governadora do Alasca Sarah Palin para integrar a chapa de John McCain é um indício das intenções republicanas, embora o atual governo esteja optando por investir no Golfo do México e fortalecer relações com o Canadá. Uma alternativa capitaneada pelos democratas para atenuar a demanda americana concerne o investimento em bioenergia. Por outro lado, apesar da capacidade americana de produzir o etanol a partir do milho, a quantidade de grãos necessária para produzir combustível de qualidade satisfatória é alta, o que leva a um aumento de preços preocupante para os criadores de gado e ativa os protestos de quem clama ser absurdo plantar energia no lugar de comida.

O Canadá vive uma situação semelhante ao Alasca em relação à questão ambiental. Extraído do arenito betuminoso, o mais promissor petróleo canadense (com reservas estimadas em 175 bilhões de barris) produz pelo menos cinco vezes mais dióxido de carbono, dentre outros danos relacionados ao ar, ao solo, às florestas e à água (a organização não-governamental Greenpeace posiciona-se como um dos mais ferrenhos adversários deste método de produção do petróleo). O gasto com gás natural também é extremamente alto; vale lembrar que os dispêndios atuais seriam o suficiente para alimentar 3,2 milhões de casas (isto se formos nos basear em dados atuais, desconsiderando o futuro aumento de produção).

Outra dificuldade para a extração do petróleo canadense é o custo de produção (o arenito betuminoso é mais caro de refinar e o aproveitamento do material bruto costuma ser menor). Durante muito tempo, devido à falta de tecnologia apropriada, a produção foi barrada por não gerar lucro. Mesmo hoje – quando o custo de extração baixou consideravelmente e o índice de recuperação saltou de 10% para 25% - existe a preocupação com a queda no preço do barril e com os altos investimentos necessários para habilitar uma infraestrutura capaz de suportar a produção em larga escala. O projeto canadense é produzir 4.8 milhões de barris/dia em 2020, o que lhes colocaria entre os 5 maiores produtores de petróleo do mundo.

Logisticamente, o Canadá não tem do que reclamar. Próximo de seu principal consumidor, os EUA, o país pode exportar facilmente seu petróleo através do Atlântico para a União Européia e, em um futuro próximo, poderá também transportá-lo até a China (falta ainda uma rede de dutos que leve o petróleo até o Pacífico). Hoje uma das principais discussões que envolvem o petróleo canadense é exatamente acerca do destino desse petróleo: enquanto alguns defendem que o Canadá se torne um exportador praticamente exclusivo dos EUA, apoiando-se na longa e fértil relação entre ambos os países, outros enxergam nas “areias oleosas” uma oportunidade de reforçar a independência econômica do Estado em relação aos vizinhos.

Como podemos constatar, o problema do petróleo no Hemisfério Norte – ao contrário da maior parte dos produtores – já não é a disputa com vizinhos ou as dificuldades de transporte (embora tais questões sempre existam). Daqui a algum tempo, com novos avanços tecnológicos, talvez nem mesmo a infraestrutura seja mais tão cara. E então o problema continuará sendo, acima de tudo, a responsabilidade internacional de dois países de primeiro mundo em buscar soluções para atender às suas necessidades e interesses, sempre de grande dimensão, sem causar um grande prejuízo ao planeta.


Mauro Kahn & Pedro Nobrega - Clube do Petróleo - Leia outros artigos e os primeiros desta série acessando o site http://www.clubedopetroleo.com.br/


* Publicação e divulgação integral deste artigo estão autorizadas desde que sejam preservados os créditos de autoria e mantido inalterado o conteúdo.

(Fonte: Clube do Petróleo)

Petrobras ainda deve anunciar outras descobertas, avaliam analistas

Os sucessivos anúncios de novas descobertas de petróleo pela Petrobras devem continuar por mais algum tempo, segundo especialistas ouvidos pelo G1.

A expectativa é que novos depósitos sejam encontrados na Bacia de Santos, o que pode levar o país a subir algumas posições no ranking dos detentores das maiores reservas. A Petrobras diz ter quarta maior reserva provada de petróleo do mundo.

Nesta quinta (29), a estatal anunciou uma nova descoberta de petróleo na Bacia de Santos. Foi o sexto anúncio de descoberta na mesma área desde novembro do ano passado, quando foi divulgada a existência de uma reserva de até 8 bilhões de barris na reserva de Tupi.

"Certamente mais poços devem ser anunciados no prazo de um ano. É só ver o tamanho das bacias sedimentárias brasileiras, ainda há muito que encontrar", diz Bruno Rezende, analista do setor de petróleo da Tendências Consultoria (Fonte: Globo, 2008-05-30).

Petrobras está confiante em reserva Carioca

A Petrobras está confiante na exploração da reserva de petróleo Carioca, segundo entrevista do presidente da empresa, Sérgio Gabrielli, publicada nesta quarta-feira pelo jornal britânico Financial Times.

"Em mais de 2.000 metros de água na costa do Brasil, a Petrobras, a empresa nacional de petróleo do Brasil, está perfurando o que pode se tornar um dos mais importantes poços de petróleo dos últimos anos", abre a reportagem do FT.

Segundo o jornal, Gabrielli disse que a perfuração deve dar uma boa idéia sobre o tamanho da reserva descoberta recentemente, mas o verdadeiro potencial só deverá ser conhecido dentro de cerca de três meses.

"Enquanto Gabrielli adverte que a exploração ainda está bem no início, ele disse que as reservas potenciais das águas profundas do Brasil poderiam ser 'enormes' e que ele não acredita que a Petrobras deve enfrentar 'desafios insuperáveis' na produção do petróleo encontrado", diz o FT.

O jornal britânico comenta a alta das ações da Petrobras depois do anúncio da reserva e das estimativas de que a Carioca poderia ter 33 bilhões de barril de petróleo. "Isto faria desta uma das maiores reservas já descobertas, com petróleo suficiente para suprir a demanda global por mais de um ano."

A estimativa dos 33 bilhões de barris foi lançada pela revista World Oil, e o autor do artigo, o consultor da área de petróleo Arthur Berman, reconheceu que o número é "altamente especulativo", mas "um palpite crível", afirma o jornal.

"Ele disse ao Financial Times que calculou o número usando um mapa da estrutura geológica para avaliar o tamanho da área com potencial de petróleo, que ele acredita ser cinco vezes maior que a área da estrutura do campo da reserva Tupi, outra descoberta da Petrobras em águas profundas a nordeste da Carioca, cuja estimativa é de que contenha enter 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo explorável."

O potencial da Carioca foi calculado multiplicando por cinco a média estimada na Tupi.

"Berman afirma que o poço em perfuração na estrutura BM-S-9 seria uma importante fonte de informação adicional, mas mesmo depois dos resultados, as estimativas sobre o tamanho da Carioca permaneceriam 'altamente especulativas'."

O jornal ainda ressalta a dificuldade da exploração tanto na reserva Carioca como na Tupi por elas serem localizadas abaixo de uma camada de sal, que cria problemas nas análises sismológicas.

"Gabrielli acredita que os problemas são solucionáveis. 'A maioria dos problemas técnicos que vamos enfrentar já têm solução desenvolvida, mas não temos experiência com todos esses sistemas funcionando ao mesmo tempo', disse ele. 'Mas não acredito que sejam desafios insuperáveis'." (Fonte: O Globo, 2008-04-30).

Conselho de Ministros aprova acordo entre governo de Portugal e Espanha para manutenção de reservas estratégicas

O Conselho de Ministros aprovou hoje o decreto que aprova o acordo alcançado o ano passado entre os governos de Portugal e Espanha relativo à manutenção recíproca de reservas estratégicas de petróleo.

Este acordo tem como objectivo facilitar e constituir a manutenção recíproca de reservas estratégicas de petróleo bruto e produtos petrolíferos, bem como reforçar os laços no sector da energia entre ambos os Estados.

Esse acordo vai permitir aos operadores de ambos os países constituírem reservas quer em Portugal quer em Espanha, mas também permitir que em caso de necessidade um país possa recorrer ao outro, que deverá de imediato disponibilizar as suas reservas.

O acordo vai ainda de encontro à directiva comunitária que prevê a possibilidade de constituição de reservas, mediante acordos entre governos, num território de um Estado-membro, de forma a facilitar a distribuição racional de reservas no seio da União Europeia.

Portugal cumpre já a obrigação determinada pela Comissão Europeia de possuir reservas de segurança de 90 dias de consumo interno diário, que são partilhadas pela EGREP-Entidade Gestora de Reservas Estratégicas de Produtos Petrolíferos e pelos operadores de mercado.

A EGREP é responsável por reservas equivalentes a 30 dias de consumo de gasóleo, gasolina e fuel e 10 dias de GPL (gás liquefeito de petróleo). Para além destas responsabilidades, a EGREP constitui 10 dias de reservas adicionais para cumprir os requisitos da Agência Internacional de Energia.

Até agora Portugal não tinha qualquer acordo para a constituição de reservas em Espanha, podendo passar a ser uma opção em termos de proximidade e custo (Fonte: RTP/Lusa, 2008-04-24).

Gás do Campo de Mexilhão entra em produção em 2009

O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrela, disse hoje que o Campo de Mexilhão, localizado na Bacia de Santos (SP), deve entrar em operação dentro de dois anos. "A previsão é que no primeiro semestre de 2009 nós começamos a operar com bons resultados. Com sete poços produtores e uma vazão entre 10 e 12 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia já na primeira etapa".Descoberto em agosto de 2003, o campo tem reservas estimadas em 400 bilhões de metros cúbicos. E é o primeiro empreendimento de gás natural não-associado desenvolvido pela Petrobras.Por ser explorado e produzido no mesmo campo que o petróleo, o gás precisa passar por um processo de separação. Atualmente, 75% da produção nacional é de gás associado. A Petrobras espera ter 11 novos campos de gás não-associado em operação nos próximos anos.Para Estrela. apesar de o País não enfrentar uma crise em relação ao fornecimento de gás natural, a situação estará "bem mais confortável" a partir do final de 2008, com a efetivação dos projetos previstos no Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás)."Não tem crise, não. Já estamos encontrando as soluções necessárias para atender ao crescimento do mercado. A escassez aparente terminará no final de 2008 com a efetivação do projeto que prevê a produção adicional de 40 milhões de metros cúbicos de gás natural para o Sul e Sudeste".O Plangás prevê investimentos de US$ 22, 1 bilhões na cadeia brasileira de gás natural entre 2007 e 2011. Os recursos destinados pela estatal somam US$ 17,6 bilhões, sendo US$ 11 bilhões para exploração e produção. O restante será para a ampliação da malha de gasodutos do País.Para aumentar a oferta de gás natural no Sudeste, o plano prevê ampliar a produção da região dos atuais 24,5 milhões de metros cúbicos por dia para 40 milhões diários nos próximos dois anos.Embora a produção de gás natural esteja em cerca de 44 milhões de metros cúbicos por dia, a Petrobras só disponibiliza para o mercado nacional cerca de 24 a 25 milhões. Outros 10 a 11 milhões são consumidos pela própria estatal, nas refinarias . Outro tanto, não especificado, é reinjetado nos próprios poços de petróleo para aumentar a produção.Há também casos como o da província petrolífera de Urucu, cujo gás, depois de separado o óleo, é reinjetado nos poços para produção futura por falta de infra-estrutura de transporte.As declarações do diretor da companhia foram dadas no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis, litoral Sul do Rio de Janeiro, onde o presidente Luiz Inácio Lula da Silva batizou a Plataforma P-52. Participam da solenidade, a ministra chefe da casa Civil, Dilma Roussef, o ministro interino de Minas e Energia, Nelson Hübner, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielle, e o governador Sérgio Cabaral Filho. (Invertia)

Equador quer US$ 1,2 bilhão para não explorar bloco

Com o apoio de ONGs ambientalistas, o governo do Equador iniciou ontem uma corrida contra o tempo para evitar a exploração de uma grande reserva de petróleo no Parque Nacional Yasuní, na Amazônia, considerado reserva da biosfera pela Unesco. A Petrobras tem interesse na área.A proposta é que, em um ano, seja arrecadado US$ 1,2 bilhão para a criação de um fundo que compensaria, a partir de 2013, o que não seria explorado no bloco ITT -a maior reserva de petróleo do país. Para não explorar o ITT, o governo equatoriano quer uma compensação anual de US$ 350 milhões, metade do que seria obtido com a exploração do campo."Nos primeiros 15 dias, vamos recolher assinaturas para fortalecer a proposta até que o Estado abra a conta para o pagamento para que o petróleo fique no subsolo", disse à Folha Esperanza Martínez, diretora da ONG Acción Ecológica, uma das envolvidas no projeto.Os detalhes do projeto seriam anunciados ontem à noite por Correa e serão disponibilizados no site www.amazonia porlavida.org. A proposta não altera a exploração do bloco 31, da Petrobras, também em Yasuní. O governo equatoriano já assegurou que a licença ambiental, suspensa em 2005, sai em breve. (Folha de São Paulo)

Índice de reposição de reservas da Petrobras em 2006 foi de 174%

Relação Reserva/Produção ficou em 19,5 anos

A Petrobras divulgou oficialmente a situação de suas reservas provadas de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior. Os critérios utilizados na medição foram fixados pela Society of Petroleum Engineers (SPE) e pela Security and Exchange Comission (SEC) em 2006. Segundo o critério ANP/SPE, para cada barril de óleo equivalente produzido (boe) no ano de 2006 foi reposto 1,739 boe, resultando em um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 173,9%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 19,5 anos. Em 31 de dezembro de 2006 as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no Brasil atingiram 13,753 bilhões boe, representando um aumento de 3,9%. Durante o ano de 2006, foram apropriados 1,226 bilhão boe às reservas provadas, contra uma produção acumulada de 705 milhões boe.

Destaques

Os destaques em relação à apropriação das reservas provadas foram as descobertas nos blocos exploratórios de Maromba, na Bacia de Campos; Camarupim, Catuá, na Bacia do Espírito Santo Mar; Araracanga na Bacia do Solimões; Jaçanã e Pintassilgo na Bacia do R.G. Norte; Tangará na Bacia do Recôncavo; e Saíra, Seriema e Tabuiaiá na Bacia do Espírito Santo Terra. Foram ressaltadas ainda descobertas em blocos exploratórios incorporados a campos de produção já existentes em Mexilhão, na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio de Janeiro (UN-RIO), e Baleia Azul e Golfinho, na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo (UN-ES).Também foram efetuadas revisões em campos existentes em 2006, principalmente em Marlim e Albacora, na Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Campos (UN-BC); e Roncador e Marlim Sul, na UN-RIO.Já segundo o critério SEC, mais restritivo, as reservas provadas no Brasil, em 31 de dezembro de 2006, foram de 10,573 bilhões boe, o que representa praticamente a manutenção da estimativa do ano anterior (10,578 bilhões boe). Durante o ano de 2006, segundo este critério, foram apropriados 700 milhões boe de Reservas Provadas contra uma produção de 705 milhões boe, o que corresponde a um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 99%, ou seja, para cada barril de óleo equivalente produzido, apropriamos 0,99 barril. Por este mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 14,9 anos.

Reservas Internacionais

Durante o ano de 2006, a apropriação de reservas provadas no exterior foi suplantada pela produção do período, aliada às revisões contratuais ocorridas preponderantemente na Venezuela. Isto resultou em uma redução de reservas de 312 milhões boe. Em 31 de dezembro de 2006, segundo o critério SPE, as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no exterior atingiram 1,270 bilhão boe, representando um decréscimo de 24,4%. As reservas internacionais representam cerca de 10% das nacionais. De acordo com o critério SPE a relação Reserva/Produção (R/P) na área internacional ficou em 14,3 anos. Segundo o critério SEC, as reservas provadas no exterior, em 31 de dezembro de 2006, foram de 885 milhões boe, que representa uma redução de 26,1%, em relação à estimativa do ano anterior (1,197 bilhão boe). Por este mesmo critério a relação reserva/produção (R/P) ficou em 10,2 anos. As principais razões para a diferença entre as reservas SPE e SEC são: pelo critério SEC apenas os volumes de gás cobertos por contratos comerciais vigentes podem ser declarados como reservas provadas e na Bolívia parte do volume de gás descoberto não está ainda comercializado; na Nigéria, por causa do estágio de desenvolvimento dos campos descobertos, apenas uma pequena parcela dos volumes pode ser declarado como reserva pelo critério SEC. Em 31 de dezembro de 2006, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior, atingiram 15,023 bilhões boe, segundo o critério SPE, um acréscimo de 0,74% em relação ao ano anterior; segundo este critério, durante o ano de 2006 foram apropriados 904 milhões boe às reservas provadas e produzidos 794 milhões boe, o que resultou em um acréscimo de 110 milhões boe relação às reservas de 2005 (14,913 bilhões boe). Assim, para cada barril de óleo equivalente produzido em 2006 foi apropriado 1,139 barril de óleo equivalente, resultando num Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 113,9%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,9 anos. As Reservas Provadas totais da Petrobras, segundo o critério da SEC, em 31 de dezembro de 2006, atingiram 11,458 bilhões boe, apresentando uma redução de 2,7% em relação ao ano anterior. (GasNet)