ANP impede devolução de área do pré-sal

Fonte: Estadão Online - Kelly Lima. 

27.05.2011, 11:15 am

RIO - A diretora da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, informou ontem que a reguladora impediu que a Petrobrás devolvesse uma área intermediária entre os campos de Lula e Cernambi no pré-sal da Bacia de Santos. A ANP entende que as duas reservas podem ser contíguas - ou seja, podem englobar uma mesma área. A devolução deveria ter ocorrido no fim do ano passado, quando a Petrobrás declarou a comercialidade dos dois campos.

Segundo Magda, os estudos apontam que geologicamente as duas reservas podem estar conectadas abaixo do pré-sal. A divisão em duas áreas traz como principal vantagem à Petrobras e a seus sócios a isenção do pagamento de R$ 15 bilhões em participações ao longo do contrato para explorar as duas áreas.

Isso ocorre porque a participação especial é um tributo sobre campos de grande porte e Cernambi tem informados pela Petrobras 1,8 bilhão de barris em seu reservatório. Cernambi é a antiga área de Iracema, a nordeste do Polo de Tupi. Por sua vez, a área de Tupi, hoje chamada Campo de Lula, possui outros 6,5 bilhões de barris. Segundo a diretora da ANP, não há previsão de quando o assunto será definido.

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A Petrobrás terá até 15 de junho para apresentar a comprovação de conteúdo nacional adquirido no previsto em 44 contratos com a ANP para a exploração de áreas adquiridas entre 2003 e 2004, na quinta e sexta rodada de licitações. A estatal foi notificada sobre irregularidades no cumprimento do conteúdo nacional preestabelecido e teria até 30 de maio para apresentar sua contestação.

Entrevista com Guillermo Quintero

Fonte: NN - Matheus Franco. 

Postado em 26.05.2011, 10:21 am

A 5X Petróleo dessa semana é com o presidente da BP no Brasil, Guillermo Quintero, que fala sobre o início das operações da empresa no país, através da aquisição de ativos da Devon Energy, autorizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

1X Com a autorização da ANP para aquisição dos ativos da Devon no Brasil, a BP poderá se tornar operadora. Como se deu esse processo e qual a sua importância para a estratégia da BP no país?

A BP está muito feliz com a conclusão do processo de compra da Devon Energy do Brasil, que nos dá acesso a oito blocos marítimos e dois blocos terrestres no Brasil.  Estamos muito honrados com a confiança depositada em nós pelas autoridades brasileiras e esperamos retribuir essa confiança contribuindo para o desenvolvimento do País, gerando empregos e desenvolvendo a indústria local de bens e serviços.

Para nós, é um privilégio poder participar de um momento tão importante para o Brasil. É estimulante participar do crescimento da indústria brasileira de petróleo e queremos firmar o compromisso de estabelecer programas sólidos que tragam benefícios a todos – à sociedade brasileira, aos nossos sócios, aos nossos funcionários e ao Grupo BP. O Brasil é protagonista na produção mundial de energia.  A BP não poderia deixar de atuar aqui e nosso retorno marca a disposição da empresa em ser uma das maiores companhias de energia em atuação no país.

2X Qual a expectativa da BP para os blocos que adquiriu no negócio com a Devon? Além disso, quais os planos da companhia para o pré-sal brasileiro?

Nós estamos muito animados com a qualidade do portfólio adquirido da Devon, que inclui 10 concessões, sete localizadas na Bacia de Campos, uma na Bacia de Camamu-Almada e duas em terra na Bacia do Parnaíba. A BP passou a ser operadora do Campo de Polvo, que atualmente produz cerca de 25 mil barris de petróleo por dia, além de participar em quatro descobertas da Bacia de Campos: Xerelete, Itaipu, Wahoo e Fragata.

As descobertas de Itaipu e Wahoo estão localizadas no pré-sal e estão atualmente sendo analisadas de acordo com planos de avaliação já aprovados pela ANP. Além disso, a BP está interessada em participar da 11ª Rodada, que não inclui blocos no pré-sal, e está ativamente avaliando outras oportunidades de parceria, tanto no pré-sal como no pós-sal.

3X Uma próxima rodada de licitação de blocos de petróleo e gás deve acontecer no segundo semestre desse ano. Diante dessa nova condição da BP no Brasil, qual o posicionamento da empresa frente a essa oportunidade?

A BP tem interesse em participar tanto da 11ª rodada de licitações da ANP, sob o regime de concessão, quanto das futuras licitações do pré-sal sob o novo regime de partilha de produção. Iremos aguardar os editais para conhecermos as condições em que os blocos serão oferecidos e, assim, avaliar quais são os mais atrativos para nossa estratégia de expansão.

4X Como a BP lida com a possibilidade de desconfiança em sua operação no Brasil, motivada pela repercussão negativa do vazamento de petróleo no Golfo do México?

Infelizmente, não podemos apagar o acidente do Golfo do México nem recuperar as 11 vidas perdidas. Esse foi um momento muito doloroso para toda a companhia e todas as pessoas afetadas.  Nós lamentamos profundamente a perda de vidas humanas e o impacto ao meio ambiente e às comunidades do Golfo do México. A BP continua comprometida a restaurar a região afetada do Golfo do México tanto do ponto de vista ambiental quanto do ponto de vista econômico. Nós continuaremos a honrar todos os pedidos legítimos de indenização. Estamos incorporando as lições aprendidas com esse acidente dentro da própria estrutura da BP, reforçando a maneira como gerenciamos riscos e a segurança.

Também estamos compartilhando esses aprendizados com a indústria de petróleo e com governos e órgão reguladores de vários países, inclusive o Brasil. Nós reconhecemos que reconquistar a confiança requer ações e não apenas palavras, e para isso reorganizamos nossas equipes de perfuração, nossas unidade de negócios, e criamos uma Divisão de Risco e Segurança Operacional, que atuará de forma independente para estabelecer padrões de segurança e intervir, quando necessário, para parar as operações.

5X No mês passado, a BP concluiu a aquisição do controle majoritário da Companhia Nacional de Açúcar e Álcool (CNAA). O país vinha, recentemente, atravessando um cenário de alta no setor de combustíveis, amenizado por intervenções governamentais e pela chegada do período de safra. De que forma a BP analisa esse mercado?

A BP foi a primeira empresa de petróleo a investir na produção de etanol a partir de cana de açúcar no Brasil, através da Tropical Bioenergia, e aumentou recentemente sua participação no mercado brasileiro através da compra da CNAA. Com essa aquisição, a BP passou a ser operadora de duas usinas de etanol, além de uma terceira em construção. Quando concluída, a capacidade de produção total no Brasil alcançará cerca de 1,4 bilhão de litros de etanol por ano.

A BP também está investindo no desenvolvimento de moléculas avançadas, através da empresa Butamax Advanced Biofules, uma parceria entre a BP e a DuPont, que estabeleceu o primeiro laboratório da América Latina dedicado exclusivamente à pesquisa e desenvolvimento de biobutanol, localizado em Paulínia (SP). O etanol é atualmente uma das formas mais viáveis de energia alternativa para o setor de transporte.  O etanol produzido a partir da cana de açúcar é mais barato, menos poluente e mais eficiente que o etanol produzido a partir de milho, por exemplo. O Brasil tem uma grande vantagem em relação a seus competidores: seu clima e solo são ideais e as plantações de cana de açúcar não competem com outras culturas alimentares por espaço.

Ministério da Fazenda surpreende agentes de Comércio Exterior

Fonte: Gilberto Castro - Diretor do Grupo Nicomex.

Postado em 25.05.2011, 10:32 am

O Ministério da fazenda mais uma vez surpreendeu os agentes de Comércio Exterior (Despachante Aduaneiros e Agentes de Carga e empresas  importadoras). Dessa vez, com a edição da Portaria n° 257, assinada pelo Ministro Guido Mantega em 23 de Maio último, que não só traz um aumento no valor da Taxa Siscomex de aproximadamente 600%, como deixa de regulamentar a matéria, trazendo um clima de insegurança e insatisfação em todos os envolvidos.

O Siscomex é o sistema informatizado de controle das operações de comércio exterior administrado pela Receita Federal. Pelo uso obrigatório do sistema, os importadores pagavam, desde 1999, uma taxa básica por processo (Declaração de Importação) da ordem de R$ 30. Essa taxa foi elevada, através da recente Portaria, para R$ 185. Também era devido o valor de R$ 10 por adição referente a cada classificação fiscal de produto, agora acrescido para R$ 29,50 .

Considerando uma Declaração de Importação média cobrindo a importação de dois diferentes equipamentos, o custo de utilização do Siscomex passará de R$ 40,00, para R$ 214,50 .Acredito que o governo devesse atualizar o valor dessa taxa, tendo em vista o longo período sem correção, mas fazê-lo na proporção de 600% está muito acima da inflação registrada no período.

É uma medida bastante arbitrária, tendo em vista que o uso do Siscomex  não é opcional. Nada pode ser transacionado nas Alfândegas que não seja através desse sistema. Falta ainda, a edição de uma Instrução Normativa orientando e estabelecendo as regras práticas de aplicação da taxa. Até lá os agentes do comércio exterior brasileiro estarão em uma situação de insegurança e impedidos de dar prosseguimento a suas operações. Espero que a receita não demore na regulamentação do assunto, pois o comércio e indústria não podem parar.

Mais uma plataforma interditada

Fonte: O Globo, Economia - Cássia Almeida e Ramona Ordoñez
 

Auditores fiscais do Ministério do Trabalho interditaram ontem a plataforma P-65, a mais antiga da Petrobras em operação na Bacia de Campos, em atividade desde 1977. Equipamentos operando parcialmente, falta de treinamento em trabalhos altamente perigosos e uma série de normas de segurança não seguidas pela estatal levaram à decisão, que ocorre apenas nove meses depois da interdição de outra plataforma da empresa, a P-33, por problemas de manutenção. A unidade processa 45 mil barris de petróleo por dia, extraídos das plataformas P-15, P-7 e P-8, separando o óleo da água.
Com isso, para também a produção nessas plataformas. Na denúncia feita ao Ministério do Trabalho, os petroleiros listaram 34 pendências, desde falta de iluminação de emergência nas rotas de fuga a equipamento de proteção individual nos espaços confinados, problemas que precisarão ser resolvidos para que a plataforma volte a operar. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) já notificara a Petrobras sobre a corrosão da P-65 em abril, pedindo esclarecimentos. A estatal afirmou que as falhas apontadas pelos fiscais haviam sido identificadas "e encontram-se em fase de conclusão pela equipe técnica. Outras estão sendo antecipadas visando a cumprir as determinações da Superintendência"

Petrobras e Statoil assinam carta de intenção

Fonte: Agência Petrobras

Data: 26/05/2011 09:25

A Petrobras e a norueguesa Statoil assinaram ontem (25) carta de intenção que prevê a expansão da cooperação entre as duas companhias nas atividades de exploração. Além disso, as empresas esperam que, com o acordo, seja possível promover estudos conjuntos mais aprofundados com o objetivo de avaliar possíveis sinergias operacionais.

 

A cerimônia de assinatura foi realizada no hotel Copacabana Palace, no Rio de Janeiro, durante seminário comemorativo do primeiro óleo do campo de Peregrino, operado pela Statoil. Estiveram presentes à cerimônia de abertura o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella, o ministro de Petróleo e Energia da Noruega, Ola Borten Moe, e o CEO da Statoil, Helge Lund.

 

Estrella representou na cerimônia o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli. Ele destacou a “longa e frutífera” relação da Petrobras com a Statoil, especialmente na área de cooperação tecnológica. O diretor ressaltou, também, a descoberta de petróleo leve e gás natural feita pelas duas empresas na bacia do Espírito Santo, com a perfuração do bloco 1-BRSA-882-ESS, no final de 2010. Segundo ele, essa foi a primeira descoberta feita em parceria pelas duas companhias em águas brasileiras.

 

Em relação ao futuro, o diretor da Petrobras disse esperar que ambas as empresas trabalhem cada vez mais próximas dos interesses da sociedade brasileira, principalmente no que diz respeito aos cuidados com o meio ambiente e com as questões sociais das comunidades onde atuam. De acordo com Estrella, a Petrobras e a Statoil estão inseridas nesse contexto e “responderão de forma decisiva” ao que se espera delas. 

Cuidados com o meio ambiente

fonte: Professor Alexandre Guimarães. 

Postado em 24.05.2011, 04:55 pm

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Nas fases de perfuração e produção, os cuidados maiores são com o lançamento de efluentes e resíduos sólidos, além da prevenção e do controle de acidentes nos poços. No transporte de petróleo e derivados, a preocupação deve ser dirigida para a adoção de medidas preventivas e de controle, para evitar derrames de óleo.

Já nas refinarias, os cuidados são para a implantação de sistemas de tratamento para todos os efluentes potencialmente poluidores: chaminés, filtros e outros dispositivos e instalações que evitam a emissão de gases, vapores e poeiras tóxicas para a atmosfera. Os despejos líquidos devem ser tratados por processos físico-químicos e biológicos antes de serem lançados nos rios ou no mar.

Os resíduos sólidos devem ser reciclados para utilização própria ou venda a terceiros. Os não reciclados devem ser tratados em unidades de recuperação de óleo e de biodegradação natural, onde microorganismos do solo degradam os resíduos sólidos. Outros resíduos sólidos são enclausurados em aterros industriais constantemente controlados e monitorados.

Royalties do petróleo somam R$ 6,6 bi

Fonte: Folha, Mercado

De janeiro a abril, a Petrobras e outras pequenas concessionárias desembolsaram R$ 6,6 bilhões em royalties e participações especiais (categoria que incide sobre campos de grande produtividade, como os de Marlin e Albacora, na bacia de Campos). Em igual período de 2010, o desembolso com royalties foi de R$ 7 bilhões. União, Estados e municípios são os beneficiários. No caso da União, as maiores fatias tiveram como destino Marinha (R$ 607 milhões de janeiro a abril), Ministério de Ciência e Tecnologia (R$ 472 milhões), Ministério de Minas e Energia (R$ 1 bilhão) e Ministério do Meio Ambiente (R$ 260 milhões). Entre os Estados, o principal beneficiado foi o Rio de Janeiro -R$ 1,7 bilhão. Os principais campos produtores do país estão localizados no litoral fluminense.
A repartição de royalties foi definida pela Lei do Petróleo, de 1997. Nos cálculos, três fatores são levados em conta: o câmbio, o preço internacional do petróleo e o volume de produção. Dos três, as maiores oscilações neste ano ficaram com as cotações do barril. A fraca expansão da produção de óleo e gás -de apenas 3%- também não ajudou a ampliar os pagamentos de royalties. A Petrobras, porém, teve seu custo de extração, em dólares, ampliado em 33%. Para a estatal, isso é significativo, já que boa parte de seus custos é em dólar e 80% de suas dívidas estão atreladas à moeda estrangeira -embora a maioria de sua receita provenha do mercado brasileiro, em reais.

Proposta para o pré-sal causa prejuízos ao Rio

J. Commercio, País - Josie Jeronimo
A pressão dos prefeitos pela derrubada do veto presidencial a projeto que alterava a regra de distribuição dos royalties do pré-sal surtiu efeito no Congresso. Senadores e deputados da base encontraram uma alternativa que denominaram “ganha-ganha” para redividir os recurso do petróleo. Assim, um possível substitutivo ao PL nº 8.051, de autoria do Executivo, começa a ganhar forma.
O plano B da distribuição dos royalties prevê manter o patamar de receita dos estados produtores, calculado com a regra dos últimos cinco anos. Assim, o Rio de Janeiro, por exemplo, receberia em 2011 o equivalente a R$ 9 bilhões, valor igual ao pago ano passado. O montante corresponderia a 36% do total recolhido em royalties, segundo previsão da Confederação Nacional de Municípios (CNM), que estima receita de R$ 25 bilhões para este ano. Em 2010, os R$ 9 bilhões pagos ao Rio corresponderam a 70% do total.

Shell lança plataforma inovadora para GNL

Fonte: Redação(tnpetroleo.com.br)

Data: 20/05/2011 09:16

A Shell informou hoje que tomou a decisão final de investimento para o projeto do campo de Prelude, na Austrália, que utilizará a primeira plataforma de gás natural liquefeito (FLNG, na sigla em inglês) do mundo. A Shell é a operadora e detém 100% da concessão. Ancorada no mar a cerca de 200 quilômetros da costa mais próxima na Austrália, a plataforma vai produzir gás de campos marítimos (offshore) e liquefazê-lo na própria unidade por resfriamento.

Com essa decisão, a Shell está pronta para começar o detalhamento do design e a construção, num estaleiro da Coreia do Sul, desta que será a maior plataforma do mundo para operações offshore. De proa a popa, a unidade FLNG da Shell terá 488 metros, maior do que quatro campos de futebol colocados lado a lado.

Quando estiver inteiramente equipada e com seus tanques de armazenamento cheios, a embarcação vai pesar cerca de 600 mil toneladas — aproximadamente seis vezes mais do que o maior porta-aviões. Por volta de 260 mil toneladas desse peso será de aço — cinco vezes mais do que o utilizado na construção da ponte Sydney Harbour.

“Nossa tecnologia FLNG vai nos permitir desenvolver campos offshore de gás que, de outra forma, seriam muito custosos,” afirma o diretor executivo para a área internacional de upstream da Shell, Malcolm Brinded. “Nossa decisão de seguir em frente com esse projeto é um verdadeiro avanço na indústria de GNL, proporcionando um significativo impulso na busca por atender à crescente demanda mundial por este que é o mais limpo entre os combustíveis fósseis.”

“Essa inovação vai complementar a produção de GNL em terra (onshore) e poderá acelerar o desenvolvimento dos recursos de gás”, aponta.

O design da unidade foi elaborado para resistir aos mais severos ciclones, aqueles de nível 5.

Embarcações para transporte de GNL vão descarregar o gás liquefeito, refrigerado a -162°C e com volume reduzido em 600 vezes, e outros produtos, diretamente da plataforma para entrega em mercados de todo o mundo. Até agora, a liquefação de gás extraído no mar sempre envolveu gasodutos, que o transportam até uma base em terra.

A Shell progrediu os trabalhos no campo de Prelude num ritmo acelerado, com a primeira produção de GNL prevista para dez anos depois de o gás ser descoberto na área.

A unidade FLNG vai lidar com os cerca de três trilhões de pés cúbicos de recursos de gás contidos no campo de Prelude. A descoberta do campo se deu em 2007.

Cerca de 110 mil barris de óleo equivalente por dia da produção esperada do Prelude deve sustentar ao menos 5,3 milhões de toneladas por ano (mtpa) dos líquidos, compreendendo 3,6 mtpa de GNL, 1,3 mtpa de condensado e 0,4 mtpa de gás de petróleo liquefeito. A unidade de FLNG ficará permanentemente ancorada no campo de Prelude por 25 anos e, em etapas posteriores do desenvolvimento, poderá produzir de outros campos na área em que a Shell tenha participação.

“Essa será uma mudança revolucionária na indústria de energia. Vamos primeiramente empregar essa tecnologia nas águas australianas, dando uma nova dimensão à já vibrante indústria de gás do país”, comenta a presidente da Shell na Austrália, Ann Pickard.

“Além disso, nossa ambição é desenvolver globalmente mais projetos de FLNG. Nosso design pode ser aplicado em diversos campos de gás, e nossa parceria estratégica com a Technip e a Samsung deve nos permitir pôr em prática essa tecnologia de forma cada vez mais rápida em futuros projetos. Identificamos oportunidades por todo o mundo para trabalhar com unidades FLNG em conjunto com governos, outras empresas de energia e consumidores”, acrescenta Brinded.

A decisão da Shell de fazer da FLNG uma realidade resultou de uma década de pesquisa e desenvolvimento. O projeto tem como base o extensivo know-how da empresa em produção offshore, liquefação de gás, transporte de GNL e também de entrega de grandes projetos que integram a cadeia de valor do gás — do poço ao queimador.

O campo de Prelude, com a FLNG, será o primeiro projeto operado pela Shell em Upstream na Austrália. O país é estratégico para o crescimento das províncias da empresa e os investimentos da Shell na Austrália devem alcançar US$ 30 bilhões nos próximos cinco anos, incluindo as áreas de Prelude e Gorgon, além de outros estudos de viabilidade de exploração que estão em andamento no país.

O projeto de Prelude faz parte do portfólio da Shell líder na indústria entre as opções de crescimento de médio prazo, em que a empresa conta ainda com cerca de 30 novos projetos de Upstream em estudo por todo o mundo, de forma a sustentar um crescimento de longo prazo rentável.

Choque do petróleo já afeta o PIB mundial

Fonte: Redação/ Agências (tnpetroleo.com.br)

Data: 16/05/2011 09:47

Um novo choque do petróleo, menos agudo e mais prolongado que o dos anos 70, já começou e deve afetar o crescimento da economia mundial. A avaliação é de um relatório da consultoria Ernst&Young, que revisou a elevação do Produto Interno Bruto ( PIB) global em 2011 para 4%. Os levantes no mundo árabe, somados às consequências do terremoto no Japão, são a causa principal deste novo choque.

O preço do barril, que flutuava entre US$ 70 e US$ 80 ao longo de 2010, já ultrapassou a barreira dos três dígitos e deve continuar subindo nos próximos meses.

Dale Nijoka, coordenador do setor de petróleo e gás da Ernst&Young, diz que se "trata de uma nova forma de choque". "Os anteriores foram causados por embargos, guerras ou crescimento na demanda. O choque atual é causado por fatores geopolíticos ao longo de uma ampla área geográfica. Os mercados estão reagindo de forma proativa a potenciais problemas na oferta, não necessariamente com fundamentos reais."

"Não será um processo abrupto, como nos choques anteriores", disse ao Estado o diretor- executivo da Ernst&Young, Alexandre Rangel. "Será uma elevação gradual", acrescentou. Segundo ele, "a grande preocupação é que os protestos atinjam a Arábia Saudita", maior exportador de petróleo no mundo.

Revoltas populares. Até agora, os levantes se concentraram em países como Síria, Iêmen e Egito, que não têm importância fundamental para o mercado de petróleo.

A redução na produção na Líbia por causa da guerra civil tem sido suplantada por aumento na produção saudita. Bahrein, outro alvo de protestos da oposição, também preocupa, apesar de o setor energético estar sob controle por enquanto. No território saudita, ocorreram protestos isolados de minorias xiitas. Porém, segundo consultorias de risco político, ainda não há ameaça à monarquia dos Saud.

A consultoria prevê um menor crescimento da economia no mundo justamente por causa desse choque. Um aumento de US$ 10 na cotação internacional do barril, segundo economistas, se reflete em 0,25 ponto porcentual a menos na elevação do PIB. Os mais beneficiados com esse cenário devem ser os países produtores.

O Brasil pode ser afetado se outras economias que importam produtos brasileiros enfrentarem desaceleração no crescimento, especialmente a China, segundo Rangel. O consultor avalia, porém, que no longo prazo o país pode ter benefícios por causa da exploração do pré-sal.

Bacias ao norte são novo foco do petróleo

Fonte: Folha de São Paulo

Data: 12/05/2011 09:50

Quase quatro anos depois, o Brasil vai voltar a ofertar áreas marítimas com potencial de exploração de petróleo e gás. São essas áreas que devem garantir o maior interesse das empresas na 11ª Rodada de Licitações da ANP (Agência Nacional do Petróleo).

 

Todos os blocos no mar estão na chamada Margem Equatorial, composta por cinco bacias que se estendem do Rio Grande do Norte ao Amapá. Ainda pouco explorada -até hoje, foram feitas menos de 30 concessões-, as áreas da Margem Equatorial prometem ser o filé mignon do leilão, que não terá áreas do pré-sal, nem blocos marítimos das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, as três principais do país.

 

NOVA FRONTEIRA

 A esperança sobre a Margem Equatorial é reforçada por recentes e significativas descobertas no oeste da África, especialmente em Gana e na Costa do Marfim. São regiões com características geológicas semelhantes à nova fronteira exploratória brasileira.

 

"Tem ocorrido descobertas em países africanos em áreas análogas à Margem Equatorial. Passou-se também a dar mais atenção para outras áreas. Esses fatos devem atrair muito interesse para o leilão", afirma Milton Franke, diretor de planejamento da HRT.

 

Não há produção no mar nas cinco bacias da Margem Equatorial, e o investimento em exploração ainda é pequeno. A Petrobras faz perfurações em alguns blocos em todas as bacias da região. A OGX, do empresário Eike Batista, tem blocos na bacia Pará-Maranhão e deve começar a explorá-los em breve.

As empresas já começaram a se movimentar em torno do primeiro leilão e a buscar -e comprar- informações geológicas sobre os blocos da rodada, especialmente os da Margem Equatorial.

 

 As novatas OGX e HRT confirmaram interesse em participar da rodada. As gigantes ainda mostram cautela. Shell, BG e Repsol dizem que estão avaliando o que será ofertado, assim como a Odebrecht Óleo e Gás. A Petrobras informou que está avaliando suas estratégias para participar do leilão.

 

As áreas terrestres não deverão ser ignoradas, embora devam atrair maior interesse entre as empresas de menor porte. Recentes descobertas da Petrobras e da OGX alertaram o mercado sobre perspectivas positivas nelas.

 

A bacia do Parnaíba, onde serão ofertados 20 blocos em terra, deverá ser outro foco de atenção. A OGX anunciou descobertas de grande quantidade de gás na região.

 

"Acreditamos que o interesse não vai diminuir em razão da exclusão do pré-sal. Também há oportunidades em áreas fora do pré-sal", afirmou Flavio Rodrigues, gerente de relações externas da Shell.

QGEP anuncia perfuração de dois novos poços

Fonte: Redação (tnpetroleo.com.br)

Data: 12/05/2011 09:04

A Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) anunciou que irá iniciar a perfuração de dois poços exploratórios ainda neste trimestre, no bloco BM-J-2, na Bacia do Jequitinhonha, em maio, e no bloco BM-S-12, na Bacia de Santos, em junho deste ano. 

 

A produção de gás da QGEP no primeiro trimestre foi de 167 MMm³ contra uma produção de 238,1 MMm³, no mesmo período do ano passado. A expectativa da empresa, porém, é que a capacidade total de produção seja retomada ainda no segundo semestre deste ano, com a volta da operação dos três poços, que estavam fechados para manutenção.  

 

Além disso, a QGEP informou que com a realização de sua oferta pública inicial de ações (IPO) em fevereiro, a empresa captou mais de R$1,5 bilhão, valor que será destinado à investigação de prospectos exploratórios do portfolio de ativos da empresa e na aquisição de novos blocos por meio da participação em rodadas de licitação da ANP e farm-ins. Em 31 de março, o caixa líquido superou R$ 1,4 bilhão. 

O fluxo de caixa de atividades operacionais atingiu R$  81,6 milhões nos primeiros três meses de 2011, já a receita líquida totalizou R$ 71,1 milhões contra R$ 90,7 milhões no mesmo período de 2010, em conseqüência da queda na produção por conta do fechamento temporário para manutenção de poços no Campo de Manati. O EBITDAX (o lucro antes de juros, impostos, depreciação, amortização e custos exploratórios) foi de R$27,9 milhões, com margem de 39%.  O EBITDAX ,  não considerando as despesas não recorrentes ,  é de 72%. Já o lucro líquido totalizou R$13,4 milhões e a margem líquida atingiu 19%. 

 

“Os resultados financeiros positivos para o período se devem à combinação dos lucros operacional e financeiro, embora a produção de gás tenha sido reduzida conforme esperado. Isto ilustra o alto nível de eficiência operacional atingido no Campo de Manati, na Bahia”, afirma José Augusto Fernandes Filho, presidente da QGEP. 

O capital adicional levantado no IPO será aplicado na exploração e desenvolvimento do portfolio atual da empresa e para  a  expansão da base de ativos por meio da possível participação na 11ª rodada de licitação para novos blocos exploratórios da Agência Nacional do Petróleo, prevista para setembro, e de farm-ins. A qualificação da QGEP como Operador “Tipo A” pela ANP   permite que a Companhia opere em águas profundas e ultraprofundas , possibilita ndo  um maior número de oportunidades  para alavancar seu crescimento. 

OGX encontra anuncia descoberta de petróleo em águas rasas da Bacia de Santos

Da Redação (agenciario.com)
A petrolífera OGX, do Grupo EBX, do empresário Eike Batista, anunciou nesta quinta-feira (12) a descoberta de hidrocarbonetos na seção albiana do poço 1-OGX-30-RJS, no bloco BM-S-58, em águas rasas da Bacia de Santos. A companhia detém 100% de participação no bloco. “Esta é a primeira descoberta neste poço e a quinta da OGX e empresas parceiras na Bacia de Santos”, informou a OGX em comunicado. Segundo a empresa, foi encontrada uma coluna com hidrocarbonetos nos carbonatos albianos de aproximadamente 330 metros. Essa descoberta está localizada em área próxima à acumulação de Belém, descoberta pelo poço OGX-17 e cujo plano de avaliação foi recentemente aprovado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) no bloco BM-S-56. "O poço OGX-30 (Salvador) comprovou um novo play em carbonatos fraturados de idade albiana, com expressiva coluna de gás e uma grande área estruturada", afirmou o diretor geral e de exploração da companhia, Paulo Mendonça. "Essa descoberta nos permitiu confirmar o modelo geológico para essa região para que possamos, a partir de então, iniciar a delimitação para essa descoberta", acrescentou. O poço OGX-30, localizado no bloco BM-S-58, situa-se a 105 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em lâmina d'água de aproximadamente 150 metros. A sonda Ocean Quest iniciou as atividades de perfuração no dia 11 de janeiro de 2011. FA

OGX prevê iniciar produção de petróleo em setembro

Do Setorial News - Energia (agenciario.com)
 09/05/2001 - 18:26
A petrolífera OGX prevê iniciar a produção de petróleo em setembro ou outubro deste ano, com o Teste de Longa Duração (TLD) na acumulação de Waimea, na Bacia de Campos, informou nesta segunda-feira (9), o diretor geral e de exploração da empresa, Paulo Mendonça, durante teleconferência com analistas sobre os resultados do primeiro trimestre.

Segundo a companhia, a expectativa de produção em Waimea é de chegar a 60 mil barris de óleo equivalente por dia em 2012.
Mendonça disse também que os blocos da OGX na Bacia do Espírito Santo serão perfurados em setembro e haverá emissão de um novo relatório com o potencial da região.

Ele informou ainda que a empresa tem interesse em participar da 11ª rodada de licitação de blocos de petrolíferos da Agência Nacional do Petróleo (ANP), marcada para setembro.

ANP cria grupo de trabalho para comandar regulamentação do mercado de etanol

Fonte: Agência Brasil

Data: 09/05/2011 09:49

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) criou um grupo de trabalho que vai definir as ações para regulamentar o mercado de etanol no país. A decisão atende à Medida Provisória 532, assinada no dia 29 de abril pela presidenta Dilma Rousseff, que tornou a agência responsável pela cadeia de produção, movimentação e abastecimento de biodiesel e etanol, incluindo importação e exportação dos produtos.

 

Entre outras providências, a MP 532 conferiu poder ao Executivo para alterar o percentual de álcool anidro adicionado à gasolina, que poderá variar de 18% a 25%, com objetivo de reduzir o preço final do combustível aos consumidores. A decisão do governo de mudar a classificação do etanol de produto agrícola para insumo estratégico, tornando ANP responsável pela estocagem e comercialização do combustível, repercutiu em diversos setores ligados ao produto.

 

Na opinião do diretor da Federação Nacional do Comércio de Combustíveis e Lubrificantes (Fecombustíveis) Ricardo Viana, a decisão do governo de mudar a classificação do etanol (de produto agrícola para combustível estratégico) "atende à antiga reivindicação da categoria". Haverá, segundo ele, maior regulação do setor, porque o etanol "só se tornava combustível, e não meramente um produto agrícola, quando era emitida nota fiscal na saída da usina para redirecionamento à distribuidora".

 

O pesquisador da Embrapa e especialista em agroenergia José Manoel Cabral acredita que o governo agora passa a ter condições de "implementar um plano estratégico, por meio da ANP, para aumentar a produção de álcool”. Segundo ele, com a mudança do status do etanol, que passa para a categoria de insumo estratégico, haverá melhor condição para planejar a produção e a distribuição, com regulação do percentual de mistura [de álcool na gasolina]".

 

Para o diretor técnico da União Nacional da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), Antônio de Pádua Rodrigues, "é de se esperar a instalação de novas unidades de processamento da cana-de-açúcar como aconteceu entre 2005 e 2008 e, também, o aumento da lavoura para aumentar a fabricação do etanol".

 

Essa será, de acordo com Rodrigues, a solução para regularizar o abastecimento interno do álcool combustível. Em 2005, havia um cenário muito positivo de produção e o Brasil saiu de um estoque de 300 mil toneladas de cana para 600 mil toneladas anuais. Na época, o número de usinas cresceu na mesma proporção. Mas, a partir de 2008, houve retração da oferta de etanol e não se viu mais a instalação de novas usinas.

 

O diretor da Unica alertou que, em situações assim, o investidor precisa ter segurança de retorno financeiro do negócio, pois é necessário gastar dezenas de milhões de dólares em novas usinas. Para Rodrigues, a redução do percentual mínimo de mistura do álcool à gasolina, que passa a variar de 18% a 25%, é uma medida que pode ajudar apenas em momentos pontuais.

Projeto Rio Petróleo

Fonte: Miguel Mirilli - Professor de Direito do Petróleo da FGV Direito Rio. (NN A Mídia do Petróleo)

Postado em 05.05.2011, 05:30 pm

Com o crescimento vertiginoso da produção de petróleo no país, em especial no Rio de Janeiro, diversas empresas estão se instalando no Estado para participar do mercado de prestação de serviços e fornecimentos de bens, fundamentais para execução das atividades de exploração e produção. Os desafios de obter financiamento acessível e suportar a pesada carga tributária também fazem parte da indústria do Petróleo e da cadeia de fornecedores.
Como forma de amenizar e atrair novas indústrias, o Decreto nº 27.427 que trata do ICMS do Estado do RJ, traz a previsão de diversos benefícios para o Setor, no denominado Projeto Rio Petróleo. Os benefícios podem ser financeiros, tais como linha de crédito de até 100% do valor, carência de até 60 meses, bem como podem ser benefícios tributários, como diferimento de ICMS que reduz significativamente o impacto de acúmulos de créditos tributários e do investimento necessário para o projeto.

ES é incluído na 11ª rodada de licitações de blocos de petróleo

Fonte: ESHOJE - 04/05/2011

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realizará no segundo semestre deste ano a 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios. A Agência foi autorizada, no dia 28 de abril, pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em reunião em Brasília. A Margem Equatorial Brasileira, tida como uma área muito promissora, será o destaque da rodada com cinco das nove bacias.

Serão licitados 174 blocos (87 em mar, 87 em terra), divididos em 17 setores em nove bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. Serão licitados cerca de 122 mil de quilômetros quadrados de áreas exploratórias em terra e em mar. Com isso, se todos os blocos forem arrematados, a área exploratória brasileira que atualmente é de apenas 314 mil km² e vinha diminuindo nos últimos anos, terá um crescimento de 40%.

No total, incluindo os campos em produção e desenvolvimento a área sob concessão soma 338.088 km². A ANP estima que arrecadará no mínimo cerca de R$ 200 milhões com os bônus de assinatura a serem pagos pelas empresas pelos blocos. A 11ª Rodada será a primeira a ser feita com o novo modelo de contrato de concessão a ser divulgado pela ANP após a compilação das sugestões colhidas durante a audiência pública realizada no dia 19 de abril.

ESPÍRITO SANTO - Serão ofertados 6 blocos em terra, total de 178 km², com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 4 milhões. A Bacia do Espírito Santo, porção terrestre, é classificada como uma bacia madura, cujo histórico exploratório remonta à década de 50, com o primeiro poço perfura¬do em 1959, pela Petrobras, nas proximidades da cidade de Conceição da Barra (poço estratigráfico 2-CBST-1-ES). Esta bacia estendendo-se desde o sul do Estado da Bahia até o centro-sul do Estado do Espírito Santo.

Para a 11ª Rodada de Licitações estão sendo propostos 6 blocos localizados no setor SES-T6, totalizando uma área de 178 km². Potencial para descoberta de óleo. Produção: Em fevereiro a Bacia do Espírito Santo produziu 54.516 (bbl/dia) de petróleo e 6.196 (mm³/dia) de gás, totalizando 93.488 (boe/d).

Novo marco para etanol e biodiesel

Fonte: Valor Econômico

Data: 03/05/2011 10:01

O governo fará um "novo marco regulatório" para o etanol e o biodiesel e a Petrobras fará parte dessa etapa ao reforçar os investimentos nesses segmentos até 2015, informou o presidente da Petrobras Biocombustíveis, Miguel Rossetto. As medidas deverão ser adotadas nos próximos meses, em paralelo à transformação do etanol em combustível estratégico sob fiscalização e controle da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

 

"A agenda de regulação é de governo, que tomará a iniciativa de um novo marco regulatório do etanol e do biodiesel por causa do sucesso e do impacto de ambos na economia da energia", afirmou Rossetto.

 

O presidente Petrobras Biocombustíveis diz que o etanol significa 50% do volume de veículos e o biodiesel já tem 5% na matriz energética brasileira. "Eles marcam o perfil da produção sustentável, assumem importância que exigem outro padrão regulatório, mas isso é agenda de governo".

 

No início de abril, a presidente Dilma Rousseff determinou alterações na regulação do etanol como resposta à substantiva elevação de preços, com impacto nos índices da inflação, e as ameaças ao abastecimento interno do combustível. Na sexta-feira, o governo publicou medida provisória para ampliar a banda de variação da mistura do etanol anidro na gasolina. Agora, fará um novo marco regulatório.

 

A aceleração nos planos de investimento da Petrobras em etanol também responde a um apelo da presidente Dilma Rousseff. "Vamos crescer os investimentos em etanol nos próximos anos e aumentar nosso capacidade", informa Rossetto. "A Petrobras assumiu esse compromisso. O mercado do etanol cresce 10% ao ano e vamos ocupar parte disso, ampliar o abastecimento e também crescer em alcoolquímica. Esse é o nosso negócio e estamos preparados para isso", afirma.

 

A estatal está em processo de avaliação de seu plano quinquenal de investimento para o período 2011-2015, a ser divulgado ainda em maio. A empresa dará prioridade à área de pesquisa e desenvolvimento, sobretudo para garantir biocombustíveis de "segunda geração". "Vamos investir muito em P&D, na vanguarda tecnológica dos biocombustíveis, no etanol de segunda geração e na melhoria genética das oleaginosas", diz o executivo. E detalha: "Queremos ter variedades mais rústicas, com mais foco no Semiárido, via análise dos ciclos de vida e aperfeiçoamento do padrão de produção".

 

A Petrobras Biocombustíveis, cuja meta de participação no mercado de etanol estava fixada em 5% até 2014, deve ampliar as apostas nesta área a partir dos investimentos em etanolduto e em novidades logísticas como a hidrovia Tietê-Paraná, ambos planejados para garantir o escoamento da produção do Centro-Oeste no longo prazo. "Nossa agenda é de produção. Temos investimentos em execução no período 2010 a 2014 de US$ 2,5 bilhões. Disso, US$ 1,9 bilhão são só para etanol".

 

O executivo diz que o braço de novos combustíveis da estatal encerrou 2010 com participação acionária em 14 usinas no Brasil - dez de etanol e quatro de biodiesel. Ao longo do ano passado, a empresa elevou sua capacidade instalada a 1 bilhão de litros de etanol e a 500 milhões de litros de biodiesel. A Petrobras mantém participação nas usinas Guarani, Nova Fronteira e Total. E busca novas empresas com "qualidade econômica, logística e ambiental, além de viabilidade", segundo o executivo. Na mira, estão tanto projetos "greenfield" ou construídos, mas com 100% de mecanização do plantio e da colheita. "Queremos gestão e operação com altos padrões". O crescimento se dará a partir da Guarani em São Paulo e da Fronteira em Goiás. "Compartilhamos gestão e alto padrão. E cresceremos a partir dessas empresas".

 

Rossetto diz que a Petrobras Biocombustíveis reforçará o "compromisso" com os projetos de biodiesel no Pará e a atuação no óleo de palma. "Vamos construir nossa usina para abastecer o Norte do país. Teremos um conceito de sustentabilidade, amplo rigor ambiental e forte integração com a agricultura familiar".