Petrobras encontra novos indícios de petróleo em bloco no Rio

A Petrobras informou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) nesta quinta-feira que encontrou mais indícios de petróleo no bloco BM-C-36 (C-M-401), batizado de Aruanã. O bloco adquirido na 7ª rodada de licitações fica localizado na costa do Rio de Janeiro.
O bloco já havia indicado presença de petróleo e gás natural em agosto do ano passado, quando a estatal informou que análises preliminares do poço 1-BRSA-713-RJS indicavam a presença de volumes recuperáveis em torno de 280 milhões de barris de óleo e com boa produtividade.
Desta vez a descoberta foi no poço 1BRSA805RJS, em lâmina d'água de 685 m. O bloco pertence 100% à Petrobras

fonte: Reuters

Seeking Deepwater Drilling Team

Team	Position	Location	Term
Marine Crew	Marine Captain	Neko, Iran	1 Year + 1 +1 Years optional	Apply Now
Marine Crew	Stability Engineer	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Marine Crew	Safety Engineer	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Marine Crew	Marine Chief Engineer	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Marine Crew	Marine Chief Mechanic	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Marine Crew	Marine Chief Electrical	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Drilling Operation Crew	OIM Offshore Installation Manager	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Drilling Operation Crew	Sub-Sea Engineer	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Drilling Operation Crew	Tool Pusher	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Drilling Operation Crew	Tour Pusher	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Drilling Operation Crew	Driller	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Project Team	Rig Manager	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Project Team	Senior Drilling Engineer	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Project Team	Chief Marine Technical Advisor	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now
Project Team	Chief Marine Stability Advisor	Neko, Iran	1year+2years	Apply Now

Estoque de etanol cai e demanda cresce

Com dois terços da safra 2009/2010 percorridos, o estoque de etanol acumulado pelas destilarias do Centro-Sul do Brasil durante o período de produção, entre abril e outubro, é de 2,414 bilhões de litros, 36,9% menor que o acumulado em igual período da safra passada. No início de outubro de 2008, o volume atingia 3,829 bilhões de litros.
No sentido inverso, a demanda pelo combustível cresceu 16,81%, se comparados os mesmos períodos, o correspondente a 1,713 bilhão de litros, de acordo com levantamento feito a partir de números divulgados pela União da Indústria de Cana-de-açúcar (Unica).
Como a oferta de etanol caiu 3,08%, de 16,9 bilhões para 16,4 bilhões de litros no período, ou 500 milhões de litros, o resultado natural foi a disparada nos preços do combustível renovável nas unidades produtoras, de quase 59% entre o início de abril e o início de outubro. O reajuste nas destilarias foi devidamente repassado aos postos e aos consumidores do etanol hidratado, cuja produção corresponde a 75% do total.
Segundo a Unica, o cenário só não foi pior porque as exportações de álcool recuaram 28% entre abril e outubro de 2008 e de 2009, o que corresponde a um volume de 821,48 milhões de litros que, teoricamente, foi produzido para o mercado interno. Outro fator que evitou uma disparada ainda maior no preço do combustível foi o alto estoque de etanol no início da safra 2009/2010, de quase 2 bilhões de litros.
"Na prática, consumimos o estoque do ano passado, porque a oferta do álcool caiu até agora", disse Luiz Carlos Corrêa Carvalho, diretor da Canaplan Consultoria. "Na minha vida eu nunca vi uma safra tão complicada como essa", completou, numa referência ao atraso na moagem da cana e na produção de álcool em virtude das chuvas constantes durante a colheita.
CARROS. O executivo considera natural que o controle na demanda venha a ocorrer pelo consumidor de hidratado que possui um carro flex fuel. O preço do etanol hidratado aumentaria até se tornar inviável economicamente diante do preço da gasolina, o combustível de petróleo seria preferido na hora do abastecimento e a procura pelo álcool cairia. "Isso mostra a falta de maturidade e de planejamento do produtor e do governo, que sabem que cana é agricultura e tem um risco e que deveriam avaliar antes de o problema ocorrer", disse.
Já Antonio Pádua Rodrigues, diretor da Unica, reafirma que o mercado do etanol será regulado pelo consumidor de flex fuel, dono de 36% da frota brasileira de veículos, e que optará por abastecer com gasolina quando o preço do álcool atingir 70% do valor do combustível de petróleo.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ)GUSTAVO PORTO
DA AGÊNCIA ESTADO)

Petrobras busca recursos para seus fornecedores

A Petrobras está rodando o mundo atrás de financiamentos para os seus fornecedores. Com um enorme gargalo pela frente, devido à grande quantidade de equipamentos necessários para a exploração do pré-sal, a estatal montou uma operação financeira para ajudar as empresas prestadoras de serviços a conseguir mais crédito. O objetivo é aumentar a capacidade de atender aos projetos da estatal. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) vai ajudar. Na terça-feira, a diretoria do banco aprovou a participação nos fundos formatados com a ajuda da Petrobras.
Até 2013, a Petrobras planeja investir US$ 92 bilhões na exploração de petróleo. A empresa precisará de mais de 20 sondas de perfuração e calcula que o número de plataformas para o pré-sal possa chegar a 50. "Não existe crédito suficiente para financiar o plano de produção da Petrobras. As nossas empresas não têm capacidade para se equipar e atender às demandas que serão geradas nos próximos anos", explica o consultor de negócios da Gerência de Captação da Petrobras, Marcílio Miranda. "Além disso, elas também não teriam capacidade de conseguir um crédito tão grande, devido a seu tamanho".
Com isso, a companhia está montando fundos de recebíveis junto com bancos gestores . Para captar cerca de US$ 9 bilhões necessários à expansão desses fornecedores nos próximos quatro anos, segundo Miranda, a empresa está participando de road shows pelo mundo para atrair investidores. O fundo passará a co-gerir a companhia num prazo de cinco a dez anos. O dinheiro não poderá ser usado como capital de giro, somente como investimento em infraestrutura, em tecnologia e em treinamento de pessoal. Mas, como se trata de uma injeção de capital e não de uma operação de crédito, a fornecedora não aumentará seu endividamento o que não agravará seu balanço. Em troca, o fundo entra como sócio, indica um diretor, um gerente de controle e pessoal de contabilidade, administração e governança.
O primeiro negócio já foi montado com o Banco Modal em parceria com a Caixa Econômica Federal. Serão R$ 500 milhões num Fundo de Investimento de Participações (FIP), que será apresentado na próxima semana à Comissão de Valores Mobiliários (CVM).
O investimento será direcionado a fornecedores de terra, tais como de refinaria, de carga e de dutos. Em 2010, será montado outro do mesmo valor, para empresas off-shore. E em 2012, será criado um fundo de R$ 1 bilhão para os fornecedores do pré-sal. O Modal já atua na cadeia produtiva da Petrobras desde 2001 e concedeu crédito de curto prazo num total de R$ 7,383 bilhões, no período.
Segundo Marcílio, que participou ontem de Seminário sobre Óleo e Gás promovido pela Associação Brasileira de Private Equity e Venture Capital, outros 14 fundos estão sendo negociados com um volume total de R$ 10 bilhões, um deles será gerido por um banco americano. Alguns deles serão de Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FDIC) e outros FIPs. "A Petrobras não fabrica plataformas nem sondas. Se houver uma falha ou um atraso, gera um prejuízo enorme. Precisamos ter essas empresas fortalecidas", explica o consultor, que é um dos responsáveis por estruturar os fundos.
Miranda explica que os estrangeiros estão interessados nos FDICs porque a alíquota de Imposto de Renda é de 15% e só é pago na hora de retirar o rendimento. Para brasileiros é de 20%. Além disso, estes investimentos não pagam outros impostos. A própria Petrobras também já participa dos FDICs, no entanto, com um volume pequeno, de R$ 10 milhões, e oferece crédito apenas para fornecedores pequenos e médios.
Só poderão receber a injeção de capital os fornecedores cadastrados na Petrobras. Hoje são 4.460 empresas. No entanto, haverá uma avaliação.
"Nós visitamos mais de mil empresas e selecionamos cerca de 100 candidatas. No entanto, entre oito e 10 receberão dinheiro", diz o sócio-diretor do Banco Modal, Humberto Tupinambá. "Só vamos investir naquela empresa que tiver condições de ter uma governança e que depois pudermos sair vendendo a participação".
Marcílio Miranda espera que no próximo mês já esteja disponível R$ 1 bilhão e que nos próximos dois meses outros R$ 4 bilhões também sejam ofertados. "Mas para financiar as operações do pré-sal precisaremos de US$ 3 bilhões para os campos de Iara e Guará e até US$ 6 bilhões para as sondas", afirma Miranda.
O BNDES vai escolher um gestor de fundo onde aplicará nas próximas semanas, segundo Eduardo Sá, chefe do Departamento de Investimento de Fundos, do BNDES. Para isso colocará em seu site uma proposta para que os bancos se candidatem. O banco deve investir cerca de R$ 500 milhões inicialmente.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Paola de Moura, para o Valor, do Rio)

Petrobras perde espaço na Argentina para a Repsol YPF

A Petrobras está perdendo participação de mercado na Argentina. De acordo com relatório da consultoria econômica IES sobre a produção e vendas de combustíveis no país, nos primeiros cinco meses de 2009 a filial local da estatal brasileira ficou com 12,2% das vendas de diesel, comparado a quase 14,4% no mesmo período do ano passado. A fatia foi abocanhada pela espanhola Repsol YPF, que avançou quase 3,5 pontos percentuais para 58,7%, tomando espaço também das outras grandes empresas do setor.
O diesel é o combustível mais usado na Argentina, com 63,8% do consumo – a maioria dos carros particulares do país roda a diesel, além de caminhões e tratores e praticamente não existe carro a álcool. No mercado de gasolina, a Petrobras ficou com 11,6%, ou 2,1 pontos a menos que no ano passado. O mercado de gasolina se divide entre a comum, que responde por apenas 2% do consumo; a "super" (de melhor qualidade), com 28,6%; e a de aviação com o restante.
De acordo com o levantamento da IES, a produção total dos principais combustíveis baixou 3,6% comparado ao mesmo período de 2008, para 8,216 milhões de metros cúbicos (m3). Só a gasolina super teve um crescimento de 2,9%, enquanto a comum caiu 44% e o diesel, 3,5%.
A forte desaceleração econômica causada pela crise financeira internacional e a queda da atividade agropecuária devido à seca explicam a queda de produção e vendas de combustíveis, diz o economista Alejandro Ovando, sócio da consultoria e responsável pela análise do setor. Como consequência, todas as empresas tiveram queda nas vendas, tanto de diesel quanto de gasolina, nos primeiros cinco meses de 2009. Mas a Repsol YPF, líder de mercado no país, ganhou espaço das demais por uma "política de preços", diz Ovando. "Enquanto as outras empresas mantiveram os preços ao consumidor final, a YPF reduziu, ganhando espaço."
O negócio de petróleo na Argentina está em baixa. Segundo dados do Instituto Argentino de Petróleo (IAP), as reservas comprovadas do país em petróleo e gás caíram 27,8% no período 2003-2007, coincidente com a fase de recuperação da economia pós-crise. Em 2008, caiu mais 2,2%. Ou seja, as reservas caíram 30% em um período no qual a economia argentina cresceu 60%. A produção caiu 6% em 2007 e 3% em 2008.
As vendas consolidadas da Petrobras Energia no primeiro trimestre deste ano caíram 16,8% comparado ao mesmo período de 2008, totalizando 2,666 bilhões de pesos (US$ 720,5 milhões, aproximadamente). Com a queda dos preços do petróleo no ano passado e início deste, a empresa ficou no vermelho. No primeiro trimestre de 2009, a companhia registrou prejuízo de 205 milhões de pesos (US$ 55 milhões) comparado a um lucro de US$ 76 milhões no mesmo período do ano passado.(Fonte: Valor Econômico/Janes Rocha, de Buenos Aires)

Shell começa exploração de petróleo no Sul

Antecipada em mais de um mês, a produção de petróleo no Parque das Conchas, no Litoral Sul do Espírito Santo, foi anunciada ontem pela Shell e vai começar nesta semana. A companhia anglo-holandesa é a operadora e detentora de 50% do campo, junto com a Petrobras, que detém 35%, e a ONGC Campos Ltda. (subsidiária da estatal indiana do petróleo) que detém outros 15%.
Localizado a 110 km da costa do Espírito Santo – para efeitos de bacia petrolífera, a região está localizada na Bacia de Campos – e onde se encontram reservatórios de óleo pesado a quase 2 km de profundidade, o Parque das Conchas é o antigo BC-10, cuja primeira descoberta foi feita em 2000.
Para produzir óleo pesado e gás – a capacidade do FPSO é de 100 mil barris por dia e de 1,4 milhão de m3 por dia de gás – a Shell teve que buscar uma nova tecnologia que permite separar o óleo do gás ainda no fundo do mar.
"Isso representa um marco na extração de óleo de águas profundas no Brasil e demonstra a capacidade da Shell de desenvolver projetos dentro do cronograma previsto", disse o diretor de Upstream da Shell nas Américas, Marvin Odum. O Parque das Conchas fica no litoral entre Itapemirim e Presidente Kennedy.
O projeto do Parque das Conchas tem duas fases, e a produção inicial é traçada a partir de três campos: Abalone, Ostra e Argonauta B-West. A primeira etapa, em operação agora, envolve nove poços produtores e um poço injetor de gás. A segunda fase terá como foco o campo Argonauta O-North.
"Esse início de produção da Shell confirma o sucesso no marco regulatório de exploração e produção no Brasil, adicionando ao enorme esforço de investimentos da Petrobras a participação de outras companhias do setor, multiplicando o crescimento e a oportunidade de renda", ressaltou o secretário de Desenvolvimento, Guilherme Dias.
O evento que marcará o início da produção oficial no Parque das Conchas deverá acontecer na segunda quinzena de agosto. Ainda não há confirmação da vinda do presidente Luiz Inácio Lula da Silva ao Estado ou à plataforma FPSO Espírito Santo, mas a cúpula mundial da Shell estará presente no evento, que marcará o início da atuação da companhia na exploração e na produção no Brasil. A Shell já produz petróleo no país desde 2003, nos campos de Bijupirá e de Salema.
Governo fará "partilha" do pré-sal
Brasília
Ao sair da reunião ministerial, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, confirmou todos os principais pontos do novo modelo do marco regulatório que o governo está preparando para a produção petrolífera na camada pré-sal.
O ministro confirmou que o governo quer estabelecer o sistema de partilha na produção do pré-sal e "em outras regiões estratégicas" onde, segundo explicou, houver grandes reservas de petróleo. "Para todas as demais áreas, será mantido o regime atual de concessão", disse Lobão.
Pelo atual sistema, o petróleo extraído pertence à empresa que tem a concessão para explorar determinado bloco petrolífero. Ela vende esse óleo, fica com as receitas e remunera a União por meio de impostos, royalties e a chamada Participação Especial, cobrada apenas dos campos mais produtivos.
No sistema de partilha, todo óleo pertence à União e as empresas selecionadas para produzir são remuneradas a partir de uma parcela fixa da receita ou do óleo. Lobão confirmou que, para gerir essas reservas e fazer a sociedade com as empresas selecionadas a partir de licitação, o governo vai criar uma estatal específica.
"Também queremos criar um fundo social que receberá os recursos e os destinará à educação, saúde e questões trabalhistas", disse, sem, entretanto, detalhar como o dinheiro será usado para resolver questões de trabalho.
O ministro informou que, pela proposta do governo, esse fundo seria gerido pelo Ministério da Fazenda. (Agência Estado)
Próximos passos
Prazo. Lobão disse que, durante a reunião ministerial, comprometeu-se a entregar, num prazo de 15 dias, a proposta final do modelo do pré-sal ao presidente Luiz Inácio Lula da Silva.
Aprovação. "A partir daí, o presidente fará suas consultas para depois enviar a proposta ao Congresso em regime de urgência constitucional", disse o ministro.
Estados de fora. O ministro informou ainda que a receita dos campos será dividida apenas entre o investidor e a União. Ou seja, os Estados não devem receber parte dessa receita. "Os contratos de partilha renderão, portanto, ao governo federal, que destinará esses recursos para o fundo social, que não tem ainda um nome, e que será gerido mais tarde dentro do Ministério da Fazenda", sentenciou.Gazeta OnLine – Vitória,ES/Denise Zandonadi)

Poço seco pode levar governo a rever planos para o pré-sal

Propostas de marco regulatório até agora consideram que empresas teriam risco zero

Para especialistas, fracasso da Exxon em achar petróleo mostra que área não é "bilhete premiado", embora siga bastante promissora

Tida como um bilhete premiado tirado pelo Brasil e pela Petrobras, a descoberta do pré-sal da bacia de Santos sofreu um revés nesta semana com o anúncio do consórcio liderado pela Exxon de um poço seco, o primeiro onde não foi encontrado óleo na nova e ainda promissora província petrolífera.

Para especialistas, a notícia serviu para dar um "choque de realidade" tanto no governo como na Petrobras e levará certamente a um redesenho das propostas em análise para o novo marco regulatório do setor, que estava prestes a ser anunciado.

"O furo seco mostrou que o risco do pré-sal não é zero, como apregoava o governo, que vendeu a ideia com estardalhaço de que as reservas serviriam para suprir todo o mundo de petróleo e quitar a dívida social do país. Agora, vimos que o pré-sal não é um bilhete premiado, mas também não é uma porcaria", diz Adriano Pires, da consultoria CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura).

Até o insucesso de Guarini (área perfurada pela Exxon), o pré-sal era disparadamente a mais promissora região exploratória do mundo. É que havia sido encontrado óleo em todos os poços perfurados até então.

Na própria área de concessão de Guarani, o bloco BMS-22, o consórcio (que conta ainda com Amerada Hess, 40%, e Petrobras, 20%) obteve sucesso e descobriu a reserva de Azulão.

Cassino

Para David Zylbersztajn, ex-diretor-geral da ANP, o "anormal" era a taxa de sucesso de 100% do pré-sal, e não o poço seco, algo comum. O geólogo Giuseppe Bacoccoli, pesquisador da Coppe-UFRJ, diz que o índice na bacia de Santos é de 20%. Ou seja, em 80% dos poços não é achado petróleo em volumes comerciais.

"Furar e não dar nada é a vida do setor, que é um cassino, no qual o crupiê é a natureza. O pré-sal era algo espantoso, mas se viu que nem tanto como se pensava. Mas ainda é uma reserva muito importante, muito promissora", diz Zylbersztajn.

Na visão de Pires, o governo fez "um estardalhaço" em torno das descobertas do pré-sal e o mercado embarcou.

Ele cita as previsões "astronômicas" de bancos de reservas de 80 bilhões de barris e de investimentos de US$ 1 trilhão. Agora, bancos já dizem que o consórcio reduzirá investimentos de US$ 17 bilhões para US$ 5 bilhões diante do fracasso de Guarani.

Para os especialistas, porém, o setor volta à realidade, mas não deve colocar o pé no freio. "Se o governo fizer um leilão de áreas do pré-sal, será um sucesso", aposta Zylbersztajn.

Os três dizem, porém, que o poço seco -que chegou a custar US$ 200 milhões, segundo estimativas do setor- coloca o debate em torno do novo modelo num novo patamar. Para eles, não cabe mais nem a criação de uma nova estatal -que iria administrar um volume menor de reservas diante das novas condições- e nem o novo regime de partilha de produção.

"O argumento do governo era que o risco era zero, mas esse argumento não existe mais", afirma Bacoccoli.

Somente em perfurações, a Petrobras investiu US$ 2 bilhões e conseguiu realizar nove descobertas no pré-sal. Achou óleo em todos os poços.

A estatal pretende investir US$ 111 bilhões até 2020 no pré-sal, de onde extrairá 1,8 bilhão de barris. Existem estudos para a instalação de 10 plataformas na região.(Fonte: Folha de S.Paulo/PEDRO SOARES/DA SUCURSAL DO RIO)