Vaca Muerta está sofrendo com a elevada inflação argentina, que dificultam a rentabilidade dos projetos de petróleo e gás
Os altos custos do megacampo de Vaca Muerta, na Patagônia, na Argentina, país que tem registrado elevada inflação, dificultam a rentabilidade dos projetos de petróleo e gás não convencionais em desenvolvimento, disse nesta terça-feira um alto executivo do setor petroleiro local.
Ao participar de evento do setor petroleiro, Alejandro Bulgheroni, diretor da petroleira Bridas e um dos grandes players do setor petroleiro argentino, questionou o desenvolvimento realizado até o momento dos recursos não convencionais, liderados pela estatal YPF.
“Desde o ano de 2010, quando começou a perfurar com o objetivo de (chegar à) Vaca Muerta, na bacia em Neuquén, foram perfurados mais de 90 poços. A informação é escassa e não é dividida abertamente entre os distintos operadores”, disse Bulgheroni.
“Podemos dizer que os resultados não foram de todo satisfatórios. A pouca experiência, a falta de tecnologia das companhias de serviços da Argentina e os altos custos operacionais nos investimentos tornarão muito difícil a rentabilidade destes projetos”, acrescentou.
A inflação chegou a 25 por cento na Argentina no ano passado, segundo estimativas privadas. Por outro lado, as restrições às importações dificultam a entrada de equipamentos para a atividade petroleira.
A Bridas tem 40 por cento da Pan American Energy (PAE) junto com a chinesa CNOOC. Os 60 por cento restantes estão nas mãos da gigante britânica BP, uma das principais pretroleiras que operam no país.
A PAE tem posições em Vaca Muerta, mas a empresa não deu detalhes sobre as áreas e nem sobre os avanços no desenvolvimento de hidrocarbonetos não convencionais na formação.
A produção de petróleo e gás da Argentina está retrocedendo nos últimos anos pelo amadurecimento das reservas e falta de investimentos no setor, o que obrigou o país a realizar importações energéticas milionárias.
Companhia está sendo negociada como se estivesse para ser liquidada após auditoria apontar que reservas são 62% menores
A OGX Petróleo Gás Participações SA de Eike Batista está sendo negociada no mercado de títulos como se estivesse para ser liquidada após uma auditoria mostrar que as reservas do principal campo de petróleo da empresa são 62 por cento menores do que ela havia estimado.
Os US$ 2,56 bilhões em notas da OGX com vencimento em 2018 caíram 8,9 centavos, para um recorde de 6 centavos de dólar, depois que a empresa de auditoria de reservas DeGolyer MacNaughton disse em 3 de outubro que o campo de Tubarão Martelo, da empresa brasileira, pode possuir 108,5 milhões de barris de petróleo bruto, contra uma estimativa da OGX de 285 milhões no ano passado.
As notas caíram 93 por cento em 2013, a maior queda em mercados emergentes. A OGX está considerando a possibilidade de pedir proteção de falência neste mês após descumprir, em 1 de outubro, um pagamento de juros de US$ 45 milhões em seus títulos de 2022, disseram duas fontes com conhecimento do assunto.
Os preços dos títulos indicam que os credores esperam que a OGX seja liquidada na falência, aumentando o risco de que investidores como a Pacific Investment Management Co. não consigam recuperar nada de dinheiro, de acordo com a Western Asset Management Co. e a SW Asset Management LLC. A JPMorgan Chase Co. escreveu em 3 de outubro que a estimativa mais baixa de reservas e a necessidade de quantia em dinheiro “significante e antecipada” para desenvolver Tubarão Martelo pode levar a Petroliam Nasional Bhd. (conhecida como Petronas) a reduzir sua oferta para compra de uma participação de 40 por cento no campo, e que os acionistas precisam avaliar a hipótese de a OGX ser liquidada.
“Esse relatório de reservas simplesmente trouxe isso à tona”, disse Robert Abad, que ajuda a gerenciar US$ 51 bilhões em ativos em mercados emergentes na Western Asset, com sede em Pasadena, Califórnia, em entrevista por telefone. “Temos uma OGX em queda livre. Você pode ver o efeito dominó desse relatório de reservas chegando e trazendo à luz o quanto a situação sempre foi ruim. Nós apenas não sabíamos”.
O pedido de falência pode ser feito no Rio de Janeiro, onde fica a sede da OGX, disseram as pessoas, que pediram para não serem identificadas porque as discussões são privadas. Embora Batista esteja negociando com os credores para evitar o mesmo processo com o estaleiro OSX Brasil SA, o mais provável é que ambas as empresas busquem proteção legal, disseram. O procedimento colocaria US$ 3,6 bilhões de títulos em dólar da OGX em default no maior desastre de dívida corporativa da América Latina.
Acordo ameaçado
A Petronas entrou em acordo em maio para pagar US$ 850 milhões pela fatia de 40 por cento. Com base no relatório de reservas de 3 de outubro, esse é na verdade o valor do campo inteiro, o que avaliaria a fatia da Petronas em US$ 438 milhões, escreveu o Morgan Stanley a clientes em uma nota em 3 de outubro.
A OGX e a Petronas entraram em contradição a respeito das condições do negócio. Shamsul Azhar Abbas, CEO da Petronas, disse em 26 de agosto que o acordo depende da reestruturação da dívida da OGX. A OGX disse dois dias depois que a empresa malasiana não tem o direito de atrasar o acordo.
O primeiro pagamento da Petronas, de US$ 250 milhões, aguarda que o negócio receba aprovação regulatória e o segundo pagamento, de US$ 500 milhões, será realizado quando a produção começar, o que a OGX disse que ocorrerá antes do final do ano.
Se a Petronas desistir da compra por causa do relatório de reservas da semana passada, “não está claro se a outra parte terá capital para desenvolver Martelo”, escreveram analistas do JPMorgan, liderados por Gregg Brody, na semana passada.
Os títulos da OGX podem se tornar sem valor se uma solução não for encontrada, segundo os analistas do JPMorgan. A OGX disse em julho que seu único campo de petróleo produtor, Tubarão Azul, será fechado no ano que vem e cancelou planos de desenvolver três outros porque eles não são economicamente viáveis.
A OGX possui 30 concessões de petróleo e gás natural no Brasil que podem ser revogadas se a empresa pedir proteção contra falência, segundo contratos que a empresa assinou com a agência reguladora do petróleo. A ANP disse que respeitará o contrato de concessão em uma resposta por e-mail a perguntas, no mês passado, sem dar detalhes.
Eike Batista, cuja fortuna encolheu 99,9 por cento em relação a seu ápice no ano passado, tornou a OGX pública em 2008 e vendeu títulos duas vezes nos três anos seguintes prometendo produção de 730.000 barris por dia até 2015. Em vez disso, o Tubarão Martelo provavelmente será o único campo de petróleo da OGX em produção no ano que vem. O relatório da DeGolyer disse que nenhum dos 108,5 milhões de barris do Martelo são reservas provadas.
“O fluxo de notícias tem sido horrível”, disse Ray Zucaro, gerente financeiro da SW Asset Management LLC, que administra US$ 375 milhões em dívida de mercados emergentes, em uma entrevista por telefone. “Eu realmente acho que o JPMorgan estava certo em dizer que isso era um zero”.
Anúncio é um sinal de que a empresa está visando avançar rapidamente com as perfurações no país
O BG Group Plc está perto de fechar um ou vários acordos que poderão reduzir sua participação de 100 por cento em um grupo de seis blocos de exploração ao largo da costa do Brasil, disse a empresa nesta terça-feira, em um sinal de que a empresa está visando avançar rapidamente com as perfurações no país.
Os ativos estão na Bacia de Barreirinhas, e foram adquiridos como parte de uma rodada de licitações em maio, no primeiro leilão do Brasil em cinco anos, o qual levantou um recorde de 1,4 bilhão de dólares.
O grupo britânico de petróleo e gás é o operador de todos os 10 blocos nos quais comprou participações.
A empresa detém 50 por cento de quatro blocos em Barreirinhas em parceria com a Petrobras e com a portuguesa Galp Energia, e 100 por cento de outros 6 blocos, para os quais quer trazer um ou mais parceiros.
“Portanto, no momento, nós estamos com 100 por cento e eu sei que estamos envolvidos atualmente em planos para mudar isso”, disse Malcolm Brown, vice-presidente executivo de exploração da BG. “É uma gestão ativa de portfólio na fase de exploração.” Brown não revelou nomes de possíveis parceiros.
Prazo para a entrega das garantias para a primeira rodada de licitações do pré-sal vence nesta segunda-feira, até meia-noite
Nove empresas depositaram até o momento as garantias solicitadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para o leilão de Libra, informou uma fonte com conhecimento direto do assunto no começo da noite desta segunda-feira.
O prazo para a entrega das garantias para a primeira rodada de licitações do pré-sal vence nesta segunda-feira, até meia-noite.
Procurada, a ANP não informou quais empresas apresentaram garantia, porque o prazo ainda não venceu.
Onze empresas pagaram taxa de participação para o leilão, previsto para o próximo dia 21.
Se todas apresentarem as garantias em dinheiro, serão apresentados cerca de 1,7 bilhões de reais, calcula Paulo Niemeyer, diretor de Petróleo e Gás da Aon Brasil, empresa líder em gestão de riscos, corretagem de seguros e resseguros.
Cada empresa, segundo ele, deverá deixar 156 milhões de reais como garantia. Mas há a possibilidade de petroleiras oferecerem penhora de óleo.
“Onze devem apresentar as garantias, mas nem todas darão seguro-garantia como garantia, algumas poderão oferecer penhora de óleo, por exemplo”, disse ele, em entrevista por telefone.
Todas as 11 empresas que pagaram taxa de participação para o leilão de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, estão habilitadas a participar do certame.
A lista das 11 empresas que se candidataram ao leilão de Libra é formada pela japonesa Mitsui, a indiana ONGC, a malaia Petronas, as chinesas CNOOC e CNPC, a colombiana Ecopetrol , a Petrogal (da portuguesa Galp e da chinesa Sinopec), Petrobras, Repsol Sinopec Brasil (da espanhola Repsol com a chinesa Sinopec), a anglo-holandesa Shell e a francesa Total.
O pedido, protocolado pela OGX no dia 6 de setembro, foi examinado em reunião de diretoria da agência reguladora em 25 daquele mês
A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) negou pedido da petroleira OGX, de Eike Batista, de suspender por até cinco anos a fase de produção e adiar a entrega dos planos de desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Areia e Tubarão Gato, na Bacia de Campos.
O pedido, protocolado pela OGX no dia 6 de setembro, foi examinado em reunião de diretoria da agência reguladora em 25 daquele mês.
A ANP decidiu ainda intimar a OGX para a apresentação dos planos de desenvolvimento, seguindo o procedimento determinado pelo Contrato de Concessão da 11ª Rodada de Licitações. “Caso o concessionário não apresente os Planos de Desenvolvimento, após ultimado, deverá ser instaurado processo administrativo para a extinção do contrato por descumprimento do seu objeto”, diz a decisão, disponível no site da agência.
Nesta segunda-feira, 07, o diretor da ANP Helder Queiroz afirmou que o fato de a consultoria DeGolyer & MacNaughton ter reduzido a estimativa de reservas de petróleo e gás natural da OGX não altera a situação da petrolífera do empresário Eike Batista perante à ANP.
“Há duas maneiras de ler esse fato: uma é que as reservas são menores do que o estimado; segunda é que há uma certificação com uma segurança maior. Mas não muda nada para a ANP”, afirmou o diretor, que participou de seminário promovido pelo Grupo de Economia de Energia (GEE/UFRJ).
Na semana passada, a consultora divulgou um material com novos dados sobre o campo de Tubarão Martelo, único da OGX em fase de produção, informando redução superior a dois terços das reservas da área. Em 2012, a consultoria havia anunciado reservas de 285 milhões de barris de óleo equivalente. Na semana passada, as reservas prováveis haviam sido estimadas em apenas 87,9 milhões de barris.
Sobre a crise financeira da OGX, que promoveu um calote na semana passada, Queiroz comentou que a ANP não se envolve nessas questões. Para a ANP, o que interessa da OGX é o seu papel como concessionária e o cumprimento dos seus compromissos contratuais.
“Como regulador, o nosso compromisso é a regulação dos contratos. Se a empresa não cumprir o plano de desenvolvimento dos campos, nós instauramos um processo administrativo”, justificou o diretor.
Na hipótese de a OGX entrar com um pedido de recuperação judicial e, nesse meio tempo, querer vender ativos como forma de gerar caixa para pagar credores, Queiroz comentou que a ANP vai analisar a situação antes de autorizar a transferência dos ativos. “Isso vai ser analisado caso a caso quando houver uma solicitação de transferência dos direitos de exploração.”
Graça Foster lembrou que, até 2020, a Petrobras vai dobrar a produção diária de barris de petróleo – hoje em 2 milhões por dia
A presidente da Petrobras, Graça Foster, disse hoje (8), que a direção da estatal vai redobrar os cuidados com os indicadores financeiros como resposta ao rebaixamento da nota que a empresa sofreu na semana passada pela agência de classificação de risco Moody’s.
A Petrobras passou da nota A3 para Baa1, depois da análise de dois critérios: o primeiro considera o grau de endividamento da empresa em relação ao dinheiro em caixa e o segundo, a possibilidade da empresa manter fluxo negativo de caixa ao longo dos próximos anos.
“Ninguém gosta de ganhar nota baixa”, disse Graça, depois de participar de uma sessão solene no Congresso Nacional em homenagem aos 60 anos da Petrobras, completados no último dia 3. Mesmo mesmo reconhecendo os motivos da avaliação negativa, Graça ressaltou que a Petrobras ainda é a mais bem avaliada empresa brasileira. “É um alerta, e a Petrobras está atenta a todas as suas melhorias e necessidades”, afirmou a presidente da empresa.
Graça Foster lembrou que, até 2020, a Petrobras vai dobrar a produção diária de barris de petróleo – hoje em 2 milhões por dia. Ainda assim, a presidente da Petrobras disse que a empresa não deve chegar à média da meta estipulada para este ano, como já tinha alertado nos primeiros meses de 2013. “Mas ainda é cedo para falar de meta cumprida ou não cumprida”, completou.
A presidente da Petrobras considera natural que haja interesse mundial sobre as atividades da empresa e disse que, muitas vezes, a curiosidade não se revela apenas em atos de espionagem, como os que foram denunciados recentemente.
“Independentemente da espionagem, o próprio volume de reservas [de petróleo] do Brasil e sua capacidade objetiva de produzi-lo motivam o interesse mundial. Sem dúvida, as reservas que temos são expressivas, se comparadas às reservas internacionais, e é fato inequívoco que estamos, sim, produzindo o pré-sal. Mas isso se dá de forma direta. A Petrobras é muito procurada pelas empresas”, enfatizou.
Secretário destacou que o ministério tem uma série de publicações e um site na internet onde as informações estão disponíveis para todos os interessados
O secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Altino Ventura, reforçou hoje (7) o entendimento do ministro Edison Lobão segundo o qual a denúncia de espionagem norte-americana no ministério não deverá afetar os leilões para concessão de direito de exploração de petróleo e gás no pré-sal.
Ele falou no seminário Desafios da Energia no Brasil, promovido pelo Grupo de Economia da Energia, da Universidade Federal do Rio de Janeiro.
“Grande parte das informações, particularmente da área de energia elétrica, gás e petróleo, até certo ponto, e eu diria também mineração, são informações que o ministério divulga amplamente. São informações públicas. Nós queremos que os investidores tomem conhecimento dos dados”, disse.
O secretário destacou que o ministério tem uma série de publicações e um site na internet onde as informações estão disponíveis para todos os interessados.
Admitiu que existem algumas informações que não são disponibilizadas, porque envolvem aspectos estratégicos, relacionados com recursos energéticos e tecnologia. Para os demais dados, porém, disse que “é necessário que a divulgação ocorra”.
Acrescentou que mesmo as teleconferências que o ministério promove e que têm o telefone como instrumento, não são reservadas, e estão abertas ao público em geral.
A previsão da companhia é de que a plataforma entre em operação ainda este ano
A plataforma semissubmersível P-55 da Petrobras deixou, no domingo, 6, o Estaleiro Rio Grande 1 (ERG-1) rumo à Bacia de Campos, após concluídos os serviços de integração dos módulos e comissionamento da plataforma, conclusão dos testes e inspeções para obtenção das certificações necessárias, conforme nota da Petrobras.
O prazo de reboque é estimado em 12 dias. A previsão da companhia é de que a P-55 entre em operação ainda este ano. Ela é uma das nove novas unidades que serão instaladas nos campos de petróleo em 2013.
Com capacidade para produzir 180 mil barris de petróleo e tratar 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia, a plataforma ficará ancorada a uma profundidade de cerca de 1.800 metros e será ligada a 17 poços, sendo 11 produtores e seis injetores de água.
A exportação de petróleo e gás natural da plataforma será realizada por dutos submarinos acoplados à unidade, como explica a Petrobrás. O índice de conteúdo nacional da unidade é de 79%, tendo inicialmente as atividades relacionadas ao casco executadas no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco.
Estatal continua o diálogo para manter sua participação na refinaria Abreu e Lima, projeto conjunto com a Petrobras no nordeste do país
A companhia petrolífera estatal venezuelana PDVSA continua o diálogo para manter sua participação na refinaria Abreu e Lima, um projeto conjunto com a Petrobras no nordeste do país.
“Nós queremos ficar aí”, disse o ministro do Petróleo da Venezuela, Rafael Ramírez, também presidente da PDVSA.
Na semana passada a Petrobras manifestou sua disposição em manter a associação com a PDVSA na refinaria que está sendo construída no na região metropolitana de Recife, em Pernambuco, desde que a companhia venezuelana contribua com 40% dos US$ 17 bilhões investidos na obra.
“Temosconversas, uma discussão que não se dá com microfones. Temos documentos que vêm do Brasil então depois decidimos se é assim ou não é assim”, afirmou Ramírez.
“Temos comunicações com eles que têm que nos responder formalmente”, acrescentou, sem oferecer detalhes.
O projeto da refinaria binacional Abreu e Lima surgiu durante os governos de Lula e de Hugo Chávez, que deu especial atenção ao projeto.
No entanto, a aliança passou por diferentes problemas devido a divergências nos avais apresentados pela PDVSA para participar do projeto, que a Petrobras não considerou adequados.
A Petrobras iniciou em 2007 a construção da refinaria com recursos próprios e já concluiu 80% das obras.
A PDVSA indicou que tinham apresentado diferentes alternativas, mas não se chegou a um acordo, embora as negociações continuem.
As duas empresas concordaram inicialmente em construir uma refinaria com capacidade para processar 230 mil barris diários de petróleo, na qual a Petrobras teria 60% e a PDVSA 40%.
ANP informou que companhias, ambas com participação da Sinopec, poderão participar sem restrições do leilão de Libra
A Repsol Sinopec e a Petrogal Brasil, ambas com participação da chinesa Sinopec, poderão participar sem restrições do leilão de Libra, para o qual pagaram taxa de participação, informou nesta sexta-feira à Reuters um porta-voz da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Petrogal Brasil é uma associação entre a portuguesa Galp e a chinesa Sinopec. Repsol Sinopec Brasil, também candidata a participar da gigantesca área exploratória de petróleo, é uma empresa da espanhola Repsol com participação acionária da mesma estatal chinesa.
Um mesmo grupo societário não pode participar de consórcios concorrentes na primeira rodada do pré-sal, e a ANP estava avaliando se a participação dessas duas empresas feria a regra prevista no edital.
