Com estimativa de produção de 140 mil barris de petróleo por dia, o projeto é considerado um dos “mais complexos” da empresa

Após atraso de quatro meses, a Petrobras anunciou nesta terça-feira, 12, o início da produção do campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos, no Rio. O óleo foi extraído na segunda-feira, 11, após a chegada do navio-plataforma P-63, que sofreu sucessivos atrasos em seu cronograma.

Com estimativa de produção de 140 mil barris de petróleo por dia, o projeto é considerado um dos “mais complexos” da empresa por estar relacionado às condições geológicas do campo. Localizado em águas profundas, com profundidade de 1.200 metros, o Papa-Terra tem baixo grau API, uma classificação internacional de qualidade do óleo. Pelo padrão, quanto maior o indicador, que chega até o grau 50, maior a qualidade. A avaliação da estatal indica um grau entre 14 e 17, o que indica pouco aproveitamento na produção de derivados.

Para contornar as dificuldades, a Petrobrás afirma ter adotado “diversas soluções inovadoras” na operação do campo. Uma delas é o uso de tubulação submarina flexível para suportar a pressão do óleo mais pesado. No campo, também vai operar a plataforma P-61, que deve chegar à região até o final do mês, segundo a empresa, e iniciar a operação no próximo ano.

A plataforma será a primeira no País do tipo TLWP (Tension Leg Well Platform), com válvulas de controle na própria plataforma, além de sondas chinesas ainda não integradas à embarcação. Ao todo, serão 18 poços ligados às plataformas. A P-61 deve operar em 2014, segundo estimativa da empresa. A operação no campo também produzirá 1 milhão de metros cúbicos de gás natural.

O campo de Papa Terra foi descoberto em 2003 e fica localizado a 110 km ao sudeste do Rio. A exploração do campo acontece em parceria entre a Petrobrás, responsável pela operação, e a Chevron, que detém 37,5 % de participação. Em comunicado divulgado ao mercado, a empresa afirmou que o “sucesso” em Papa-Terra é “o resultado de uma parceria sólida” entre as empresas e que representa “um importante passo no sentido de cumprir a meta de crescimento que temos definida para 2017.”

Com leilões dos mega campos do pré-sal, país se tornará o sexto maior produtor de petróleo no mundo, prevê relatório da Agência Internacional de Energia

Enquanto os Estados Unidos caminham para se tornar a nova Arábia Saudita do petróleo dentro de cinco anos, o Brasil deve se transformar no novo Irã. Segundo projeções da Agência Internacional de Energia (AIE), com os leilões das gigantescas reservas do pré-sal, o país será o sexto maior produtor de petróleo no mundo até 2035, lugar hoje ocupado pelo país do Oriente Médio.

Lançado nesta terça (12), o novo relatório sobre o cenário energético mundial, o Energy Outlook 2013, destaca o papel central que o Brasil terá para suprir a demanda de energia global por petróleo, sendo responsável por um terço do crescimento líquido da oferta mundial do óleo nas próximas décadas.

De acordo com as projeções feitas pela AIE, a produção de petróleo brasileira vai subir dos atuais 2,2 milhões de barris por dia  para 4,1 milhões de barris/dia em 2020, e para 6 milhões de barris/dia em 2035. Em pouco mais de 20 anos, o país vai praticamente triplicar sua produção de óleo.

Este crescimento, no entanto, é fortemente dependente do bom desenvolvimento da capacidade de exploração em águas profundas, um processo complexo e capital intensivo, sublinha a agência. Se consolidar sua posição, o Brasil será responsável por quase 60% da produção mundial em águas profundas, em 2035.

Perspectivas

Um fator fundamental na formação perspectivas energéticas do Brasil será o sucesso do país na manutenção dos altos níveis de investimento, na média de 90 bilhões de dólares por ano. Quase dois terços disso é fundamental para o desenvolvimento do setor de petróleo e mais de um quarto para ampliar a geração de energia e a rede de transmissão.

O fardo mais pesado, diz a agência, ficará com a Petrobras, “o maior operador do mundo em águas profundas, que deverá focar na sua capacidade de implantar recursos de forma eficaz através de uma enorme e variado programa de investimento”.

Apesar da maior disponibilidade e utilização de combustíveis fósseis, o setor de energia do Brasil continua sendo um dos menos intensivos em carbono no mundo, destaca o relatório, que define o país como um líder mundial em energia renovável.

Segundo a agência, o Brasil deve dobrar sua produção a partir de fontes renováveis até 2035, mantendo a sua quota de 43% no mix energético nacional.

A sétima maior produtora do país foi elevada da posição de coadjuvante a protagonista

Com sua receita praticamente concentrada em um grande campo produtor de gás, Manati, no litoral da Bahia, a Queiroz Galvão Petróleo e Gás, que abriu capital em bolsa em 2011, é hoje a sétima maior produtora do País.

A partir de 2015, espera colocar em produção outros dois campos. A má fase da OGX e da HRT, companhias que há dois anos eram a principais apostas do setor, elevaram a QGEP da posição de coadjuvante a protagonista.

Mas o turbilhão provocado pela OGX arrastou também para a empresa a desconfiança do investidor, especialmente o estrangeiro. Em novembro de 2012, a petroleira de Eike Batista comprou, por US$ 270 milhões, a participação da Petrobras (40%) no bloco BS-4, operado pela QGEP (30%) na Bacia de Santos. A Barra Energia completa o consórcio, com 30%.

Lincoln Guardado, presidente da Queiroz Galvão E&P, admite que a crise respinga em todo o setor, contaminando as avaliações. Guardado acredita que, hoje, as ações da companhia estejam subavaliadas em cerca de 30%, embora garanta que a curva dos papéis da empresa já descolou do movimento das petroleiras em crise.

“”Não temos o mesmo tipo de oscilação, de volatilidade, mas não deixamos de ser contaminados um pouco por isso, o que tem requerido de nós, sem fazer juízo de valor dos outros, esforço maior em demonstrar nossa capacidade de entregar, nossa forma de pensar no médio e longo prazos””, diz o executivo.

Ele diz não crer que os investidores avaliem todas as empresas do setor no País da mesma forma. “Acho que não, senão haveria mais oscilação.”

Guardado frisa que a OGX não está inadimplente com os investimentos previstos para o bloco e diz não considerar a compra da parte da petroleira de Eike, apesar da situação confortável de seu caixa, que hoje é de R$ 950 milhões.

Dependente de uma única fonte de receita, a QGEP busca agora diversificação e o aumento de sua participação no BS-4 seguiria o caminho inverso, de concentração. O executivo diz ainda, que a OGX não expressou aos sócios a intenção de vender a participação.

Na semana passada, a companhia divulgou ao mercado lucro líquido de R$ 75,2 milhões no terceiro trimestre, alta de 21,4% na comparação com o mesmo período de 2012. “

Somos ainda uma companhia emergente, para se tornar uma grande independente”, diz Guardado, destacando ativos de “grande peso”, como os blocos de Atlanta e Carcará, na Bacia de Santos. No primeiro, a OGX figura como parceira; no segundo, operado pela Petrobrás, a QGEP tem 10%.

“Conseguimos provar que essa companhia tem uma forma de atuação diferente. Procura estar preparada, dá um passo de cada vez, e dentro das suas possibilidades. Temos previsão de crescimento contínuo, controlado, balanceado, com disciplina de capital”, diz Guardado.

Efeito cascata. O contágio por fatores externos à companhia não se deu apenas devido à derrocada da OGX. Algumas medidas governamentais no setor de energia, como o processo de renovação das concessionárias de eletricidade e a política de preços dos combustíveis, também pesaram na avaliação dos investidores. Guardado explica que tiveram de ser intensificadas as conversas com o mercado sobre a posição da empresa.

Na época da oferta inicial de ações em bolsa, na abertura de capital, 80% dos investidores institucionais da QGEP eram estrangeiros. Hoje, caminha para a situação inversa, com uma base de investidores nacionais em torno de 45%.

Guardado se esforça em não fazer comparações, o que fica difícil diante da parceria com a OGX depois das aquisições da petroleira de Eike. “Evitamos fazer comparações. São penosas para nós. Torcemos para que isso venha a ter um final adequado, dentro das circunstâncias que cercam o processo, que não são fáceis. Agora, longe da gente repetir qualquer coisa dessa natureza.

Vem do DNA do grupo. Não fomos tão arrojados como algumas de nossas congêneres. Não estou dizendo que foram melhores ou piores do que a gente, mas é diferente. Nossa atuação foi muito mais cautelosa e com uma certa visão”, comentou.

A despeito da conturbada situação atual do mercado, a Queiroz Galvão pretende ingressar no mercado de dívida, provavelmente em 2015, com emissão de bonds ou buscando outras formas de financiamento.

A ideia é seguir a premissa do mercado de óleo e gás de utilizar capital de terceiros na fase de desenvolvimento da produção, quando o risco maior da operação já passou, com a fase exploratória. A empresa também pretende fazer novas aquisições, como as que foram feitas recentemente, com dois ativos da Shell.

“Sem dúvida, qualquer coisa que vier de forma oportunística, de companhias que muitas vezes querem sair do Brasil, ou de desinvestimentos da Petrobrás aqui e ali, o que a gente julgue importante e que caiba no caixa que dispomos ao longo dos próximos quatro ou cinco anos, a gente vai olhar.” As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

Companhia ampliou seu recorde como explorador marítimo de maior sucesso deste ano

A Statoil encontrou mais petróleo no Mar da Noruega, ampliando seu recorde como explorador marítimo de maior sucesso deste ano e alcançando uma formação geológica anteriormente desconhecida, ele disse que na segunda-feira.

A Statoil disse que encontrou entre 55 milhões e 100 milhões de barris de óleo equivalente na formação Grey Beds, no Mar da Noruega, perto de instalações de produção já existentes, fazendo com que a futura produção seja relativamente fácil e barata.

“Essa é provavelmente a primeira vez que a existência de hidrocarbonetos foi comprovada na formação Grey Beds nesta parte do mar da Noruega”, disse a Statoil.

Com a nova descoberta, a Statoil já encontrou mais de 900 milhões de barris de óleo equivalente neste ano, com grandes descobertas na Tanzânia, no Canadá e na Noruega. A empresa tem vivido um bom momento nos últimos três anos, fazendo descobertas em todo o mundo depois de reformular sua estratégia de exploração e realizar grandes investimentos.

Empresa hispânico-chinesa ganhou permissão para extrair petróleo no bloco marítimo BM-C-33, que contém grandes reservas de petróleo no Oceano Atlântico

O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (Ibama) expediu nesta sexta-feira sua permissão à empresa hispânico-chinesa Repsol Sinopec para extrair petróleo no bloco marítimo BM-C-33, que contém grandes reservas de petróleo no Oceano Atlântico.

A licença ambiental está condicionada a que a companhia cumpra os requisitos previstos no contrato, entre eles a proibição de queimar resíduos ao ar livre ou a perfuração de corais ou algas, segundo um comunicado do Ibama.

O bloco BM-C-33, em águas profundas da Bacia de Campos, contém reservas estimadas de mais de 700 milhões de barris de petróleo e três trilhões de pés cúbicos (tcf) de gás, equivalentes a 545 milhões de barris de petróleo.

A Repsol Sinopec opera estas concessões com 35% de participação e conta com Statoil (35%) e Petrobras (30%) como sócias.

Produção há três meses vinha mantendo no nível recorde de quase 10 milhões de barris por dia

A Arábia Saudita, maior produtor de petróleo da Opep, reduziu sua produção de óleo, que há três meses vinha mantendo no nível recorde de quase 10 milhões de barris por dia com o objetivo de ajudar a compensar uma queda na extração da Líbia, país também membro do grupo.

Maior exportador de petróleo do mundo, o país reduziu sua produção para 9,75 milhões de barris por dia (bpd) em outubro –ante 10,1 milhões de barris por dia no mês anterior, disse à Reuters uma fonte da indústria familiar com o assunto.

“Eu não estou prestando muita atenção a essa redução saudita”, disse Richard Mallinson, analista de risco geopolítico da Energy Aspects.

“A produção ainda está em um nível elevado, a demanda de verão pode ter recuado um pouco e por isso o mercado estava um pouco mais bem abastecido.” A fonte da indústria disse que é normal que haja uma redução no volume de petróleo utilizado para geração de energia nesta época do ano.

“Este não é um grande corte, e da demanda doméstica saudita é sempre menor no inverno. A menos que haja uma queda para 9,5 milhões de barris por dia ou menos –ela não será considerada uma redução relevante”, disse Sadad al-Husseini, um ex-importante executivo da Saudi Aramco.

“E caso a produção caia para 9 milhões, isso provavelmente seria por conta de uma decisão de absorver o excesso de óleo no mercado.”

Maior oferta de energia de xisto e outras fontes rivais fazem com que o grupo exportador tenha poucas vantagens com um aumento da demanda global

A Opep pode perder quase 8 por cento de sua participação no mercado de petróleo nos próximos cinco anos, com uma maior oferta de energia de xisto e outras fontes rivais fazendo com que o grupo exportador tenha poucas vantagens com um aumento da demanda global.

A Organização dos Países Exportadores de Petróleo tem demorado mais que outros para reconhecer o impacto que o fraturamento hidráulico tem tido sobre a oferta. No início deste ano, o grupo decidiu realizar sua própria investigação sobre o óleo de xisto.

Em seu relatório anual de previsão mundial sobre o petróleo, a Opep disse que espera que a demanda mundial por seu petróleo bruto fique em uma média de 29,2 milhões de barris por dia (bpd) em 2018, queda de 1,1 milhão de bpd ante 2013, por conta do aumento da oferta vinda de fora do grupo de 12 membros.

Em outro cenário, a Opep vê uma queda ainda maior na demanda pelo petróleo do grupo, para 28 milhões de barris por dia, em 2018 –7,6 por cento a menos do que neste ano e 2 milhões de bpd abaixo do que atualmente produz.

O boom do xisto nos EUA tem redesenhado o panorama do mercado do petróleo.

“Não há escassez de petróleo e os recursos são abundantes”, disse o secretário-geral da Opep, Abdullah al-Badri, no prefácio do relatório.

Além do potencial de uma expansão mais rápida da oferta da América do Norte, também há recursos adicionais em outros países fora da Opep, como Rússia, Argentina e China”, disse o relatório.

A oferta de petróleo e gás natural também pode ser mais forte do que o esperado no Brasil, acrescentou.

Demanda

Em seu cenário referência, a Opep estima a demanda mundial em 92,5 milhões de bpd até 2016, cerca de 400 mil bpd a menos do que a previsão em seu relatório do ano passado.

Diante do forte aumento da oferta de países fora da Opep, o grupo deverá ter que escolher entre reduzir a sua própria oferta a fim de aumentar os preços, ou aceitar um preço mais baixo com o intuito de levar algumas das origens concorrentes mais custosas a sair do negócio.

A estatal irá administrar e fiscalizar a exploração de petróleo do pré-sal no regime de partilha

A presidente Dilma Rousseff e o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, nomearam o engenheiro Oswaldo Pedrosa presidente da Pré-Sal Petróleo (PPSA), estatal que irá administrar e fiscalizar a exploração de petróleo do pré-sal no regime de partilha.

Pedrosa era gerente executivo da HRT. O decreto de nomeação de Pedrosa está publicado no Diário Oficial da União (DOU) desta quinta-feira, 7. Ele foi confirmado para o comando da nova estatal em outubro.

O Diário Oficial de hoje também traz a nomeação de membros do Conselho de Administração da PPSA. O colegiado será presidido pelo secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, Marco Antonio Martins Almeida.

Também fazem parte do conselho a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard; o ministro de Portos, Antonio Henrique Pinheiro Silveira; e o próprio presidente da PPSA, Oswaldo Pedrosa. Todos terão mandato de quatro anos, exceto Pedrosa, com três anos, mesmo prazo de gestão na presidência da estatal.

Ainda foram nomeados três diretores da empresa: Antonio Claudio Pereira da Silva para Administração, Controle e Finanças; Edson Yoshihito Nakagawa para Gestão de Contratos; e Renato Marcos Darros de Matos para a Diretoria Técnica e de Fiscalização. Segundo o governo, os três dirigentes já trabalharam na Petrobras e agora vêm do setor privado. Eles terão mandato de três anos.

Certificadora internacional para analisar reservas da “cessão onerosa” já foi escolhida, e assinatura do contrato com essa empresa deve acontecer ainda em 2013

O ano de 2014 provavelmente será o de reavaliação para a área de petróleo que ficou conhecida como “cessão onerosa”, disse nesta quarta-feira a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A “cessão onerosa” foi a estratégia adotada pelo governo para capitalizar a Petrobras, com recursos equivalentes a 5 bilhões de barris de petróleo, durante a capitalização da estatal em 2010.

Segundo a diretora-geral da ANP, uma certificadora internacional para analisar as reservas da “cessão onerosa” já foi escolhida, e a assinatura do contrato com essa empresa deve acontecer ainda em 2013.

“Um dos objetivos é ver as reservas da cessão onerosa. Ainda vamos discutir o que fazer se for mais que 5 bilhões de barris”, comentou Magda.

De acordo com Magda, “tudo indica” que em 2014 a ANP fará uma reavaliação da área.

A Petrobras, por sua vez, tem intenção de declarar a comercialidade das reservas de petróleo das áreas envolvidas na “cessão onerosa”, mas ainda não há uma data definida para isso ocorrer, disse recentemente o diretor de Exploração e Produção da estatal, José Formigli.

Quatro poços já foram perfurados na área de Franco (integrante da cessão onerosa) e outros quatro estão em perfuração, afirmou a executiva da ANP.

Com os dados obtidos por meio desse trabalho, a qualidade da informação das reservas deve se tornar muito melhor do que a estimativa feita em 2010, acrescentou Magda.

“Aquela cessão onerosa de 2010 com obrigação de perfuração de poço de delimitação está acabando agora o tempo, e os resultados vão levar a declarações de comercialidade e vamos ter que recalibrar a cessão onerosa”, avaliou.

“Ou seja, aqueles 5 bilhões (de barris) vão sair de onde a gente disse que ia sair ou vai sair um pouco mais de um ou de outro”, explicou a diretora-geral da ANP.

Petrobras, líder do consórcio vencedor do leilão realizado em outubro, teria de arcar com 40% do total ou US$ 160 bilhões

A exploração do prospecto de Libra custará US$ 400 bilhões ao longo dos 35 anos do contrato de partilha, incluindo o bônus de assinatura de R$ 15 bilhões, que deverá ser pago no dia 19, de acordo com o que anunciou nesta terça-feira, 5, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Por esse cálculo, a Petrobras, líder do consórcio vencedor do leilão realizado em outubro, teria de arcar com 40% do total ou US$ 160 bilhões. O contrato de partilha será assinado entre 10 e 17 de dezembro.

Os valores foram estimados em estudo da IHS, maior consultoria internacional do setor. Em outro relatório, a consultoria estima em 11,8% a taxa interna de retorno (TIR) do projeto, assegurando 77,5% dos recursos gerados para a União. A maior parte dos US$ 400 bilhões é custo operacional (opex), pois o investimento em capital (capex) exigirá cerca de US$ 100 bilhões. Ao longo dos anos, o pico de investimentos em capital seria 2019, para quando está prevista a extração do primeiro óleo de Libra, com cerca de US$ 18 bilhões. O primeiro ano de investimento relevante seria 2016, com cerca de US$ 4 bilhões.

As projeções já incluem o “custo-Brasil”, exigências de conteúdo local e inflação relativamente pressionada. Os valores da IHS são bem superiores aos da ANP, que projeta custo total de R$ 200 bilhões, 25% do estimado pela consultoria. O investimento mínimo fixado pela ANP na fase de exploração é de R$ 610,9 milhões.

O estudo da IHS foi distribuído a um conjunto de clientes, antes do leilão de Libra, e ressalta que o valor é elevado demais para um projeto sobre o qual as empresas privadas têm pouca influência. “Para uma companhia com ações negociadas em Bolsa é muito difícil justificar um investimento tão grande”, diz uma apresentação do estudo, produzida por consultores da IHS baseados no Rio. O relatório expõe os riscos, para investidores, do modelo de partilha da produção e das exigências de conteúdo local.

A partir dos dados levantados pela equipe brasileira, a área de análise macroeconômica da IHS, sediada nos Estados Unidos, elaborou um relatório incluindo diversas variáveis, como preço do petróleo, câmbio, inflação e crescimento. A reportagem teve acesso aos principais dados do relatório.

Segundo o documento, caso o leilão fosse decidido com o lance mínimo, com oferta de 41,65% de óleo lucro para a União – o que de fato ocorreu, com o consórcio formado por Petrobras, a anglo-holandesa Shell, a francesa Total e as estatais chinesas CNPC e CNOOC -, a TIR do consórcio explorador de Libra seria 11,8%, considerando o preço médio do barril de petróleo a US$ 80,00.

Também nesse quadro, o “government take”, ou quanto o governo fica com a renda gerada pela exploração (incluindo a partilha, royalties, impostos etc.), seria de 71,3%. A renda destinada à União (“State take”) sobe para 77,5%, pois considera os dividendos da Petrobras. Simulações apontam que seria possível a União obter o mesmo patamar de renda com o modelo de concessão.

Para o consultor John Forman, ex-diretor da ANP, a fase exploratória é mais crítica. “O desafio atual é medir as reservas, ou medir o volume recuperável necessário para justificar os investimentos”, diz Forman. Por isso, no momento a incerteza ainda é muito grande. Falta definir números de poços a serem perfurados, quantidade de plataformas, distância entre poços, entre outras variáveis. Conforme uma fonte ouvida pela reportagem, uma das principais incertezas em relação ao investimento necessário, seja em capital, seja na operação, é a produtividade dos poços do pré-sal, ainda pouco conhecida, mas que determinará a quantidade a ser perfurada.

No cenário de US$ 400 bilhões de investimentos, o estudo da IHS considera a perfuração de 144 poços, com a recuperação média de 55 milhões de barris por poço, apontando para reservas totais de 7,5 bilhões de barris. Seriam usadas 13 plataformas flutuantes (FPSOs). Se a produtividade dos poços for inferior, porém, seria preciso perfurar mais, elevando tanto o custo de operação (com mais perfurações) quanto os investimentos em capital (com mais plataformas).