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Foto: O Petróleo

ANP publica pré-edital da 4ª Rodada do pré-sal prevista para junho

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou nesta quinta-feira (25) o pré-edital e as minutas de contrato da 4ª Rodada de Partilha de Produção no Pré-sal, prevista para 7 de junho.

Os documentos, segundo a autarquia, ficarão em consulta pública até 15 de fevereiro e a audiência pública ocorrerá em 22 do mesmo mês, com o objetivo de obter subsídios e informações sobre os documentos.

Por um bônus de assinatura total fixo de R$ 4,65 bilhões, a rodada vai ofertar um total de cinco áreas: Itaimbezinho, Três Marias, Dois Irmãos, Saturno e Uirapuru, nas bacias de Campos e Santos.

Nos leilões de partilha, leva uma área o consórcio que ofertar por ela, à União, o maior percentual de excedente em óleo. Parâmetros como bônus de assinatura, conteúdo local e programa exploratório mínimo são fixados antes do leilão.

A Petrobras já manifestou interesse em participar como operadora nas áreas de Dois Irmãos, Três Marias e Uirapuru, com a participação obrigatória de 30%.

Assim como nas últimas duas rodadas do pré-sal, para os blocos em que a Petrobras exerceu seu direito de preferência em atuar como operadora e o excedente em óleo para a União da oferta vencedora for superior ao mínimo estabelecido no edital, a Petrobras deverá, na sessão pública de apresentação de ofertas, manifestar seu interesse em compor o consórcio que assinará o contrato.

O disposto neste parágrafo não se aplica caso a Petrobras seja a licitante vencedora, isoladamente ou em consórcio. Caso a Petrobras decida não integrar o consórcio, a licitante vencedora, individualmente ou em consórcio, assumirá 100% da participação no bloco licitado, devendo indicar a operadora e os novos percentuais de participação.

A ANP destacou em nota que o pré-edital mantém ainda as regras da reabertura, ao final da rodada, das ofertas dos blocos não arrematados, que já constaram dos editais da 2ª e 3ª Rodadas de Partilha.

Além disso, a agência explicou que as minutas de contrato trazem, entre as novidades, uma revisão da cláusula que trata de arbitragem, como resultado de consulta e audiência públicas, que buscou melhorias na redação.

Fonte: Reuters

Foto: Divulgação/Ascom Fátima Bezerra.

Comissão do Senado debate futuro da Refinaria Clara Camarão

Em debate sobre os planos de investimento e estrutura de gestão da Petrobras no Rio Grande do Norte, na Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo, presidida pela senadora Fátima Bezerra, os participantes destacaram, nesta quarta-feira (08) a importância da continuação da Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) para o desenvolvimento do Estado.

A Petrobras decidiu alterar o status de refinaria da Clara Camarão, fazendo com que ela volte a ser gerenciada pela Diretoria de Exploração e Produção da empresa. A preocupação é que deixando de ser considerada refinaria, ela ficaria excluída do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural, anteriormente denominada Refino e Abastecimento. Durante a reunião, o representante da Petrobras, Tuerte Rolim, garantiu que a refinaria não perderá status e que não haverá demissões.

Desde de janeiro de 2016, a presidente da CDR, senadora Fátima Bezerra, tem questionado os investimentos da Petrobras no Estado. “Qualquer alteração da Petrobras precisa ser feita com a sociedade e os representantes envolvidos. A empresa não deve ter apenas a lógica mercadológica; ela tem que ter uma visão de responsabilidades social”, explicou.

Jean-Paul Prates, presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN) e do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), declarou que a refinaria é importante para o desenvolvimento industrial do Estado. “Ninguém está aqui fazendo alarmismo. O Rio Grande do Norte exerce o seu direito pleno de acompanhar toda e qualquer medida anunciada pela Petrobras quanto a atividades em seu território, pois ela ainda representa mais de um terço do produto industrial do estado. É legítimo e necessário que o Rio Grande do Norte se prepare para fazer face a esses planos, sejam eles de revitalização ou de desmobilização das atividades da Petrobras!”, argumentou.

Petrobras

Tuerte Rolim, gerente -geral do E&P da Petrobras, destacou que a empresa está adequando seu plano de negócios e otimizará a estrutura existente da refinaria Potiguar Clara Camarão. “A refinaria e a Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos farão parte do ativo industrial de Guamaré. A refinaria continuará conectada com a área de refino e gás natural e continuará produzindo derivados. Não haverá demissões. Os empregados serão transferidos para a área de Exploração e Produção”, explicou.

No final da reunião, a Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo ficou de encaminhar algumas questões técnicas sobre a Refinaria Potiguar Clara Camarão e plano de negócio da empresa no Rio Grande do Norte. A Petrobras ficou de responder e entregar formalmente os questionamentos da comissão.

Participaram também da audiência pública o diretor do Sindipetro/RN, José Antonio de Araújo; o vice-presidente da Federação das Indústria do Rio Grande do Norte, Francisco Vilmar; o secretário adjunto da Secretaria Estadual de Desenvolvimento Econômico do Rio Grande do Norte, Otomar Lopes; e o gerente -geral de eficiência operacional, Daniel Sales. Estiveram presentes ainda os senadores Agripino Maia e Garibaldi Alves e os deputados federais Zenaide Maia, Beto Rosado, Rafael Motta, Felipe Maia, Walter Alves e Antônio Jácome.

Fonte: SEERN Press com informações do  Senado Federal

Foto: Adriano Abreu

Desinvestimentos da Petrobras no RN são ‘desastrosos’, avalia SEDEC

O plano econômico de desinvestimentos que já reduziu, apenas em 2016, 77% dos investimentos que a Petrobras já realizou Rio Grande do Norte menos de 10 anos atrás, divulgado na edição deste domingo da Tribuna do Norte, foi amplamente criticado pelo secretário de desenvolvimento econômico do Estado, Flávio Azevedo. Em entrevista ao jornal, o secretário afirmou que afirmou que “o Governo do Estado vai cobrar de forma enérgica respostas da Petrobras”, e que os efeitos dos desinvestimentos “são desastrosos, especialmente para o Oeste do Estado”. Neste momento, o secretário está em reunião com o governador Robinson Faria (PSD) para discutir possíveis encaminhamentos do Governo em relação à questão.

O programa de desinvestimentos da Petrobras é parte de um projeto nacional, evidenciado pelo seu Plano de Negócios 2017-2021. O plano, que pretende reduzir de US$ 5,4 bilhões para US$ 2,5 bilhões a dívida interna da empresa, vai englobar redução de gastos com pessoal através de demissões, venda de ativos, desaceleração da perfuração de novos postos de exporação e foco maior no pré-sal.

Todas as medidas afetam diretamente o Rio Grande do Norte, um dos maiores produtores de petróleo em terra no país. Localmente, a empresa já está realizando uma série de demissões, tanto de funcionários diretos como de terceirizados que atuam na área. Para o secretário Flávio Azevedo, as consequências disso para o Estado, que tem cerca de 40% de seu Valor Bruto de Produção Industrial (VPBI) provenientes de suas atividades, são desastrosas:

“Conforme está demonstrado na prática pela diminuição das atividades da empresa na região Oeste do estado, essa situação é desastrosa. Não acredito que essa diminuição da atividades deva-se exclusivamente à redução da nossa capacidade de produção nos campos de petróleo, porque os campos não tem como ter uma redução dessa ordem do dia para a noite. Existe, de fato, uma redução da nossa capacidade de produção, mas não desse tamanho. Essa coisa toda está muito mal explicada, e a empresa tem uma responsabilidade para o Estado, não apenas de ordem econômica mas, principalmente, social, e nós já estamos sentindo seus impactos em função das demissões em massa que estão sendo realizadas”, disse o secretário.

A redução da capacidade de produção dos poços do Rio Grande do Norte se devem ao fato de que a produção no Estado já ocorre desde a década de 70, e muitos desses poços já são considerados “maduros”, ou seja, já atingiram o auge de sua capacidade de produção e precisam de alguns mecanismos para continuar produzindo em quantidades vantajosas. Mesmo assim, de acordo com informações do Sindicato dos Petroleiros (Sindipetro), o Estado ainda possui reservas comprovadas avaliadas por geólogos da própria Petrobras que correspondem a mais de 2 bilhões de barris.

Rebaixamento é visto com preocupação

O rebaixamento da Refinaria Potiguar Clara Camarão para a categoria de “Ativo Industrial de Guamaré” despertou reações preocupadas do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Estado do Rio Grande do Norte (SEERN).

De acordo com eles, o rebaixamento da refinaria significaria, na prática, de sua exclusão do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural, mesmo com todos os investimentos técnicos para aumentar a capacidade de produção e gestão técnica e comercial especializada.

A Clara Camarão tem capacidade para refinar 45 mil barris de petróleo por dia, produzindo 3.093 metros cúbicos de gasolina, 295 metros cúbicos de querosene de aviação, 1.095 metros cúbicos de óleo diesel e 422 metros cúbicos de nafta petroquímica diariamente. Essa produção é fundamental para o abastecimento do Rio Grande do Norte, Ceará, Pernambuco e Paraíba. O querosene de aviação produzido pela refinaria abastece os aeroportos do RN, Ceará e parte de Pernambuco.

De acordo com Jean Paul Prates, presidente da SEERN “A exclusão desta unidade dos planos regulares quanto ao parque de refino nacional implicará, cedo ou tarde, no fechamento desta refinaria, que, acompanhado da redução e minimização da participação da Petrobras nos campos produtores ao longo do tempo, resultará na finalização gradual da presença da estatal brasileira no nosso Estado”, disse, em nota divulgada no último dia 27 de outubro.

Fonte: Mariana Ceci | Tribuna do Norte

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TRF derruba liminar e mantém leilão do pré-sal

O Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), com sede em Brasília, derrubou uma decisão da Justiça do Amazonas e manteve a 2ª e a 3ª rodadas dos leilões do pré-sal marcadas para esta sexta (27), de acordo com a Advocacia-Geral da União (AGU).

Na noite de quinta (26), o juiz Ricardo Augusto de Sales, da 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas, concedeu liminar (decisão provisória) para suspender os leilões. A AGU recorreu na manhã desta sexta.

A assessoria de imprensa do Ministério de Energia, assim como a AGU, confirmou que a liminar foi derrubada.

A advogada-geral da União, Grace Mendonça, que foi à sede do TRF-1, comunicou a imprensa sobre a queda da liminar. Ela disse que a decisão de manter o leilão dá “segurança jurídica a uma política pública”.

De acordo com Grace, o desembargador Hilton Queiroz entendeu que a realização do leilão está dentro do espaço de atuação da administração pública. A ministra destacou que a suspensão provocaria “grave lesão” ao poder público, com valores na ordem de R$ 20 bilhões.

Esse é o primeiro leilão em que as petroleiras privadas podem disputar sozinhas para a exploração do pré-sal brasileiro em áreas nas Bacias de Santos e Campos. Serão ofertados 8 blocos na 2ª e 3ª rodadas de Partilha de Produção, realizadas quatro anos após a única licitação já feita para exploração do pré-sal.

ANP dá início a leilão de áreas do pré-sal

Com 2h30 de atraso, a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e biocombustíveis) deu início por volta das 11h30 aos leilões do áreas do pré-sal, os primeiros realizados no país desde 2013.

O atraso foi provocado por liminar judicial obtida por ação promovida pelo PT, CUT (Central Única dos Trabalhadores) e sindicatos.

Ao abrir o evento, o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, agradeceu ao esforço da procuradoria geral da agência pelo esforço para derrubar a liminar, “mostrando que não há insegurança jurídica no Brasil”.

O leilão é encarado pelo governo como um reforço à agenda positiva após a vitória na votação sobre investigação contra o presidente Temer na última quarta (25).

“Estamos abrindo a porta, não só do ponto de vista moral, mas também do ponto de vista econômico e social, para recuperar o tempo perdido”, disse em seu discurso o ministro da secretaria geral da Presidência da República, Moreira Franco.

“Estarmos aqui é um sucesso não só para o nosso governo. É um sucesso para o Brasil”, afirmou o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho.

A primeira área ofertada, Sudoeste de Tartaruga Verde, na Bacia de Campos, não teve ofertas.

A segunda área, Sul de Gato do Mato, foi arrematada por consórcio formado por Shell é Total, sem disputa e sem ágio em relação ao percentual mínimo de petróleo que deve ser dado à União (11,53%).
Gato do Mato é um campo operado pela Shell, que aguardava a realização deste leilão para dar início aos investimentos.

Na terceira oferta, para Entorno de Sapinhoá, houve a primeira disputa do leilão, entre consórcio formado por Petrobras, Repsol Sinopec e Shell e a estreante Ouro Preto.

O consórcio da estatal venceu com a oferta de 80% do petróleo à União, bem acima do mínimo de 10,34%.

A estatal é operadora do campo de Sapinhoá, o segundo maior produtor de petróleo do Brasil, e tem como sócios no projeto as mesmas empresas do consorcio vencedor.

Trata-se de parte de uma jazida descoberta pela Petrobras, que se estende para fora da área concedida à estatal, que já tentou vender a sua parte.

Ao final do leilão, a ANP dará uma segunda chance de oferta a áreas que não tiveram concorrentes.

Fontes:

Portal G1

Folha de São Paulo | Nicola Pamplona

A produção de petróleo no mar representa hoje pouco mais de 10% do volume global no estado. (Foto: Junior Santos)

Petrobras poderá parar sete plataformas no RN

A Petrobras recebeu sinal verde da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para parar temporariamente a produção em sete plataformas no Rio Grande do Norte, mas os impactos da medida em empregos e royalties, por exemplo, não foram oficialmente divulgados. Nem a empresa nem a ANP também explicaram quais são os motivos da paralisação – autorizada por até um ano. Para analistas, esse passo pode sinalizar a intenção da estatal de passar adiante  parte dos campos que opera no mar, além dos terrestres que já pôs à venda. Há, porém, uma segunda hipótese considerada.

“Ou a produção vai parar porque o preço (do petróleo) está baixo e quando  melhorar a empresa vai voltar a produzir ou a empresa pretende fazer um farm-out, que é a cessão parcial ou total da concessão”, diz Jean-Paul Prates, presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN) e membro do Conselho Fiscal do Sindicato das Empresas do Setor de Petróleo, Gás e Combustíveis do RN (Sipetro/RN). “Nos Estados Unidos, quando o petróleo baixa muito, o órgão regulador diz que pode parar porque se o campo é antigo e (a agência)  tiver que pegar de volta para relicitar não valerá nada. Então a empresa pode parar e quando o petróleo melhorar de preço volta a produzir. Mas é uma coisa muito rara. É um tipo de autorização atípica”, acrescenta ele.

A suspensão dessas atividades havia sido revelada pela Agência Estado nesta semana e publicada na TRIBUNA DO NORTE, mas só ontem a ANP confirmou quais são as áreas envolvidas. Ao todo são 16 plataformas e não 25 como a Agência de notícias havia informado. Do total previsto, sete estão no mar do Rio Grande do Norte, distribuídas entre cinco campos de produção (Agulha, Arabaiana, Ubarana, Oeste de Ubarana e Pescada (Dentão). As demais estão no Ceará e em Sergipe.

Na mesma resolução em que autoriza a suspensão dessas atividades, a ANP permite a interrupção temporária de 14 campos. São 13 em terra – em Sergipe, Bahia e Espírito Santo – e um no mar, o campo de Agulha, no RN, que foi descoberto e começou a produzir nos anos 70.

Segundo o presidente do Sipetro, Fernando Lucena, os campos marítimos com sinal verde para parar produzem hoje “abaixo da linha comercial”. O impacto da paralisação, portanto, não seria expressivo.

Procurada ontem, a Petrobras não respondeu a questionamentos da TRIBUNA, que incluíam desde a motivação para interromper a produção e impactos como possíveis demissões e queda na produção.  A ANP, por sua vez, disse que apenas a estatal poderia comentar sobre isso  e explicar o motivo da interrupção.

Reportagem na Agência Brasil apontando a agência reguladora como fonte afirma, porém, que a autorização para paralisação foi motivada pela “recente e brusca” mudança da conjuntura externa à companhia, como a queda do preço do petróleo, a desvalorização significativa do real frente ao dólar, a perda de grau de investimento do Brasil e problemas enfrentados com fornecedores nacionais. A ANP determina que, findo o prazo de interrupção da produção, caso não tenha sucesso um possível processo de Cessão de Direitos das áreas, no dia útil seguinte deverá ser retomada a produção de cada campo, e apresentados os respectivos programas discriminando a curva de produção e atividades e investimentos previstos. Não sendo viabilizada a Cessão ou constatada a inviabilidade econômica, deverá o concessionário iniciar o processo de terminação dos Contratos.

Paralisação vai afetar royalties

A paralisação da produção em parte das plataformas marítimas no Rio Grande do Norte deve afetar o pagamento de royalties, mas em que medida isso ocorrerá ainda é uma incógnita. “Mas essas são as dores do processo. Não tem jeito”, diz Jean-Paul Prates, do Sipetro RN.

Caso a intenção da Petrobras seja repassar essas áreas a novos concessionários, a suspensão temporária seria um jeito mais rápido e menos oneroso de fazer isso, segundo ele, porque a estatal não precisaria “fechar” os poços. Os repassaria da maneira que estão, economizando tempo e recursos de possíveis novos investidores para reativá-los.

“Ou a empresa faz isso (para de produzir temporariamente) ou fica produzindo até o final antieconomicamente e algum dia diz ‘vou fechar tudo e devolver à ANP. Aí vai levar dois, três anos, em vez de levar um para recuperar a produção, porque o novo concessionário teria que furar de novo, colocar a plataforma e etc”, acrescenta ele. Possíveis perdas de royalties, na avaliação dele, seriam inevitáveis, mas não seriam também tão impactantes. A mesma avaliação é feita pelo presidente do Sipetro, Fernando Lucena.

Municípios
Atualmente, dois municípios potiguares recebem royalties da exploração de petróleo e gás no mar: Areia Branca e Guamaré. A informação é do Sindicato dos Petroleiros no Rio Grande do Norte (Sindipetro/RN). Juntos, eles já receberam pouco mais de R$ 10,5 milhões em royalties neste ano.

Guamaré, por exemplo, recebe os fluídos produzidos nos campos de Arabaiana e Pescada por meio de dutos, dois dos campos que terão plataformas desativadas temporariamente. Os campos marítimos são minoria no Rio Grande do Norte. Enquanto em terra existem 83 campos segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás natural e Biocombustíveis (ANP), há apenas dez campos no mar. Os números consideram o total de campos no estado e não apenas os da Petrobras, que é a maior operadora.

Na mais recente planilha da agência  sobre o repasse de roayalties, há apenas informações sobre dois dos que terão a produção paralisada: Agulha e Ubarana. Somados, eles repassaram  R$ 859.052 aos municípios no mês passado. Isso representa 47% do total de royalties que as cidades de Areia Branca e Guamaré receberam em junho. Os royalties nos dois municípios chegam a R$ 1.833.388, somados.

Se comparados com outros campos marítimos pelo Brasil, esses dois tem produção baixa. O início da produção deles se deu há quarenta anos: Ubarana em 1976 e Agulha em 1979. A exploração do campo Lula, localizado na bacia de Santos, chegou a gerar em junho o pagamento de R$ 122,8 milhões em royalties. Descoberto em 2006, Lula é o maior produtor em mar.

Os royalties são calculados a partir de três variáveis: a produção mensal de petróleo e gás natural produzidos pelo campo; o preço de referência do petróleo/gás no mês; e a alíquota do campo, que pode variar de 5% a 10%. Há mudança no valor dos royalties quando há alteração em algum desses fatores. Trata-se de uma compensação em dinheiro para os municípios em troca da exploração econômica desses recursos naturais. Em alguns campos no Rio Grande do Norte, a estatal brasileira não paga essa conta sozinha. Dos dez campos marítimos, as concessões de exploração são compartilhadas em três deles: Arabaina, Dentão e Pescada. Nos três, a Petrobras tem 65% dos direitos e a OP Pescada Óleo e Gás Ltda fica com os outros 35%.

Fonte: Renata Moura, Cledivânia Pereira e Marcelo Lima | Tribuna do Norte

 

Foto: Ney Douglas

Empresas são contra a desativação de sondas da Petrobras no RN

Após o anúncio de desativação das cinco sondas de perfuração terrestre de poços no estado feito pela Petrobras na semana passada, o sindicato que representa as empresas que atuam na no mercado petrolífero pediu uma articulação para evitar a medida.
O Sindicato das Empresas de Perfuração, Extração e Refino de Petróleo do RN (Sipetro/RN, ex-sindeperp/RN) emitiu nota propondo a mobilização de trabalhadores, empreendedores, Petrobras e Governo Federal para instalar um processo de discussão conjunta sobre possíveis alternativas à completa paralisação das sondas.
“O momento é difícil para indústria do petróleo não só no Brasil como em todo o mundo. Mas isso é cíclico e é preciso tomar cuidado para não se tomar decisões que depois custem muito mais para reverter do que o que irão economizar no curto prazo”, alerta Fernando Antônio Lucena Soares, presidente do Sipetro.
Uma matéria publicada no dia 23 de fevereiro, no jornal Valor Econômico, destacou que a estatal petrolífera planeja desativar até setembro as sondas de perfuração na atividade de exploração nos estados do Espírito Santo, Bahia, Sergipe, Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará. O desligamento, segundo o Valor, está previsto no corte de US$ 32 bilhões no plano de negócios 2015-2019 da estatal, que é de US$ 98,4 bilhões.
Na nota enviada à imprensa, o Sipetro propõe o debate sobre alternativas como a realocação de recursos de outras atividades, a instalação de um sistema cooperativo de participação dos trabalhadores na operação de ativos marginalmente econômicos e a instauração de um marco legal e regulatório específico para as atividades em campos em declínio do seu perfil de produção.
“Uma coisa é suspender ou adiar atividades e investimentos. Outra é cortá-los definitivamente. Se este for o caso, não pode ser feito assim, sem qualquer transição”, defende Soares.
Com isso, o Sindicato pretende evitar a desativação dos equipamentos, que considera preocupante e de “alta relevância”. O Sipetro alerta que a medida da Petrobras vai gerar “enorme repercussão” na economia local das regiões em que estão instaladas as sondas.
A intenção da representação sindical é, segundo a nota, encontrar uma solução intermediária para a necessidade de corte e gastos, adequada aos tempos atuais de crise, mas, ao mesmo tempo, que preserve empregos, renda local e a “relevante presença” da Petrobras e de toda a cadeia produtiva adjacente no Rio Grande do Norte e demais regiões afetadas.
Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), também se pronunciou a respeito a medida anunciada pela Petrobras. Para Prates, também existem alternativas à desativação das sondas.
Jean-Paul Prates, Diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cern) sobre desativação de sondas da Petrobras no RN. (Fonte: Novo Jornal)

Jean-Paul Prates fala sobre desativação de sondas da Petrobras no RN. (Foto: Novo Jornal)

“Há soluções possíveis, partindo da redução de royalties e através da operação de cooperativas e pequenas empresas formadas por ex-funcionários e mesmo trabalhadores na ativa, que podem prolongar a duração destas atividades e captar investidores específicos para elas, contando ainda com o suporte e orientação da Petrobras na maioria dos casos”, argumenta.
A Petrobras no RN tem duas atividades principais, a exploratória e a produção de petróleo. De acordo com José Araújo, presidente do Sindicato dos Petroleiros do RN (Sindipetro), o gerente de Construção de Poços Terrestres (CPT) disse que a empresa vai parar de construir poços em todo o país com terceirizadas e somente vai construir com sondas próprias.
Hoje, a Petrobras produz 65 mil barris de petróleo por dia no Rio Grande do Norte, retirados de 4 mil poços em atividade. Apesar de ser apenas 2% da produção nacional, é uma área vital para o desenvolvimento do estado.
“Não interessa a ninguém a saída por completo da Petrobras das atividades em terra. É importante que ela, juntamente com o Governo Federal no comando, chegue a um consenso sobre como pretende manter sua atuação nestas áreas. Vender os campos pode não ser uma alternativa única”, reforça Jean-Paul Prates.
Em entrevista concedida ao NOVO para matéria publicada no dia 24 de fevereiro, José Araújo disse que há um receio de que a Petrobras venha a para a atividade de produção no estado.
José Araújo ressaltou que a Petrobras projetou para a Unidade do Rio Grande do Norte e o Ceará, perfurar mil poços de 2015 a 2017. Ano passado foram perfurados 354 e para este ano, estão previstos 150 poços de produção através de terceirizadas que encerraram os contratos. Para 2016, a atividade exploratória será feita apenas com sondas da própria empresa que vão operar até setembro deste ano.
O sindicalista explicou que havia 30 sondas de produção até 2010 e hoje são apenas cinco. Dessas, três estão no Rio Grande do Norte, uma está na Bahia e outra no Amazonas. Porém, de acordo com a medida de redução de custas, serão todas desativadas.
No caso das sondas terceirizadas há um prejuízo, também, para o mercado de trabalho, ponderou o sindicalista. Uma sonda, disse, gera 200 empregos diretos e entre 500 e 700 indiretos.
De acordo com José Araújo, os sindicatos dos estados afetados estão se mobilizando para tentar evitar a desativação e será realizado um seminário para discutir com a sociedade, as intenções da Petrobras e também buscar soluções para que atividade de exploração terrestre não seja prejudicada com os planos da estatal.
Bacia Potiguar tem óleo em águas profundas 
A Bacia Potiguar é um das dez bacias produtoras exploradas pela Petrobras no Brasil. Ela está na região do Rio Grande do Norte e do Ceará está entre as maiores produtoras de petróleo e onshores (em terra) do Brasil. No RN, a empresa atua desde 1951 e o primeiro campo descoberto foi o de Ubarana, no município de Guamaré, litoral norte, que opera desde 1976.
De acordo com o site da Petrobras, o Projeto de Injeção Contínua de Vapor (Vaporduto), na região do Vale do Açu, é o primeiro a operar com vapor superaquecido e é considerado o maior do mundo, com uma extensão aproximada de 30 km.
Em 17 de novembro do ano passado, a Petrobras confirmou que a perfuração de um poço na área de Pitu, na Bacia Potiguar, tem petróleo. A descoberta do poço de Pitu foi anunciada sem alarde dia 17 de novembro de 2013.
Pitu Norte 1 é identificado pela Petrobras como poço 3-BRSA-1317-RNS. Segundo a estatal este é o primeiro poço de extensão na área do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) de Pitu, localizado a 60 km do litoral do Rio Grande do Norte a uma profundidade de água de 1.844 m, e profundidade final de 4.200 metros. Pitu foi descoberto através de análises de perfis e de amostra de fluido que estão em análise laboratorial.
Fonte: Rafael Barbosa | Novo Jornal
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O pré-sal tem futuro?

O preço internacional do petróleo na faixa de US$ 30 por barril gera especulação em torno da já celebrada promessa de futuro do Brasil, o pré-sal. Atendendo à lei da oferta e demanda, a cotação, segue uma trajetória de queda há pelo menos um ano e meio. De um lado da balança, a Arábia Saudita tem inundado o mercado de petróleo para inibir a produção de xisto dos Estados Unidos, cujo preço de extração é mais caro, o Irã voltou vender após a revogação de sanções internacionais e os Estados Unidos passaram a exportar mais. Do outro lado, o consumo cai, bastante motivado pela desaceleração da economia da China.

A conjuntura internacional não é favorável a qualquer petrolífera. A situação da Petrobras ainda é agravada pela crise de credibilidade causada pelos casos de corrupção revelados pela operação Lava Jato, que derrubaram executivos da companhia. A dívida bruta de R$ 506 bilhões da empresa também não é favorável à percepção dos investidores.

Na semana passada, o representante do Conselho de Administração da Petrobras Segen Estefen destacou que a companhia possui estoque de campos de petróleo em atividade “cujos investimentos já foram amortizados”. Ele estima que a companhia se sustente com o brent (barril de referência nas bolsas internacionais) a US$ 30 por até três anos nas atividades exploratórias. “É possível dar continuidade a essa produção ao custo da extração em torno de US$ 25 o barril. O problema é quando acabar este estoque e você tiver que investir novamente”.

Apesar de o petróleo do pré-sal continuar competitivo – segundo o presidente da Petrobras, Aldemir Bendine – e a empresa poder conter com a alta produtividade, são os novos investimentos que podem gerar impacto no longo prazo.

Resta a dúvida: o pré-sal tem futuro?

Para o advogado e mestre em Economia do Petróleo pelo Instituto Francês do Petróleo Jean Paul Prates, que já foi secretário de Estado de Energia do Rio Grande do Norte, dirige o Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne) e as consultorias CRN-Bio e Expetro, o pré-sal tem futuro e a Petrobras pode reverter sua imagem manchada pela corrupção devido à alta capacidade operacional.

ÉPOCA – O pré-sal tem futuro?
Jean-Paul Prates –
Se o mundo implementar o carro elétrico daqui a 120 dias, o pré-sal não tem futuro. Em 1986, o mundo viveu um contrachoque de petróleo. O preço caiu para o que seria o equivalente a US$ 15 hoje, o preço mais baixo da história. O diretor da Petrobras na época, João Carlos de Luca, tomou a decisão de continuar a exploração em águas profundas. Muitos naquele período falaram que ele daria “com os burros n’água”, em função do custo, três vezes maior que o preço. Poucos anos depois, a Petrobras estava ganhando prêmios de grande produtora do mundo. Não se pensa em petróleo a curto prazo. É claro que não estamos na melhor época. Só que o petróleo não tem isso de você olhar para uma fotografia. O pré-sal foi descoberto em 2006 e vai gerar produção até 2036, quem sabe 2046. Quando uma empresa de petróleo compõe seu portfólio, ela não pensa em três anos, ela pensa em uma curva de produção e de custos ao longo de 30 ou 40 anos. A opção ao pré-sal seria depender de petróleo importado. Não queremos voltar para isso. Não faz absolutamente nenhum sentido. Não existe uma pessoa com o mínimo de experiência no setor de petróleo que possa decretar a inviabilidade de uma província petrolífera como o pré-sal com base em um horizonte de dois ou três anos de preço baixo.

ÉPOCA – Como os ganhos de eficiência em fontes de energias renováveis afetam a perspectiva do pré-sal?
Prates –
A concorrência não inviabiliza o pré-sal. Ainda não há um substituto direto para o diesel e para a petroquímica.

ÉPOCA – Qual o impacto do preço atual do petróleo nos novos investimentos do pré-sal? Ele trará consequências a longo prazo?
Prates –
O preço atual inibe o investimento mais especulativo, de curto prazo. A queda global do preço, que deixa investidores de petróleo receosos. O que vale para Petrobras, vale para a Shell, para Chevron, para todas. A Petrobras tem um desafio a mais que é o de recuperar a credibilidade de governança, relacionada aos escândalos de corrupção e à publicação de um balanço com dados pouco confiáveis.

ÉPOCA – A gestão na descoberta do pré-sal foi correta?
Prates –
Quando um país chega à autossuficiência, existe um dilema: me dedico a ser um exportador de petróleo ou seguro meu ritmo de produção, para guardar o petróleo embaixo da terra? O Brasil decidiu em 2006 que não queria ser uma coisa, nem a outra. Não poderíamos desacelerar a produção de petróleo porque ela gera emprego, renda e nacionaliza a indústria. Também não poderíamos virar um exportador em larga escala, como a Nigéria ou a Arábia Saudita, porque queríamos investir no parque do refino. Ser um exportador de petróleo in natura não foi o objetivo nos governos FHC, Lula ou Dilma. As diretrizes em relação ao que fazer com a autossuficiência foram corretas. Por isso surgiram aqueles projetos das refinarias do Nordeste, que acabaram se deteriorando na questão da política e da corrupção. Ter uma refinaria em Pasadena também fazia sentido, pois está dentro do coração da distribuição de produtos derivados dos Estados Unidos. Comprar refinaria no Japão foi outra decisão acertada. O Japão era altamente importador de produto derivado. A implementação em alguns casos foi desastrosa, mas os planos eram bons.

ÉPOCA – Se deram errado em alguns casos, qual a saída hoje?
Prates –
Em 2015, o Brasil, por retração de consumo em função da recessão, diminuiu o consumo e aumentou a produção de petróleo. Assim, atingimos a autossuficiência, as trocas de importação e exportação se igualaram. Em 2016 e 2017, é hora de reafirmar esses objetivos ou rever tudo. A Petrobras tem na sua base uma ótima capacidade operacional, que envolve recursos humanos, técnica e ativos. Nesse aspecto, a Petrobras não teve baixa, não teve acidente grave, refinaria que explodiu, acidente de segurança, perda de produção ou diáspora técnica. A queda do valor do petróleo e a crise de confiança decorrente da operação Lava Jato não abalam os fundamentos da empresa. Os investidores têm que pensar no futuro: “a empresa passou por um problema, ele foi diagnosticado, quem precisou ser preso foi preso, o dinheiro foi recuperado e ela é muito boa tecnologicamente, vale a pena investir de novo”.

ÉPOCA – Qual o custo estimado de um barril de petróleo do pré-sal? A Petrobras divulga que apenas a extração, sem a participação da companhia, é de US$ 8 por barril.
Prates –
Depende da semântica. Quando a empresa fala em custo de extração, ela desconta os custos de exploração e produção. Ela está dizendo que tirar o petróleo da plataforma, em cima do poço, custa US$ 8 por barril. O custo de achar o petróleo e de desenvolver o campo é mais alto. Dizem que o custo total médio é de US$ 30 ou US$ 35. Quando começou a exploração do pré-sal, esse custo ficava entre US$ 50 e US$ 55. Não ficarei surpreso se o custo total baixar de US$ 20 daqui a três anos.

ÉPOCA – Qual a perspectiva do preço do petróleo?
Prates –
Se não houver um desastre mundial ou político a ponto de parar a produção do Irã e da Arábia Saudita, deve ficar em torno de US$ 60. Essa é uma razão por que não dá para ter histeria em relação ao pré-sal diante do baixo preço do petróleo. Haveria razão para histeria se a gente passasse a usar um substituto direto para o petróleo em menos de 180 dias. Aí, seria para desesperar todo mundo.

Para o ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e atual sócio-diretor da DZ Negócios com Energia, David Zylbersztajn, se depender do momento atual, a promessa de futuro virou só promessa.

Fonte: Época | Paula Soprana

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Link da entrevista com Jean-Paul Prates, aqui.