Reuters, de São Paulo – VALOR

A declaração de alta produtividade de mais um poço do pré-sal, divulgada pela Petrobras na noite de quarta-feira, pode levar a empresa a reduzir ainda mais o número de poços a serem perfurados para os sistemas de produção na região e, com isso, diminuir custos.

Na avaliação do diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa, os resultados que vêm sendo obtidos confirmam cada vez mais o potencial da região, mas não se pode estender a informação para todos os poços do pré-sal. “Isso pode ter influência na determinação no número de poços, mas não se pode estender a informação para tudo, não quer dizer que todas as áreas vão produzir nessa ordem”, disse o executivo. “A área é muito grande, ainda temos muito trabalho.”

Na noite de quarta-feira, a Petrobras anunciou ter concluído dois testes de formação no poço 4-RJS-647, local conhecido como Iracema, na parte norte da área de Tupi, registrando elevado potencial de produtividade. Com base nos testes, a empresa estima uma produção inicial de 50 mil barris por dia quando o sistema for implantado. O poço revelou também óleo mais leve do que em Tupi –32 graus API em Iracema contra 28 na primeira descoberta do pré-sal. Quanto mais perto de 50, melhor a qualidade do óleo e maior seu valor comercial.

Em junho, a empresa estimava perfurar 30 poços para a produção de 120 mil barris/dia no pré-sal, sendo 20 para produção e dez para a reinjeção. Estudos posteriores reduziram o número de perfurações para 20, sendo 12 para produção e 8 para reinjeção. “Aquilo era com o conhecimento da época, agora testamos Iracema e Guará, que estão na faixa de 50 mil barris diários ou mais”, explicou, sem saber informar quantos poços seriam necessários agora. “O importante é que os poços que estamos fazendo até agora estão dando resultados melhores do que o esperado.”

Ruaraidh Montgomery, analista de “upstream” na América Latina da Wood Mackenzie , concorda com a visão de Barbassa. “O grande custo para esses campos são os poços, porque você tem que fazer uma perfuração profunda, mas os sinais são muito positivos”, disse o analista.

Para o consultor Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura, cada vez que uma notícia dessa é divulgada as dúvidas em relação à camada do pré-sal vão se diluindo. “Com certeza essas notícias mostram que o pré-sal é uma reserva bastante grande, e Iracema mostrou que é tem um óleo mais leve ainda que em Tupi.”

Pires destacou, entretanto, que, apesar das boas indicações, a declaração de comercialidade desses poços só virá em 2010. “Ainda existem muitas etapas para cumprir antes da declaração de comercialidade”, lembrou o consultor. “Mas o importante é que, naquela área, seja em Guará, Tupi ou Iara, estamos vendo perfurações acompanhadas de notícias boas.”

Kelly Lima – O Estado SP

Com lucro de R$ 7,3 bilhões, a Petrobrás foi a empresa do setor, entre as grandes transnacionais, a ter a menor queda no resultado comparado com o mesmo período de 2008, conforme a avaliação de especialistas. O saldo, 25,8% inferior ao do terceiro trimestre, representa uma queda bem menor do que o recuo das outras grandes – entre elas Shell, Chevron e Exxon -, entre 50% e 60%.

Para os especialistas, a explicação está relacionada à política de preços da Petrobrás. Apesar de manter os preços do QAV, óleo combustível e nafta atrelados ao mercado internacional, a gasolina e o diesel permanecem com política descolada do mercado externo. E, apesar da redução parcial do valor desses dois principais combustíveis em meados de junho, resta ainda pequena vantagem em relação ao barril fora do País.

Também foi destacado pelos analistas o fato de a produção da companhia ter aumentado em 0,5% no período e as vendas terem começado a se recuperar, apresentando aumento de 6,5% em relação ao trimestre anterior. “A sazonalidade que puxou as vendas e a recuperação da economia contribuíram positivamente para o resultado”, destacou o analista do Credit Suisse, Emerson Leite.

A queda drástica do preço do barril do petróleo após a crise mundial em setembro do ano passado fez com que a maioria das grandes companhias apresentasse tombo no resultado no terceiro trimestre. Em 2008, essa foi a época em que o petróleo despencou no mercado internacional, saindo de um nível próximo dos US$ 150 o barril para chegar no fim do ano a US$ 40.

A anglo-holandesa Shell, por exemplo, registrou de julho a setembro deste ano lucro líquido de US$ 3,24 bilhões, queda de 62% ante o mesmo período do ano passado. De janeiro a setembro o resultado caiu 64%, de US$ 29 bilhões (2008) para US$ 10,5 bilhões.

Lucro da Petrobrás cai 25% no 3º trimestre

Resultado foi afetado pelo pagamento de R$ 2 bilhões em participações especiais adicionais à ANP

Nicola Pamplona – O Estado SP

A Petrobrás anunciou ontem lucro líquido de R$ 7,303 bilhões no terceiro trimestre de 2009. O volume, que representa queda de 25,8% em relação ao mesmo período do ano anterior, foi fortemente influenciado por acordo fechado com a Agência Nacional do Petróleo (ANP) para o pagamento de R$ 2,048 bilhões em participações especiais adicionais do Campo de Marlim, na Bacia de Campos. Do ponto de vista operacional, a estatal sofreu algum impacto da queda do preço do petróleo, mas manteve bom desempenho em suas vendas internas.

Segundo o diretor financeiro da Petrobrás, Almir Barbassa, o preço do petróleo Brent caiu 46% entre os terceiros trimestres de 2008 e 2009, com impacto na receita da companhia, que chegou a R$ 47,877 bilhões no último período. Excluindo o impacto do acordo com a ANP, porém, a redução no lucro seria menor, disse Barbassa. “Se somar o valor pago à ANP, o lucro agora chegaria a R$ 8,6 bilhões”, afirmou o executivo. No terceiro trimestre de 2008, foi de R$ 9,843 bilhões.

O desempenho é mais favorável do que o de outras companhias petroleiras que já anunciaram balanço, principalmente pela estabilidade nos preços internos dos combustíveis. Desde outubro do ano passado, quando as cotações internacionais desabaram após a crise financeira, a Petrobrás mantém seus preços de venda de combustíveis acima dos valores vigentes nos Estados Unidos. No terceiro trimestre, a cesta de combustíveis da Petrobrás custava R$ 162,96 por barril, enquanto o valor americano foi de R$ 121,62 por barril. “É uma política de preços vencedora”, comentou Barbassa.

A grande dependência do mercado interno também foi favorável à estatal no trimestre. Segundo Barbassa, as vendas de combustíveis no País já superaram as do terceiro trimestre do ano anterior, atingindo 1,810 milhão de barris por dia. A produção de petróleo cresceu 4%, chegando a 2,543 milhões de barris de óleo equivalente (somado ao gás) por dia.

O crescimento da produção, que deve manter o ritmo até o fim do ano, garantiu à empresa reverter seu déficit comercial, que somava US$ 1,813 bilhão nos primeiros nove meses de 2008. Em 2009, por outro lado, a companhia acumula superávit de US$ 1,795 bilhão. Segundo Barbassa, há espaço ainda para o crescimento da produção nas três plataformas que iniciaram as atividades este ano. Juntas, as unidades têm capacidade de 460 mil barris por dia, mas só estão produzindo 216 mil barris por dia.

A empresa investiu R$ 50,7 bilhões nos nove primeiros meses de 2009, quando conseguiu captar US$ 34 bilhões em empréstimos.

Presidente da Petrobrás aposta em acordo entre lideranças para que votação dos projetos ocorra em novembro

Valéria Gonçalvez/AE – 30/09/2009

José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobrás

Wellington Bahnemann, da Agência Estado

SÃO PAULO – O presidente da Petrobrás, José Sérgio Gabrielli, disse nesta quarta-feira, 30, que a decisão do governo federal de garantir à estatal o direito de ser a única operadora dos projetos do pré-sal é positiva para a empresa, diferentemente do que argumenta João Carlos de Luca, presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), de que o fato pode ser um futuro ônus à Petrobrás. “Avaliamos que há inúmeras vantagens em ser a única operadora do pré-sal. Não há nada negativo nisso”, disse o executivo, que participou nesta quarta do seminário “O Futuro do pré-sal II”, realizado pelo Grupo Estado.

Segundo ele, o fato de ser operadora única traz vantagens na otimização da infraestrutura de produção e dos recursos financeiros para os projetos, além de garantir a aplicação de uma política de conteúdo nacional que beneficie o País. Nem a tese defendida pelo IBP de que a condição de operadora única implicará na necessidade de a Petrobrás investir em projetos de com baixa atratividade é vista como um problema pelo executivo. “Se fossem só os campos de pequeno potencial, tudo bem. Mas a Petrobrás tem centenas de áreas produtoras e em exploração. Então, estamos trabalhando com um grande conjunto, não colocando todos ‘os ovos na mesma cesta’ e minimizando o risco do portfólio como um todo”, disse.

Gabrielli também rebateu o argumento do senador Tasso Jereissati (PSDB-CE) de que a adoção de uma política que favoreça o conteúdo nacional de equipamentos para os projetos do pré-sal irá diminuir a capacidade financeira do governo em desenvolver políticas industriais para outros setores da economia brasileira. “Não serão apenas os fornecedores de equipamentos beneficiados. Uma política de estímulo ao conteúdo nacional irá favorecer a indústria metalúrgica, naval, de aço, de construção civil, de compressores, entre outras”, justificou o executivo.

Votação dos projetos

O presidente da Petrobrás disse que os quatro projetos de lei enviados pelo governo federal envolvendo as reservas do pré-sal podem ser aprovados pelo Congresso Nacional ao final do primeiro trimestre de 2010. Segundo Gabrielli, os projetos de lei devem ser votados na Câmara dos Deputados no dia 10 de novembro – o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, disse recentemente que há um acordo entre as lideranças da Câmara para que a votação ocorra, de fato, nessa data. “Com a aprovação, o Senado teria entre 45 e 60 dias para votar os projetos. Com isso, o processo pode ser concluído ao final do primeiro trimestre de 2010″, afirmou o presidente da estatal.

O governo federal encaminhou quatro projetos sobre os seguintes temas, envolvendo as reservas de petróleo do pré-sal: alteração do regime de exploração de concessão para partilha de produção, criação da Petro-sal, a capitalização da Petrobrás e a criação do Fundo Social, que usará recursos do petróleo para financiar investimentos nas áreas sociais.

Preço do barril

Gabrielli afirmou que a definição do preço do barril para a capitalização da companhia depende de uma série de variáveis que ainda não estão definidas no momento. “Para se definir o valor, é necessário determinar as áreas de produção, o valor dos investimentos e o custo de produção do barril. A partir daí, se chegará ao valor justo do preço do barril”, disse o executivo.

‘Pré-sal virou questão entre nacionalistas e entreguistas’

Tasso Jereissati critica o modo como o governo politizou o debate sobre as regras de exploração

O Estado SP

O senador Tasso Jereissati (PSDB-CE) sinalizou ontem que é hora de a oposição subir o tom em relação às propostas para o novo marco regulatório do pré-sal. Em sua apresentação no Debate Estadão “O Futuro do Pré-Sal”, Jereissati fez coro às críticas das petroleiras privadas contra a exclusividade de operação da Petrobrás e alertou para riscos a outros setores da indústria. Também presente no encontro, o presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, voltou a defender o papel proposto pelo governo para a companhia.

Indagado sobre a atitude pouco incisiva da oposição após a apresentação dos projetos de lei, Jereissati disse que o governo criou um clima ideológico desfavorável a críticas. “A questão foi colocada de forma muito emotiva, como disputa entre nacionalistas e entreguistas. A oposição quer colocar o debate um pouco mais no chão, para que possa ser feito com maior clareza. Não queremos levar a discussão para o “somos contra porque somos contra”.”

A crítica de Jereissati encontrou eco no governador do Espírito Santo, Paulo Hartung, do governista PMDB. Para ele, o debate está sendo feito de maneira “açodada” e com forte componente eleitoral. A oposição e as petroleiras privadas, porém, já conseguiram uma vitória, com a retirada do pedido de urgência na tramitação dos projetos.

Ontem, o senador disse que a estratégia de nacionalização de equipamentos corre o risco de repetir medidas que fracassaram no passado, citando como exemplo a reserva de mercado para a informática. O risco, disse, é que a falta de competição beneficie empresas ineficientes.

O presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos de Luca, alertou ainda para a necessidade de troca de experiências, que pode levar ao desenvolvimento de novas tecnologias.

“A presença de diferentes operadoras é fundamental para o desenvolvimento da tecnologia. Muita coisa do que foi introduzido na exploração do petróleo no Brasil veio do exterior”, concordou o consultor Wagner Freire, diretor da Petrobrás na década de 70. O IBP ainda espera derrubar a medida no Congresso.

A ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, disse esta semana, porém, que o governo não abre mão de ceder a operação para a Petrobrás. Gabrielli argumentou que a companhia ganha vantagens como a otimização de infraestrutura de produção e dos recursos financeiros para os projetos, além de garantir a aplicação de uma política de conteúdo nacional que beneficie o País. “Ser operador único não quer dizer ser única empresa. Os sócios não serão afastados.”

Gabrielli afirmou ainda que não há prejuízos para a estatal, que já é acostumada a trabalhar com áreas exploratórias de portes variados. Ele reforçou que a mudança de modelo é necessária, dado o baixo risco do pré-sal. “É uma nova realidade: temos tecnologia, acesso a capitais internacionais e grandes reservas”, disse, comparando o momento atual com a elaboração da lei 9478, que pôs fim ao monopólio estatal.

Congresso: Projetos em tramitação definirão conteúdo nacional

Alan Marques / Folha Imagem

Gabrielli na Comissão de Desenvolvimento Econômico da Câmara: “Queremos que a indústria responda no prazo e preço das nossas necessidades”

Danilo Fariello, Paulo de Tarso Lyra e Paulo Victor Braga, de Brasília – VALOR

O governo federal deverá criar políticas específicas de auxílio a fornecedores da Petrobras. O presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, afirmou ontem pela manhã, após reunião com os diretores da Confederação Nacional da Indústria (CNI), em Brasília, que diversas instituições do governo têm articulado programas de apoio à indústria como forma de aumentar o conteúdo nacional dos equipamentos necessários à exploração e produção de petróleo no país. Está sendo gestado um programa específico para reduzir “assimetrias” que podem favorecer os estrangeiros, disse. “É necessário um programa mais sistêmico para os fornecedores nacionais.” Entre as assimetrias, Gabrielli citou que indústrias estrangeiras podem ter condições melhores em taxas básicas de juros, em burocracias portuárias e de licenciamentos e em estruturas triburárias em seus países.

Na mesma linha, ontem, em reunião do Conselho de Desenvolvimento Econômico Social realizado no Palácio do Itamaraty, a chefe da Casa Civil, ministra Dilma Rousseff, indicou que as condições tributárias para essas empresas podem ser os primeiros itens a serem revistos nessa pauta.”O presidente Lula tem deixado muito clara essa disposição (de desonerar) a exemplo do que fez em diversos setores da economia. Vocês podem apostar nisso”, afirmou a ministra.

A desoneração é um dos pleitos principais da indústria. O presidente da Associação Brasileira das Indústrias de Base (Abdib), Paulo Godoy, pediu ontem à ministra uma tributação específica para a indústria do petróleo explorar a camada do pré-sal. Godoy disse que apenas uma sonda custa US$ 20 milhões e afirmou que é fundamental a desoneração dos investimentos, especialmente de PIS e Cofins.

Segundo Gabrielli, em uma conta “absolutamente teórica”, seriam necessários investimentos das indústrias da cadeia do petróleo da ordem de US$ 400 bilhões até 2013. Isso porque, na teoria, essa quantia costuma ser quatro vezes o volume de compras programado pela petroleira, de US$ 101 bilhões da indústria nacional. Mesmo reconhecendo que a quantia é estimativa, Gabrielli reconhece que a necessidade de recursos pela indústria seja gigantesca.

A preocupação com o financiamento de fornecedores pode ser fundamental para o ritmo de exploração do pré-sal. À tarde, na Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria e Comércio da Câmara, Gabrielli disse que o fornecimento de equipamentos pode limitar a velocidade da exploração.”Queremos que a indústria responda no prazo e preço das nossas necessidades.”

Com os devidos estímulos à cadeia produtiva, o presidente da Petrobras espera que as 28 sondas que devem ser contratadas entre 2013 e 2018 sejam projetadas no Brasil – hoje o projeto dos navios mais sofisticados vem de fora. “Vamos caminhar também para que cada um dos vários subsistemas que compõem uma sonda tenham metas crescentes de nacionalização.”

Fora a melhora das condições fiscais, a ministra disse que o BNDES terá um papel fundamental nesse processo de manter ou elevar o conteúdo nacional nos projetos da Petrobras, facilitando as linhas de financiamento para as empresas que desejarem investir no pré-sal. “Temos vários pontos que nos trazem vantagens: alta tecnologia na exploração do petróleo; grandes reservas naturais; um grande mercado consumidor, uma indústria diversificada e estabilidade nos marco regulatórios”, enumerou.

Sobre a expectativa de parceiros internacionais para a Petrobras no pré-sal, Dilma citou que, se um investidor estrangeiro ganhar o direito de explorar 10% do campo de Tupi, por exemplo, poderá extrair 700 milhões de barris de petróleo – o campo está estimado entre 7 e 9 bilhões de barris. “Isso representa um campo gigante, pelos conceitos internacionais de prospecção de petróleo. Não dá para reclamar destas condições”, completou.

Durante palestra aos conselheiros, a ministra declarou que o petróleo extraído das camadas do pré-sal – bem como os produtos de valor agregados derivados do óleo – serão destinados exclusivamente para a exportação, não para o consumo interno. “A riqueza nacional do pré-sal será o desenvolvimento da indústria do petróleo e o fundo social para combater a pobreza e a desigualdade”, declarou a ministra.

A ministra rebateu as acusações de que o governo seja estatizante ao criar uma nova empresa pública para fiscalizar os contratos do pré-sal ou definir a Petrobras como a única operadora na exploração. “O que nós queremos, ao contrário, é proteger a indústria nacional. Precisamos reconstruir um setor que foi desmantelado nos anos 80 e 90.”

Dilma disse que a exploração do pré-sal não vai ajudar apenas a Petrobras, mas vai gerar uma riqueza enorme. “Precisaremos de infraestrutura para escoar essa produção”, declarou, acrescentando que o debate feito pelos setores econômicos não será pautado pela ideologia. “As empresas não são ideológicas, eles querem lucro e marco regulatório estável”, analisou.

A ministra aproveitou para, uma vez mais, reforçar o discurso de reconstrução do Estado. “Defender o Estado mínimo no Brasil é ridículo. O Estado aqui não é mínimo ou máximo, é desequilibrado. Ao olhar só para o ajuste fiscal, eles (o governo anterior) desmantelaram a máquina de fazer”, criticou. Ela disse que, aos poucos, este quadro vem sendo revertido. “Começamos a construir novamente plataformas, estamos criando novos estaleiros, como o Atlântico Sul (PE) e o Dique Seco (RS). Isto não acontece de uma hora para outra, leva tempo”, disse ela.

Infraestrutura: Para ministro, Congresso analisará projetos sobre novo marco regulatório do petróleo até novembro

Danilo Fariello, de Brasília – VALOR

A pressa do governo federal para colocar em prática o novo marco regulatório para exploração de petróleo no Brasil foi explicitada ontem por declaração do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, que espera realizar, até julho de 2010, os primeiros leilões de blocos de exploração nos novos termos. Ele prevê para até novembro a tramitação total dos quatro projetos de lei enviados pelo governo ao Congresso. “Ou edificamos a lei ou daremos com os burros n’água”, disse o ministro.

Segundo Lobão, a ideia é fazer esses leilões já sob o modelo de partilha, sugerido em projeto de lei. Ficará a cargo do Comitê Nacional de Política Energética (CNPE), porém, escolher quais serão os primeiros lotes a ir a leilão.

Segundo Lobão, “foi a mão divina a impedir” que o governo fizesse o oitavo leilão de blocos de exploração em 2006, evitando que mais da metade das reservas previstas nos reservatórios no pré-sal permanecessem sob o regime atual de concessões. Com isso, apenas 28% dessas áreas já foram concedidas e outros 107 mil quilômetros quadrados seguem sem concessão. “Teríamos até 60% dessas áreas nas mãos de (empresas) estrangeiras”, disse ontem, o ministro, no seminário “O Pré-Sal e o Futuro do Brasil”, em Brasília.

O ministro ainda reforçou a posição da ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, que manifestou na terça-feira ter boa expectativa com relação ao recebimento dos bônus de assinatura, que deverão ser cobrados pelo governo das empresas e consórcios que concorrerem a blocos. “O bônus é um adiantamento da partilha”, disse Lobão, tendo anteriormente considerado o nível atual dos bônus “insignificante”. Porém, esses valores ainda serão posteriormente definidos pelo CNPE, que ele preside. São esses recursos que deverão fornecer o capital inicial para operação do Fundo Social, que atuará como um fundo soberano.

Segundo Lobão, vários países têm manifestado interesse em investir nos blocos do pré-sal, mesmo com a previsão de que a Petrobras terá o direito à exclusividade como operadora dos futuros blocos concedidos. “O Congresso pode mudar isso, mas a Petrobras já é, de fato, operadora de 80% dos blocos concedidos e eu não recebi reclamação de empresas estrangeiras por isso.” No mesmo evento, o governador do Espírito Santo, Paulo Hartung (PMDB), lembrou que, segundo o projeto de lei, o novo marco valerá para todas as camadas da terra concedida, portanto, pré e pós-sal. “A regra vale até o centro da terra”, ressaltou.

Com as descobertas do pré-sal, Lobão destacou que o Brasil se tornará também completamente autossuficiente em gás natural em dois anos. No entanto, o ministro não descartou o gás importado da Bolívia. “Não há dano em importar.” Lobão disse, ainda, que além do leilão de energia eólica de 13 mil MW programado para os próximos meses, deverão ocorrer outros futuramente. Na lista de projetos da União em parceria com estatais, Lobão citou, ainda, que há investimentos previstos em hidrelétricas no exterior, como uma na Guiana, cinco no Peru e outra na fronteira com a Argentina.

Lobão destacou que seguem os investimentos em refinarias no Maranhão, Ceará e na expansão do parque do Rio Grande do Norte. “Queremos mais refinarias para exportar o petróleo já refinado e não só o óleo cru”, disse. São previstos R$ 8 bilhões em investimentos em Pernambuco e R$ 20 bilhões no Maranhão.

Capitalização vai ampliar fatia estatal, diz diretor-geral da ANP

Fabio Graner, BRASÍLIA – O Estado SP

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, afirmou ontem que a capitalização da Petrobrás pode ser um meio de elevar a participação da União no capital da empresa dos atuais 32% para cerca de 55%. Para capitalizar a Petrobrás, o governo definiu um mecanismo em que autoriza a estatal a explorar uma área de 5 bilhões de barris na camada pré-sal em troca de ações da companhia. “Com isso, talvez se consiga ampliar a participação da União no capital da Petrobrás”, disse Lima, que participou de audiência pública na Câmara dos Deputados.

Para que a participação da União na Petrobrás aumente, pelo menos parte dos acionistas minoritários terão de abrir mão do direito de participar do processo de capitalização, cujo objetivo é dar fôlego à empresa para investir na exploração do petróleo do pré-sal.

Depois da audiência pública, Lima garantiu que o direito dos acionistas minoritários de participarem da capitalização da empresa será preservado. “Todos vão ter o direito de aderir”, disse o diretor-geral da ANP. Segundo ele, a elevação da participação da União no capital da petroleira para cerca de 50% a 55%, mencionada na audiência, foi “um chute”. Lima disse que a ideia era mostrar a possibilidade de elevação da fatia da União na empresa, mas não deixou claro se isso é uma intenção na qual o governo vai trabalhar.

O diretor-geral da ANP demonstrou na audiência que há desconforto do governo com a forte presença de capital privado na Petrobrás. Ele explicou que, pelo fato de a companhia ter hoje mais de 60% de ações em mãos privadas, o governo considerou que não seria apropriado que ela fosse a representante da União nos consórcios de exploração do pré-sal.

Por isso, na elaboração do marco regulatório, foi definida a criação da Petro-Sal, a nova empresa com capital 100% estatal, que será o “olho” do governo nos consórcios. Segundo Lima, o papel da Petro-Sal é, entre outras coisas, verificar se os custos de produção informados pelos consórcios são adequados, de modo a garantir que a União receba corretamente a sua parte.

PARTILHA

Na audiência pública, Haroldo Lima defendeu ainda o sistema de partilha para exploração do petróleo do pré-sal e afirmou que a escolha desse regime visa a “potencializar a renda do petróleo para a União”. Ele destacou que esse regime é utilizado em países que têm muitas reservas, enquanto o de concessão, atualmente vigente no Brasil, é mais comum em países com baixa quantidade de petróleo. “O contrato de partilha permite a melhor apropriação dos recursos do petróleo pela União.”

Outra vantagem da partilha, segundo Lima, é dar à União maior controle da produção. Dessa maneira, o governo pode programar o aumento da produção de petróleo de acordo com o desenvolvimento do parque fabril brasileiro e de sua capacidade de atender às demandas geradas pelo pré-sal.

O diretor-geral da ANP defendeu a adoção de uma política de estímulo ao desenvolvimento de pequenos e médios produtores de petróleo no Brasil. Segundo ele, esse mercado é pouco desenvolvido no País, ao contrário do que ocorre nos EUA.

Nicola Pamplona, RIO – O Estado SP

A recuperação dos preços do petróleo nos últimos meses elevou a arrecadação dos royalties a níveis pré-crise. Em agosto, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, (ANP), as petroleiras pagaram R$ 779,5 milhões, alta de 52,8% em relação a fevereiro (pior nível do ano). O volume arrecadado em agosto é equivalente ao de abril de 2008. A expectativa é de alta de mais 10% até o fim do ano, por causa das perspectivas de crescimento da produção nacional.

A arrecadação de agosto foi calculada com base na produção média de 1,917 milhão de barris por dia, referente a junho de 2009 – os royalties são pagos com dois meses de atraso. Na época, o preço médio do petróleo brasileiro estava em US$ 60 por barril. O brent, referência internacional de preços, ficou em US$ 68,55 por barril. Foi o melhor resultado desde dezembro de 2008, quando a arrecadação somou R$ 848,4 milhões, a produção foi de 1,832 milhão de barris por dia e o petróleo foi cotado a US$ 62,12 por barril.

“A recuperação do preço do petróleo realmente está melhorando a arrecadação, mas não voltaremos àquele pico de meados do ano passado”, diz o consultor Rafael Schetchman, ex-superintendente de participações governamentais da ANP, hoje no Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE). Ele refere-se ao período de recordes do preço do petróleo, antes do estouro da crise, quando a receita superou R$ 1 bilhão. O maior valor foi pago em setembro, R$ 1,12 bilhão, com base em uma cotação de US$ 117,72 por barril.

De todo modo, Schetchman acredita em aumento na receita nos próximos meses. “O preço do petróleo deve se manter em torno dos US$ 70 por barril e a tendência é que a produção nacional aumente”, diz, calculando em 10% o acréscimo na arrecadação até o fim do ano. A meta da Petrobrás é chegar à média de 2,05 milhões de barris por dia no fim de 2009, o que representa alta de 7% em relação à média de junho.

Além disso, há projetos entrando em operação, como Frade, operado pela Chevron, e o Parque das Conchas, pela Shell. Ambos vão contribuir para ampliar o volume de produção privada no País, hoje na casa dos 50 mil barris por dia.

Para Gabrielli, barril de óleo a US$ 45 viabiliza produção

HUMBERTO MEDINA DA SUCURSAL DE BRASÍLIA – FOLHA SP

A Petrobras vai construir um gasoduto ligando o campo de Tupi, no pré-sal, ao campo de Mexilhão (Bacia de Santos) que, por sua vez, estará conectado ao continente por outro gasoduto e daí à rede instalada no país. A obra faz parte da estratégia para dar um destino comercial ao gás que será produzido junto com a extração de petróleo em alto mar.
Ontem, em seminário sobre o assunto, o presidente da empresa, José Sérgio Gabrielli, disse que a produção de óleo nos campos do pré-sal é viável com o preço do barril de petróleo “um pouco abaixo de US$ 45″. Ele se referia aos campos já concedidos, no regime de concessão. Não foi feita estimativa para o valor mínimo do petróleo para tornar viáveis as áreas que serão exploradas pelo sistema de partilha. Hoje, o barril está na faixa de US$ 70.
Para o presidente da Petrobras, a matriz energética, “infelizmente”, não vai mudar muito nos próximos 30 anos e, com isso, combustíveis fósseis como petróleo e carvão vão continuar a ser importantes.

Críticas
O presidente do IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), João Carlos França de Luca, também participou do evento e endossou as críticas que o setor privado já fizera ao marco regulatório do pré-sal.
O principal descontentamento está no fato de a Petrobras ser a operadora única dos campos. “Existem campos que não têm a mesma rentabilidade de Tupi ou Iara. A Petrobras não vai querer centrar esforços nesses”, disse. Segundo ele, os campos menores poderão acabar não sendo explorados.
Gabrielli defendeu o projeto afirmando que a operadora única é importante para dar ganho de escala na contratação de equipamentos e serviços e desenvolver uma nova fronteira de produção.
O IBP avalia ainda que a possibilidade de a Petrobras receber sem licitação campos considerados de altíssima produção, o que está previsto nos projetos de lei, é inconstitucional.

Andrei Netto – O Estado SP

Polêmicos no Brasil, o novo marco regulatório da exploração do petróleo e a elevação da participação do Estado no capital da Petrobrás parecem ser temas menos controversos no exterior. Um termômetro dessa serenidade são as análises feitas pelo turco Fatih Birol, economista-chefe da Agência Internacional de Energia (AIE), instituição ligada à Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE), e agrupa 28 países – o Brasil não está incluído. “Tenho total confiança na política energética brasileira, baseado no que vimos nas últimas décadas”, diz ele.

Birol é reconhecido como uma das maiores autoridades mundiais em análises e projeções energéticas. Também é expert em políticas energéticas públicas, em especial as relacionadas ao petróleo. Parte desse conhecimento foi adquirido durante a sua passagem de seis anos pela Organização de Países Exportadores de Petróleo (Opep), o cartel formado pelos produtores do Oriente Médio, da África, da América do Sul e da Ásia, que controla, na prática, a variação do preço internacional do óleo no mercado mundial.

Para Birol, o novo marco regulatório brasileiro não assusta, nem mesmo a crescente participação do Estado na Petrobrás. “Os anos gloriosos das companhias internacionais estão lentamente caminhando para o fim”, afirma, referindo-se a multinacionais como Shell, Texaco e Exxon, que, em um passado não tão distante, controlavam a exploração de petróleo mundial.

Depois de mais de um mês de negociações, Birol aceitou interromper sua extensa agenda e falar ao Estado durante 26 minutos – tempo que cronometrou – sobre pré-sal, marco regulatório e, sobretudo, sobre sua especialidade, o mercado mundial de petróleo. É dele a análise, publicada pela AIE em dezembro, de que as reservas globais estão se esgotando em ritmo mais acelerado que o imaginado.

A seguir, a entrevista concedida na terça-feira, em Paris.

Em 2007, o relatório Perspectivas Energéticas Mundiais da Agência Internacional de Energia prenunciava uma curva de declínio da produção dos campos de petróleo existentes da ordem de 3,7% ao ano. Um ano depois, a Agência informou que a velocidade de declínio era maior, chegando a 6,7% ao ano. Como o sr. explica essa mudança de análises?

Nós alteramos nossas metodologias. O que estamos afirmando desde sempre é que muitos dos campos maduros já estão em declínio. Isso não significa que hoje já tenhamos alcançado o pico da extração de óleo. O que afirmamos é que, em 2010, estaremos chegando ao pico da produção nos países não membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Além disso, acreditamos que o petróleo convencional – não o petróleo total, mas o extraído com técnicas convencionais – atingirá seu auge em torno de 2020, se não identificarmos novos campos.

Essa perspectiva agrava o impasse entre o crescimento da demanda e o da produção no futuro próximo, não?

Sim. Mesmo que a demanda global de óleo permaneça estável entre hoje e 2030, mesmo que não haja aumento mundial, nós teremos de trazer ao mercado 45 milhões de barris de petróleo só para compensar o declínio nos campos existentes. Se a demanda crescer – e eu creio que ela crescerá após a crise financeira -, então teremos de aumentar a produção em mais 45 milhões de barris por dia, além do aumento da demanda. Por exemplo, se considerarmos que o mercado global em 2030 crescerá 30 milhões de barris por dia, então teremos de aumentar a produção em 45 milhões por dia apenas para compensar o declínio e mais 30 milhões de barris por dia para fazer frente à demanda. Temos dois desafios: localizar novos campos para compensar o declínio nos campos maduros e, além disso, aumentar a produção para acompanharmos o crescimento do consumo. Um dos pontos-chave é desenvolver os campos que já foram identificados. Mas, de qualquer forma, precisaremos de novas jazidas.

Suas previsões não são uma boa notícia para um mundo muito dependente de petróleo. Qual é a solução?

Há várias opções, no médio prazo e no médio/longo prazo. Até 2020, a solução é investir em desenvolvimento dos campos que já foram identificados para torná-los produtivos, ou mais produtivos. Além disso, é preciso investir em novos campos de petróleo. Em mais longo prazo, nós teremos de usar o petróleo de uma maneira muito mais inteligente do que usamos hoje. Isso é eficiência energética. Muito do consumo de óleo vem do setor de transportes, da aviação, da navegação, entre outros. Precisaremos aumentar a eficiência desses modos de transporte. Em paralelo, é inevitável que busquemos novas fontes de combustíveis que possam substituir, ao menos parcialmente, o petróleo, como os biocombustíveis que o Brasil produz. Em terceiro lugar, temos de tentar usar a eletricidade como energia para automóveis e veículos em geral. Logo, no curto e médio prazos, precisamos aumentar a capacidade de produção dos campos existentes, investir em novas descobertas e, em paralelo, temos de tentar encontrar meios de usar o óleo de forma mais racional, substituindo por outros combustíveis, como o etanol, além de passar a usar a eletricidade na alimentação de veículos. Essas seriam as soluções que vislumbramos hoje.

Mas serão necessários investimentos maciços para localizar e explorar novas jazidas. E as companhias petrolíferas têm cortado seus investimentos, em resposta à crise financeira e à queda do preço do barril. O sr. acredita em um colapso do investimento em petróleo?

Esse é um risco importante. O que temos feito na AIE é observar, companhia por companhia, em que ritmo os investimentos estão sendo feitos em 2009. Como disse, vamos precisar das companhias para aumentar os investimentos e superar os desafios. O que vemos, entretanto, é que a crise levou ao declínio dos investimentos em 31%. É um declínio enorme, da ordem de centenas de bilhões de dólares por ano. É o exato oposto do que deve ser feito: precisamos ampliar os investimentos e estamos observando seu declínio em 2009. São más notícias, em especial porque a reaceleração da economia vem sendo puxada pelos maiores consumidores, como a China, por exemplo. Esse forte crescimento da demanda, combinado com o declínio dos investimentos, pode, nos próximos anos, sufocar mercados menores, o que significará também preços maiores do que verificamos hoje. E preços maiores poderão significar más notícias para a economia global, para a recuperação e para os esforços que temos feitos para eliminar as fragilidades atuais pelas quais passamos.

Autoridades como o diretor-geral do FMI, Dominique Strauss-Kahn, alertam também que o preço do barril de petróleo pode causar distúrbios sociais e políticos, além de econômicos. O sr. considera muito pessimista essa avaliação?

Os países produtores de petróleo, sejam do Oriente Médio, sejam da América Latina, sejam da África, elevam os preços de forma artificial para obter lucros e vantagens econômicas. No entanto, se os preços se tornam elevados demais, teoricamente vão gerar desorganização na economia dos países importadores de petróleo, como os europeus, a China, a Índia e outros. E essa é uma notícia ruim para os produtores, porque eles precisam de compradores com boa saúde econômica. Se as economias compradoras, como as da OCDE – lideradas pelos Estados Unidos, pela Europa, pelo Japão, assim como emergentes como China e Índia -, enfrentarem adversidades financeiras, as más notícias vão afetar também os países produtores. Para evitar essa espiral, há duas coisas a serem feitas: primeiro, reorganizar as estratégias de investimentos em países produtores e, segundo, evitar preços muito elevados para o barril.

As novas jazidas na camada pré-sal do litoral brasileiro se inscrevem entre as capazes de elevar a produção e as reservas internacionais, certo?

Está claro que o Brasil pode aumentar sua contribuição para a produção global elevando os investimentos na prospecção de petróleo no pré-sal. Entretanto, ainda precisamos ter uma dimensão mais exata das novas descobertas e, mais importante, temos de ver se investimentos suficientes se dirigirão ao Brasil. Pensar que as novas descobertas no pré-sal poderiam mudar o cenário global imediata e substancialmente não é correto.

O Brasil julga necessário tirar maior proveito dessa produção e para tanto elabora um novo marco regulatório para o setor. O sr. tem acompanhado esse debate? É uma decisão inteligente?

No longo prazo, acreditamos que a curva de produção no Brasil pode dobrar facilmente. Isso exigirá um marco regulatório correto para atrair investimentos e acordos com os parceiros certos, na hora certa. É uma decisão importante, que precisa ser tomada pelas autoridades brasileiras, em cooperação com a indústria brasileira do petróleo. As reservas do Brasil são enormes em números e podem chegar a um terço das explorações offshore mundiais, o que será muito significativo. Não são campos de fácil acesso, mas, com um preço de petróleo correto e condições de investimento propícias, o Brasil poderá dobrar sua produção atual nos próximos 20 anos. Isso elevaria a competitividade do País na cena internacional de produtores de petróleo e aceleraria a espiral de crescimento da economia brasileira.

Analistas temem que as companhias internacionais ponham seus planos para o Brasil em espera até que as novas regras do marco regulatório para o pré-sal sejam esclarecidas. O sr. acredita que essas novas regras podem afetar de forma direta os investimentos?

Eu não quero comentar as decisões específicas do governo. O que posso dizer é que é preciso haver uma regulação que estimule o investimento para que o dinheiro necessário à exploração se dirija ao Brasil. Isso pode, claro, ser feito considerando variáveis como os interesses nacionais brasileiros e quanto óleo se quer produzir. Caberá ao Brasil decidir quanto desse petróleo será revertido para os mercados e quanto não será. O tempo e o volume que será revertido ao mercado é chave para o interesse de qualquer nação. E isso precisa ser decidido com base nas prioridades econômicas do País e de suas necessidades de desenvolvimento. Tenho total confiança na política energética brasileira, baseado no que vimos nas últimas décadas. O Brasil é o único país significante no mundo, até onde conheço, que de importador de petróleo se tornou um exportador líquido. É sinal de que o Brasil adotou as políticas energéticas corretas. E, neste momento, as decisões serão relevantes, em termos de políticas de investimento, não apenas para o Brasil. Haverá implicações em escala global.

O marco regulatório prevê também a recapitalização da Petrobrás, uma forma de permitir ao Estado um aumento rápido de sua participação no capital da companhia. O sr. vê características nacionalistas nessas medidas?

Sim, claro. Mas, ao longo dos últimos 20 anos, mais de 80% do crescimento da produção mundial no mercado de petróleo vem de companhias nacionais de petróleo, não de companhias internacionais. Os anos gloriosos das companhias internacionais estão lentamente caminhando para o fim. Daqui para a frente, as companhias nacionais dominarão os negócios de petróleo e suas posições no mercado ganharão em importância.

Quem é: Fatih Birol

Nasceu em Ancara, Turquia, em 1958

É formado em engenharia energética pela Universidade Técnica de Istambul, com PhD pela Universidade Técnica de Viena

Trabalhou por seis anos no Secretariado da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), antes de entrar na AIE, em 1995

Nicola Pamplona – O Estado SP

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE, vinculada ao Ministério das Minas e Energia), Maurício Tolmasquim, diz que, mantidas as condições econômicas atuais, não há espaço para que o petróleo do pré-sal “suje” a matriz energética brasileira. Segundo ele, mesmo com grande produção, os derivados de petróleo continuarão perdendo em competitividade para etanol e hidrelétricas. A menos, diz, que “uma política populista” decida achatar os preços dos derivados de petróleo. Tomalsquim deu a seguinte entrevista:

O pré-sal deixa os biocombustíveis em segundo plano?

A matriz energética brasileira não vai ficar menos renovável por conta do pré-sal. Na área elétrica, o óleo e o gás não têm competitividade para deslocar hidrelétricas. O Brasil só usou 1/3 de seu potencial e, agora, com novos procedimentos ambientais, os projetos que estavam com dificuldades começaram a sair, que é o caso do Rio Madeira e de Belo Monte. Na área de combustíveis, o petróleo também não é ameaça ao etanol, que é competitivo com a gasolina, com petróleo até US$ 40 por barril. Hoje existe política, que dificilmente vai ser mudada, de vinculação do preço da gasolina às cotações internacionais do petróleo. E não há cenários que apontem o petróleo abaixo dos US$ 40 por barril. Com o carro bicombustível, os consumidores têm o poder de escolher entre gasolina e etanol. É o preço que define.

Mas onde, então, será consumido o pré-sal?

No mercado internacional. O excedente do óleo vai para exportação. Vai garantir uma renda extra para o Brasil. Não vai deslocar combustível na matriz brasileira. É claro que, internamente, para agregar valor, vai ser usado em refinarias, para exportação de produtos e não de óleo cru. E vai também para a petroquímica. Mas mesmo os produtos petroquímicos serão destinados ao mercado externo.

Como garantir que a política de preços e usos dos derivados será mantida?

O maior ganho que o Brasil tem é precificar os combustíveis segundo o mercado internacional, o que garante a competitividade de fontes mais limpas. A única maneira desse petróleo do pré-sal entrar no mercado interno é termos uma política populista de preços muito baixos, o que não teria lógica porque seria uma perda econômica monumental. Isso não vai ocorrer. Isso não é a política que o País tem, e a gente não vai mudar isso.

Mas houve essa semana notícias sobre o uso de diesel em veículos leves…

Não conheço nenhum estudo sobre o tema. Hoje, o Brasil tem excedente de gasolina e gargalo na produção de diesel, que está mudando com investimentos na indústria de refino. Mas, dada a quantidade de etanol, não me parece lógica essa posição. Nas projeções da EPE, não existe essa previsão.

Nova descoberta

O Globo

RIO – A Petrobras informou que comprovou a ocorrência de mais uma jazida de óleo e gás nos reservatórios do pré-sal do bloco BM-S-9, em águas ultra-profundas da Bacia de Santos. Em nota, a empresa informa que a descoberta ocorreu através da perfuração do poço 4-SPS-66C (4-BRSA-723C), informalmente denominado de Abaré Oeste, localizado na área de avaliação do poço 1-SPS-50 (Carioca), a cerca de 290 km da costa do Estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.163 metros.

Segundo a estatal, trata-se do quarto poço perfurado no bloco BM-S-9, “todos com comprovação de existência de hidrocarbonetos”.

A descoberta foi comprovada através de amostragem de óleo, gás natural e teor de gás carbônico por teste a cabo, em reservatórios localizados em profundidade aproximada de 5.150 m. Segundo a companhia, novas análises estão sendo realizadas com as amostras recuperadas para uma melhor caracterização do óleo encontrado.

O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas de avaliação: Guará e Carioca, conforme a Petrobras.

A estatal é a operadora do consórcio, com 45% de participaçã. O BG Group detém 30% e a Repsol os 25% restantes.

Em Nova York, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse nesta segunda-feira que as reservas recuperáveis de petróleo da estatal devem chegar a 30 ou 35 bilhões de barris dentro de três anos , graças às descobertas na costa brasileira.

Gabrielli afirmou que a estimativa inclui atuais reservas provadas de 14 bilhões de barris, mais um volume de entre 10 e 16 bilhões de barris do pré-sal e outros 5 bilhões que serão repassados pelo governo brasileiro para a companhia dentro do plano de capitalização.

Produção da estatal cresceu em agostoA produção média de petróleo da Petrobras atingiu em agosto 1,98 milhão de barris diários, 2,2% acima da registrada em julho, refletindo o retorno de plataformas com paradas programadas e a entrada de novos poços em produção.

Na comparação com agosto de 2008, o aumento de produção da companhia foi da ordem de 5,3%. A média do ano ficou em 1,95 milhão de barris diários.

A produção internacional de petróleo subiu para 146,9 mil barris por dia contra 142,5 mil b/d em julho e 124,3 b/d há um ano.

Já a produção média de gás natural no Brasil, excluindo o volume liquefeito, foi de 50,2 milhões de metros cúbicos, ou 0,2 milhão de metros cúbicos abaixo do obtido em julho, devido à redução da demanda.

Segundo geólogos, com base em dados sísmicos, área no pré-sal da Bacia de Santos, pode ter até 4 bilhões de barris

Kelly Lima, RIO – O Estado SP

As reservas potenciais da área de Guará, no pré-sal da Bacia de Santos, podem atingir até o dobro dos dois bilhões de barris identificados pela Petrobrás no local, estimam geólogos e especialistas do setor. A análise foi feita com base na interpretação de dados sísmicos da região.

“Pode ser o dobro ou até mais que o dobro do volume anunciado”, disse o geólogo Giuseppe Baccocoli. Um segundo geólogo, que preferiu não se identificar, também destacou que na formação rochosa de Guará (que compreende a área concedida e as adjacências) poderiam existir “entre três a quatro bilhões de barris”.

A tese dos geólogos é a mesma adotada para a área de Iara, a noroeste de Guará, onde foram identificados de três a quatro bilhões de barris dentro da concessão. Se confirmada a tese, ambas as áreas podem abrigar os cinco bilhões de barris que o governo federal pretende aportar na Petrobrás.

Essas reservas fora da área de concessão ainda não teriam sido identificadas oficialmente porque não houve perfurações no local. As perfurações só foram feitas dentro dos limites territoriais da concessão. O restante, que está nas mãos do governo, ainda será perfurado sob encomenda da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Anteontem, o diretor de Exploração e Produção da Petrobrás, Guilherme Estrella, afirmou que essas perfurações serão feitas com sondas exclusivas da estatal. A expectativa é de que pelo menos os alvos a serem perfurados sejam identificados até o fim deste ano.

De acordo com Baccocoli, no entanto, a expectativa não é 100% segura, porque somente uma primeira perfuração nesses locais mostrará “se há a mesma porosidade da rocha e se esses volumes que estão fora da área de concessão poderiam ser recuperados”. “Não se sabe se a rocha apresenta as mesmas condições que facilitam a retirada do óleo, como foi identificado na área sob concessão”, comentou Baccocoli.

Por enquanto, apenas nas três áreas concedidas na Bacia de Santos já foram identificados o mesmo volume de reservas hoje provadas pela Petrobrás, de 14 bilhões de barris, sendo até 8 bilhões em Tupi, até 4 bilhões em Iara, e até 2 bilhões em Guará.

“Sem considerar os outros blocos do pré-sal de Santos, apenas com a revelação dos volumes nessas três áreas, o Brasil já dobra o volume provado de reservas existentes até hoje”, destacou o diretor da área de Abastecimento da Petrobrás, Paulo Roberto Costa, que participou ontem de evento no Rio.

Com produção prevista para iniciar respectivamente em 2013 e 2014, tanto Iara, no bloco BM-S-11, quanto Guará, no BM-S-9, são operados pela Petrobrás. Em Iara, a estatal tem parceria com a BG (25%) e a Galp (10%) e em Guará, a parceria é com a BG (30%) e a Repsol (25%). Os consórcios já aprovaram o projeto-piloto para ambas as áreas e a licitação para a construção do navio-plataforma que servirá a cada uma delas já está na rua. Cada unidade deverá ser responsável por produzir 120 mil barris por dia em seis anos.

Mesmo sem a confirmação das potenciais reservas nas adjacências de Guará, a divulgação da descoberta pela Petrobrás animou especialistas. Para Nelson Rodrigues de Mattos, do Banco do Brasil, a notícia é “extremamente positiva, não só pelo indicativo da potencialidade do bloco, que possui diversos prospectos (Carioca, Iguaçu, Complex, Tupã, Abaré e Abaré Oeste), mas também pela elevada produtividade do poço estimada em 50 mil barris por dia”.

Agência O Globo, de São Paulo – VALOR

A Petrobras informou ontem que conseguiu estimar na faixa de 1,1 bilhão a 2 bilhões de barris de óleo leve e gás natural o volume de hidrocarbonetos encontrado no campo de Guará, localizado no bloco BM-S-9, na camada pré-sal da Bacia de Santos.

Segundo a estatal, o teste de formação feito no poço 1-SPS-55 (1-BRSA-594), informalmente chamado de Guará, constatou “altíssima produtividade dos reservatórios com óleo do pré-sal nesta área”. A Petrobras é a operadora da área e tem fatia de 45% no campo. O BG Group, com 30%, e a Repsol, com 25%, também participam do negócio.

Este é o terceiro campo do pré-sal com estimativa para o volume de óleo recuperável. Do campo de Tupi a estatal calcula que possa retirar de 5 bilhões a 8 bilhões de barris, enquanto em Iara a estimativa é de 3 bilhões a 4 bilhões de barris. Conforme a Petrobras, durante o teste de Guará foram constatadas vazões da ordem de 7 mil barris por dia limitada à capacidade dos equipamentos do teste. Ainda segundo a empresa, a estimativa de produção inicial deste poço é de 50 mil barris por dia.

O poço testado localiza-se em área de avaliação no bloco BM-S-9, em lâmina d’ água de 2.141 metros, a cerca de 310 km da costa do Estado de São Paulo e 55 km a sudoeste do poço 1-RJS-628A (1-BRSA-369A), conhecido como Tupi.

Segundo a Petrobras, a área de Guará deverá ser priorizada para o recebimento do sistema de produção que está em processo de licitação para o pré-sal da Bacia de Santos. Um novo poço deve ser perfurado na região ainda este ano.

Blog da Petrobras

Em relação à matéria divulgada no Jornal Valor Econômico nesta terça-feira  (28/7) sob o título “No pré-sal, 32% dos poços abertos são pouco viáveis”, a Petrobras esclarece que na região do pré-sal da Bacia de Santos, a taxa de sucesso é de 100%.
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Clique aqui para ler o comunicado divulgado hoje ao mercado de capitais

VALOR Hoje

Infraestrutura: Informação de que nem todos os poços possuem potencial comercial surpreendeu analistas
Petrobras admite que sucesso não chega a 100% em todo pré-sal

Cláudia Schüffner, do Rio- VALOR

A Petrobras reconheceu ontem que a taxa de sucesso exploratório no pré-sal não é de 100%, ao contrário do que vinha sendo dito reiteradamente pela empresa e pelo governo. Ontem, ao comentar matéria do Valor, a companhia explicou que no relatório anual enviado para o órgão regulador de mercado de capitais americano – a US Securities and Exchange Commission (SEC) – informava que sua taxa de sucesso era de 87%. O percentual se refere a 30 poços perfurados em todo o pré-sal, e não apenas na bacia de Santos, até dezembro de 2008.

A nota da estatal e outra nota curta da Agência Nacional de Petróleo (ANP) foram as únicas referências da empresa ou do setor público brasileiro às informações apresentadas pelo Valor e que tiveram como base o Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP. Pelo levantamento da reportagem, nove de 28 poços perfurados foram classificados como secos ou como produtores subcomerciais de petróleo e gás.

Dos nove poços citados, a estatal e a ANP fizeram referência específica a apenas um deles, o de Corcovado-1. Em nota de três linhas, a ANP, responsável pelo banco de dados do BDEP, simplesmente informou que o banco de dados estava errado. Textualmente, ela disse que “a informação sobre o poço 6BG6P-SPS que consta no sítio do BDEP, como sendo poço seco e sem indício de petróleo, está equivocada. A informação correta (…) pode ser encontrada no sítio da ANP, na tabela Indícios de Hidrocarbonetos Constatados (…)”. Na reprodução ao lado consta a informação encontrada pelo Valor no site do BDEP e que agora foi corrigida pela agência responsável pelas informações do setor de petróleo e gás do país.

Na sua nota, a Petrobras faz referência a uma taxa de sucesso na “comprovação de presença de hidrocarbonetos”, o que pode ser traduzido como um sucesso do ponto de vista geológico, mas que não significa, necessariamente, um sucesso comercial. Tanto é que o Valor encontrou resultados desapontadores, com notificações de poços secos, subcomerciais ou apenas portadores de hidrocarbonetos entre os perfurados pela Petrobras no pré-sal. No jargão técnico definido pela portaria nº 76 da Agência Nacional de Petróleo (ANP) um poço portador é aquele “(…) incapaz de permitir a produção em quantidades comerciais, independentemente das facilidades de produção na área”. Já o subcomercial é aquele “cuja produção de petróleo e ou gás é considerada conjunturalmente antieconômica à época de sua avaliação”.

Entre os poços perfurados pela Petrobras no pré-sal e cujas informações estão disponíveis no Banco de Dados da ANP, existe pelo menos um classificado como portador (ver reprodução ao lado). Trata-se de Parati (1-BRSA-329D-RJS) que fica no bloco BM-S-10 da bacia de Santos onde a estatal é operadora tendo como sócias a BG e a portuguesa Partex. Uma perfuração em Roncador – onde a Petrobras tem um campo gigante no pós-sal – a uma profundidade de 4.964 metros informa que se trata de um “produtor subcomercial de óleo”. Pela profundidade tudo indica que o objetivo da companhia era testear o pré-sal na área.

Resultado quase idêntico foi encontrado no poço Baleia Franca (6-BRSA-639-ESS), no pré-sal da bacia do Espírito Santo, onde a perfuração a uma profundidade de 4.919 metros teve como resultado que ele é “produtor subcomercial de óleo e gás”. Todas essas informações são dados públicos disponíveis no BDEP, que organiza, administra, mantém e disponibiliza “todos os dados técnicos gerados pelas atividades de exploração e produção de petróleo no Brasil”, segundo informa a página na internet.

A Petrobras também não deu entrevistas sobre os dados dos demais poços que constam no site do BDEP e que são identificados como de resultados pouco animadores. Na nota, a estatal informou que no pré-sal da Bacia de Santos (sem incluir a área da Bacia de Campos) a taxa de sucesso se mantém em 100% . Esta é uma referência ao resultado da perfuração de onze poços operados por ela, que incluem Tupi, Iara, Iracema, Parati, Carioca, Iguaçu, Bem-Te-Vi, Caramba, Abaré, Guará e Júpiter. A classificação deles no BDEP reflete esse sucesso exploratório. Iara (1-BRSA-618-RJS), por exemplo, consta como “descobridor de campo com óleo”. É o mesmo resultado de Caramba (1-BRSA-56A), enquanto Bem-Te-Vi (1- BRSA-532A SPS) registra no resultado que se trata de “descobridor de nova jazida com óleo”.

Diante da informação da ANP de que os dados sobre Corcovado ( 6-BG-6P-SPS) no BDEP estão errados, o Valor tentou, sem sucesso, conversar com diretores da agência, que passaram toda a tarde de ontem em reunião, justamente para entender como a informação de “poço seco” foi parar no site alimentado pelo agência. Nenhuma explicação foi transmitida à reportagem.

A BG reiterou, em nota, que o poço Corcovado-1 (6-BG-6P-SPS) “mostrou indícios de hidrocarbonetos”, fato anunciado pela companhia dia 8 de abril de 2009. “Este resultado foi devidamente informado à ANP, conforme os procedimentos vigentes e a perfuração do poço Corcovado-2 ainda não está concluída e, portanto, não podemos comentar a respeito”. Hoje a companhia inglesa fará uma teleconferência e os analistas devem pedir mais informações sobre esses resultados.

Ontem o mercado reagiu mal às informações de que a área do pré-sal pode ser menos promissora do que a expectativa, ainda que a área continue a ser considerada a maior descoberta do setor nos últimos anos. Em relatório, o Deutsche Bank afirma que as novas informações “lançam uma sombra sobre o potencial das áreas do pré-sal e portanto questiona a necessidade de mudança na regulamentação atual”.

O Credit Suisse ressalta que o “fator de sucesso” no pré-sal continua bem acima da indústria e alguns poços secos são normalmente esperados. Mas o analista Emerson Leite frisa que “apesar disso, o desapontamento em relação ao BM S-22 e pontos de interrogação sobre outros poços, incluindo Corcovado, sugerem que alguma cautela é necessária e que qualquer superexpectativa deve ser, de algum modo, moderada”.

Confirmando que o Brasil tem reservas promissoras, a Repsol comunicou ontem que encontrou petróleo “muito leve e gás” no poço Vampira, perfurado no BMS-48, na Bacia de Santos, há pouco menos de 200 quilômetros da costa do Estado de São Paulo e a 140 metros de profundidade, portanto, fora do pré-sal. A empresa tem como sócios Petrobras (35%), Woodside (12,5%) e Vale (12,5%).

Folha SP Hoje

TODA MÍDIA – FOLHA SP

SECANDO O PRÉ-SAL

O “Valor” deu ontem a manchete de papel “No pré-sal, 32% dos poços abertos são pouco viáveis”, citando “dados públicos”, no Rio. Ecoou fartamente no exterior, por Dow Jones, Bloomberg etc. No Brasil, como destacou o próprio Valor Online à tarde, “Petrobras puxa baixa da Bovespa”. Segundo o site, foi efeito das “preocupações” estimuladas pela “reportagem do “Valor’”. No fim do dia, a Petrobras respondeu que a taxa de viabilidade dos poços do pré-sal seria, na verdade, de 87%.
Ao fundo, a manchete do “Wall Street Journal” apontou ontem um “papel significativo dos especuladores” nos instáveis preços de petróleo.

VALOR Hoje

Relações externas: Presidente da agência de fomento às exportações dos EUA chega ao país em busca de negócios
Pré-sal desperta interesse de americanos

Ricardo Balthazar, de Washington – VALOR

Empresas americanas que fornecem equipamentos e serviços para a indústria do petróleo estão se preparando para participar da exploração da camada pré-sal no Brasil mesmo se as mudanças que forem feitas na legislação brasileira inibirem a entrada de grupos estrangeiros nos novos blocos.

Essas empresas acreditam que a experiência que acumularam no setor oferece vantagens para o Brasil e decidiram lançar uma ofensiva para convencer as autoridades brasileiras disso, assegurando um volume significativo de recursos do governo americano para apoiar sua iniciativa.

“Nossas empresas têm grande experiência técnica nessa área e podem oferecer vantagens que competidores de outros países não têm”, disse em entrevista ao Valor Fred Hochberg, presidente do Export-Import Bank dos Estados Unidos, a agência oficial de fomento às exportações de produtos americanos.

Em maio, o Ex-Im Bank assinou com a Petrobras um acordo em que se compromete a financiar US$ 2,2 bilhões em compras de bens e serviços de empresas americanas pela estatal brasileira. Nenhum negócio foi fechado até agora, mas a linha de crédito continua aberta no guichê da agência.

Hochberg chega hoje ao Brasil para uma visita de três dias, em que fará contato com empresas e funcionários do governo. Sua agenda prevê encontros com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, e executivos da Petrobras e da Vale. Ele assumiu a presidência do Ex-Im Bank há apenas dois meses.

O governo brasileiro está preparando várias mudanças na legislação que regula a exploração de petróleo no país e planeja adotar um novo modelo para os campos do pré-sal. Uma das propostas em discussão prevê a participação obrigatória da Petrobras como operadora de todos os novos blocos, o que daria à estatal maior controle sobre os investimentos que serão realizados e a contratação de fornecedores.

O projeto do governo deverá ser apresentado ao Congresso em agosto. Um dos seus objetivos é evitar que a exploração das gigantescas reservas de petróleo encontradas do pré-sal gere desequilíbrios na balança comercial do país e prejuízos para a indústria nacional, que teme ser passada para trás por fornecedores estrangeiros se não tiver ajuda.

“Independentemente do que o governo fizer para administrar suas reservas e a entrada de grupos internacionais no setor, o Brasil vai precisar de plataformas e equipamentos que não tem para explorar esses recursos”, afirmou o chefe de operações do Ex-Im Bank, John McAdams. “Haverá muitas oportunidades para empresas americanas.”

De acordo com o relatório anual da Petrobras, 78% das compras efetuadas pela empresa no ano passado foram feitas no Brasil. O plano de investimentos da companhia estabelece como meta para os próximos anos um índice de conteúdo nacional equivalente a 64% do valor total dos seus projetos.

O Ex-Im Bank ajuda a financiar uma fatia muito pequena do comércio americano, mas sua importância para muitas empresas cresceu com a crise internacional e a contração dos mercados de crédito. A agência viabilizou cerca de US$ 20 bilhões em vendas de produtos americanos no ano passado, quando as exportações dos EUA alcançaram US$ 1,3 trilhão.

O Ex-Im Bank tem atualmente uma carteira de US$ 2,3 bilhões em empréstimos e garantias concedidas ao Brasil. A agência ajudou a financiar nos últimos anos vendas de aviões da Boeing para a Gol e a TAM, helicópteros para a Líder Táxi Aéreo e equipamentos para a Vale e a Petrobras. A importância da agência para o Brasil foi maior na década de 90, quando o acesso do país a outras fontes de financiamento externo era mais restrito.

Hochberg diz ter interesse em financiar a venda de equipamentos para usinas hidrelétricas e outros projetos de interesse do governo e pretende discutir o assunto com Lobão. Mas sua prioridade agora é pôr em uso a linha de crédito aberta para a Petrobras. “Estamos ansiosos para ver essa linha aproveitada rapidamente, para que possamos pensar em outros projetos”, disse.

O maior cliente da agência americana atualmente é o México, onde sua exposição se aproxima de US$ 8 bilhões. A maior parte desse dinheiro financiou vendas de equipamentos e serviços para a Pemex, a companhia estatal que detém o monopólio da exploração de petróleo do México.

Papel da Petrobras no pré-sal tem aval de Lula

Claudia Safatle e Cláudia Schüffner, de Brasília e do Rio – VALOR Online

29/07/2009

A estatal poderá deter blocos inteiros do pré-sal e será a operadora em todas as áreas que forem licitadas

O amplo papel destinado à Petrobras na exploração de petróleo no pré-sal é uma decisão estratégica de governo, previamente avalizada pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva, e tem como objetivo reduzir o apetite das companhias estrangeiras sobre essas reservas, disse um ministro ao Valor. A estatal, pelas regras acertadas entre a ministra da Casa Civil, Dilma Roussef, o ministro das Minas e Energia, Edison Lobão, e o presidente da Petrobras, Sérgio Gabrielli, poderá deter blocos inteiros do pré-sal e será a operadora em todas as áreas que forem licitadas, onde terá participação minoritária.

A nova política de pagamento de royalties sobre o petróleo do pré-sal também tem a anuência do presidente Lula. As áreas que já foram licitadas continuarão a pagar royalties e participações especiais (tributo cobrado sobre campos de alta produtividade) conforme a legislação em vigor, mesmo se o campo estiver no pré-sal, como é o caso de Tupi e Iara. As receitas públicas advindas da exploração de todas as outras áreas serão integralmente depositadas em um fundo que será criado para gerir os recursos dessas reservas. A rentabilidade das aplicações desse fundo é que serão distribuídas para todo o país, por meio do Orçamento da União, que os destinará a políticas sociais, sobretudo na educação.

“Não haverá mais royalties do pré-sal para os Emirados Fluminenses”, disse o ministro, referindo-se às gordas receitas que os municípios produtores do Rio de Janeiro recebem e que nem sempre são investidas em obras necessárias. Tornou-se famoso o caso de Rio das Ostras, que pavimentou o calçadão da praia com porcelanato.

Lula tem cobrado de Dilma e Lobão o marco regulatório do pré-sal. Na última reunião ministerial, ele disse a ambos: “Vocês estão me enrolando há um ano”. A intenção é submeter a proposta a especialistas antes de enviá-la ao Congresso.

Ontem, em nota, a Petrobras reconheceu que a taxa de sucesso exploratório no pré-sal não é de 100% – conforme reportagem do Valor -, ao contrário do que vinha sendo divulgado reiteradamente pela empresa e pelo governo. Já a Agência Nacional do Petróleo (ANP), também em nota oficial, informou que dados em seu site que classificavam um dos poços, o 6BG6P-SPS, como “seco e sem indício de petróleo” estavam equivocados.

Governo se opõe a discurso da oposição e deve conceder liberdade vigiada em campos, por meio da nova empresa do setor

Apesar do receio de que Petrobras vire um “Estado dentro do Estado”, governo afirma que precisa da tecnologia da empresa

DA SUCURSAL DE BRASÍLIA – FOLHA SP

Razões estratégicas e políticas levaram o governo federal a optar por uma proposta que era defendida desde o início pela Petrobras, mas que inicialmente não era vista com bons olhos pela comissão interministerial que estudava as novas regras do setor de petróleo: transformar a estatal petrolífera na operadora de todos os campos do pré-sal no país.
Desde o final do ano passado, o governo vinha mudando seu discurso em relação à Petrobras. Se anteriormente a ideia era não fortalecer a estatal para evitar a formação de um “Estado dentro do Estado”, depois o governo se deu conta de que, para manter o controle estratégico sobre a riqueza que será gerada pelo pré-sal, precisaria de todo o conhecimento e da tecnologia da empresa.
Daí a decisão, amadurecida no início deste ano, de transformá-la em parceira preferencial da futura estatal a ser criada para gerir a riqueza do pré-sal.
Agora, com a instalação da CPI da Petrobras, o governo decidiu se contrapor ao discurso feito pela oposição e fortalecer ainda mais a estatal petrolífera – o Planalto deve dar a ela o caráter de operadora única dos campos do pré-sal.
A decisão, no entanto, ainda depende do aval do presidente Luiz Inácio Lula da Silva.

Liberdade controlada
Isso não significa, de acordo com assessores presidenciais, que o governo dará liberdade total à Petrobras na exploração dos recursos do pré-sal. A estatal terá uma liberdade vigiada por intermédio da nova empresa pública do setor, que deverá controlar, aprovar e fiscalizar todo o processo de investimento e de produção nos campos do pré-sal.
A futura estatal, por exemplo, terá poder de veto sobre as decisões de investimento e sobre a exploração -esse mecanismo de controle poderá ser exercido caso ela considere que a Petrobras esteja praticando um custo muito alto para desenvolver suas atividades em determinado campo.
De acordo com relato de um dos integrantes da comissão que estuda o novo marco regulatório para a exploração do petróleo, o governo mudou de posição, mas mantém seu receio de evitar que a Petrobras fique “maior do que o próprio Estado brasileiro”, argumento utilizado no começo dos estudos, no início de 2008.
Tanto que, a contragosto da Petrobras, bancou a criação de uma estatal para gerir a riqueza do pré-sal e não aceitou repassar a ela toda a nova área. Além disso, o governo voltou a considerar a possibilidade de aumentar sua participação no capital da empresa.
Antes descartada, a medida pode ser adotada para evitar que boa parte dos lucros seja dividida com o setor privado. Afinal, apesar de ter o controle administrativo da estatal, a União detém hoje aproximadamente 40% das ações. Esse, por sinal, foi o principal motivo para o presidente Lula não ter concordado com a proposta da Petrobras de repassar a ela todas as reservas do pré-sal.

CPI
A opção de não só considerar a Petrobras parceira preferencial da futura estatal mas também a única operadora do pré-sal foi tomada há cerca de um mês. Segundo a Folha apurou, estimulada pelo debate político gerado com a criação, em maio último, da CPI da Petrobras.
O presidente Lula deu, recentemente, ordem a seus ministros para fortalecer a estatal e acuar a oposição.
Ele quer usar o debate sobre a área do pré-sal na campanha presidencial, quando pretende eleger a ministra Dilma Rousseff (Casa Civil), responsável pelos estudos do marco regulatório, sua sucessora.
Antes da determinação de Lula, a ideia era criar uma regra permitindo que a Petrobras fosse escolhida sem licitação para ser sócia da nova empresa pública do setor em campos do pré-sal que forem considerados estratégicos.

Participação nos campos
Agora, além de ser legalmente a operadora única do pré-sal, a Petrobras poderá ter uma participação mínima em todos os campos.
Com isso, nos blocos que forem leiloados, as empresas que ganharem a licitação terão de aceitar a Petrobras como sócia minoritária e sua operadora dos campos.
A decisão de dar uma participação mínima atende a uma reivindicação da estatal, já que ela não se interessa em ser apenas operadora. Nesse sistema, ela seria somente uma prestadora de serviços e não teria direito a parte dos lucros com a exploração do óleo.
A operação é considerada estratégica pelo governo não só por conta do controle sobre o conhecimento geológico e potencial dos campos mas também porque a operadora é quem “contrata, explora e desenvolve tecnologia”.
Assim, sendo uma companhia brasileira a responsável, ela tem condições de dar preferência total a trabalhadores e empresas brasileiras nos investimentos de desenvolvimento e exploração.
(VALDO CRUZ)

Geopolítica versus interesses de uma CPI

Sergio Xavier Ferolla* – O Estado SP

Os Estados Unidos exploram petróleo desde 1859 e, valendo-se de suas grandes jazidas, transformaram essa fonte de energia em instrumento para sua consolidação como potência econômica. Tendo sido, por muito tempo, o maior produtor mundial, vislumbram um cenário de incertezas ao constatar o declínio acelerado de suas reservas, que durarão apenas mais 12 anos.

Tal situação é acompanhada pelos governos americanos há muito tempo, e é o fator determinante no planejamento estratégico das ações externas daquele país. Muitas delas são apresentadas sob argumentos dissimulados, como a ocupação do território do Iraque – dono da terceira maior reserva mundial – ou a ocupação do Afeganistão, rota adequada para escoar a produção petrolífera de antigas repúblicas soviéticas.

Essas operações bélicas estão redundando em vergonhosos fracassos, tanto pelo motivo oficial – o combate ao terrorismo – quanto pelo oculto, o controle das jazidas e a segurança dos oleodutos.

Até os anos 60 do século passado, os Estados Unidos e os demais países industrializados do Hemisfério Norte se valiam das grandes empresas privadas de exploração e refino de petróleo – historicamente conhecidas como as “Sete Irmãs” -, que, sediadas nesses países, dominavam as principais reservas petrolíferas do planeta.

Nos últimos 40 anos, porém, um crescente movimento de nacionalização e volta ao controle estatal da maior parte das jazidas mundiais, notadamente no Oriente Médio e em países como a Rússia e a Venezuela, tem resultado na drástica redução dos estoques disponíveis para exploração por terceiros e na rentabilidade daquelas poderosas empresas, das quais, hoje, restam apenas quatro.

Vislumbrando a escassez, encontrar novas fronteiras petrolíferas e poder assumir o controle delas transformou-se em verdadeira obsessão, razão maior de as atenções estarem, cada vez mais, voltadas para o pré-sal brasileiro.

As atuais reservas do Brasil chegam a 13 bilhões de barris e asseguram nossas necessidades por apenas 19 anos. Com a exploração das jazidas do pré-sal, em 2015, o País poderá, inclusive, se tornar exportador de pelo menos 1 milhão de barris por dia.

Se consideradas as atuais cotações de US$ 50 por barril, numa visão tímida do disputado mercado mundial, podem-se projetar exportações de US$ 21 bilhões por ano. Com preços de US$ 100 por barril, até 2010, previsão bastante realista se lembrarmos que o mercado já conviveu com cotações superiores a US$ 140, o País poderá acrescentar um mínimo de US$ 42 bilhões anuais na balança comercial.

As possibilidades do pré-sal, no entanto, tornam esses cálculos acanhados, pois, apesar de não haver números seguros, mesmo os pessimistas reconhecem que o Brasil irá pelo menos dobrar suas reservas, enquanto os otimistas asseguram que é de petróleo o colchão do gigante “deitado eternamente em berço esplêndido”.

Tais perspectivas ressaltam a necessidade de que, acima dos interesses do mercado, parâmetros geopolíticos norteiem as discussões sobre um novo marco regulatório para a exploração do pré-sal, tanto nas esferas políticas como empresariais. Propostas de mudanças na atual legislação e exemplos de sucesso em outros países do mundo poderão guiar os passos do governo brasileiro, mas é imperativo considerar que o controle rígido sobre as jazidas e o estabelecimento da cadência de produção são regras comuns em todos os países detentores de grandes reservas de petróleo.

Esses aspectos de interesse nacional e suprapartidário indicam que a criação de uma CPI, no Senado, para investigar temas que já estão sendo apurados por outras legítimas instâncias de poder não é apenas um movimento que atrai holofotes para palanques eleitorais. É, acima de tudo, um movimento que atende aos interesses de poderosos grupos do setor de petróleo, ao colocar sob suspeição a credibilidade da Petrobrás e do governo brasileiro nessa decisiva e histórica oportunidade de formular e determinar políticas que consolidem a soberania energética do País, assegurando vultosas fontes de riqueza para toda a sociedade.

*Sergio Xavier Ferolla, engenheiro, tenente-brigadeiro, aviador, ministro aposentado do Superior Tribunal Militar

Valor Online

RIO – O primeiro navio com petróleo de Tupi chegará em breve ao porto de São Sebastião, em São Paulo. A portuguesa Galp, que tem participação de 10% do bloco BM-S-11, onde foram encontrados os campos de Tupi, Iara e Iracema, informou hoje em Lisboa que foram transferidos 315 mil barris de petróleo da plataforma (FPSO) Cidade de São Vicente para o navio Nordic Spirit.

O óleo foi extraído do poço chamado Tupi Sul, que começou a produzir oficialmente, em um teste de longa duração (TLD) no dia 1º de maio.

Segundo a Galp, estão sendo produzidos por meio desse poço cerca de 14 mil barris de petróleo por dia. Na nota divulgada hoje, o presidente da Galp, Manuel Ferreira de Oliveira, diz que “(…) O dia 23 de junho representa a incorporação no mercado das primeiras quantidades de crude provenientes do pré-sal da bacia de Santos, sendo assim outro dia que ficará na história desse grande projeto”.

Além do BM-S-11, onde até agora foram encontrados três reservatórios, a Galp tem participação acionária em blocos com descobertas importantes de petróleo e gás no pré-sal: BM-S-8 (Bem-te-Vi), BM-S-24 (Júpiter) e BM-S-21 (Caramba). Além das áreas ultra-profundas em alto mar, a Galp tem participação em 20 projetos no Brasil, todos em parceria com a Petrobras.

(Cláudia Schüffner | Valor Econômico, para o Valor Online)

Infraestrutura: Especialistas temem também atraso na exploração por causa das discussões no Congresso

Pré-sal com reserva de blocos para Petrobras preocupa investidores

Samantha Maia, Chico Santos e Ricardo Balthazar, de São Paulo, Rio e Washington – VALOR

Leo Pinheiro/Valor

Marcos Tavares, da consultoria Gas Energy: “Não é usual beneficiar uma empresa que possui investidores privados”

A permissão para que alguns blocos do pré-sal sejam destinados a empresas sem licitação preocupou o mercado. Esse artifício poderá ser acionado a qualquer momento pela estatal a ser criada para administrar as reservas de petróleo desta região, segundo a última versão dos projetos em discussão no governo para o modelo de exploração do pré-sal, antecipada ontem pelo Valor. Também preocupa os especialistas o atraso que a discussão do novo modelo no Congresso deve provocar na própria exploração do pré-sal.

A concessão sem licitação, dizem analistas, não se justifica nem pela intenção de beneficiar a Petrobras. “A disputa pelo blocos é essencial para determinar preços. A ausência de licitação pode tirar o fator econômico da exploração e gerar distorções, como ganhos extraordinários”, diz Walter de Vitto, analista de energia elétrica e petróleo da Tendências Consultoria.

Para Marcos Tavares, sócio-diretor da consultoria Gás Energy , o benefício não poderia ser concedido à Petrobras por ela ser uma empresa de economia mista. “Não me parece uma prática muito adequada. Não é usual beneficiar uma empresa que possui investidores privados e não acredito que isso seja necessário no caso da Petrobras”, diz ele. Segundo Tavares, a empresa é favorita para vencer licitações de bloco do pré-sal por acompanhar de perto o projeto e ter mais conhecimento sobre os locais a serem explorados. “Acredito que a Petrobras tem capacidade para ganhar todos os blocos que quiser.”

Para empresas estrangeiras, a permissão para que o governo reserve alguns blocos à Petrobras foi recebida com cautela. “Isso não vai afugentar as companhias estrangeiras, mas indica que elas terão menos oportunidades do que gostariam”, disse Christopher Garman, analista da consultoria americana Eurasia Group.

Do lado público, os projetos de exploração do pré-sal também devem gerar questionamentos. Segundo o novo modelo, o sistema de exploração será por partilha, o que retira a necessidade de pagamento de royalties distribuídos entre União, Estados e municípios. A arrecadação passa a ser centralizada pelo governo federal, que deve destinar os recursos para um fundo de investimentos em saúde, educação e habitação popular. “Os governos locais não gostarão dessas mudanças, mas também não faz sentido concentrar os recursos do pré-sal em algumas cidades”, diz Vitto.

O analista chama atenção para o fato de que a centralização garantirá uma repartição mais justa dos recursos arrecadados. “Os recursos permanecerão sendo usados por Estados e municípios, mas sem a distorção existente hoje”, diz. Para Garman, da Eurasia, o aumento das participações especiais cobradas dos operadores dos campos mais produtivos (medida que o governo deixou para definir depois) poderia ajudar a conquistar o apoio de Estados produtores, como o Rio, reduzindo pressões que o governo enfrentará dos Estados que temem ser esquecidos na partilha dos recursos.

Para Júlio Gomes de Almeida, professor da Unicamp, porém, o governo erra ao não revisar a distribuição de royalties junto com as demais definições sobre o pré-sal. Segundo o economista, ela é parte importante da reformulação do setor, já que o sistema atual beneficia locais específicos. “O sistema de partilha dos royalties é ruim, precisa ser mudado e as mudanças têm que ser feitas num pacote só para não virar uma colcha de retalhos”, diz.

Para Wagner Freire, 34 anos de Petrobras, ex-diretor de exploração e produção da estatal (1985-1990), “enquanto se discute mais ou menos o sexo dos anjos, o programa exploratório brasileiro vai sendo protelado”. Freire, que fundou e preside a Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (Abpip), avalia que o debate em torno da mudança na legislação vai consumir muito tempo e atrasar o desenvolvimento da indústria do petróleo.

“O petróleo em terra está em declínio. Se não colocamos áreas de offshore (no mar) em licitação, é um problema no futuro”. Freire alerta que desde a 7ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP) não é licitado nada de significativo no mar, uma vez que a 8ª rodada foi interrompida, a 9ª teve pouca coisa interessante e a 10ª não teve oferta de área offshore. “No petróleo as coisas são demoradas. Tupy (primeiro poço do pré-sal) é fruto de uma licitação feita no ano 2000!”

Para Freire, criar um novo modelo de contrato não tem nenhum sentido. Ele é favorável a que o governo mantenha a legislação atual e aumente sua remuneração alterando as participações governamentais. A convivência de dois modelos (partilha e concessão) em áreas muito próximas, segundo ele, vai criar conflitos na contabilidade das empresas e do governo.

Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE), tem pensamento semelhante ao de Freire. “Acho tudo isso um atraso para o setor de petróleo brasileiro”. Criar uma estatal nova, na sua avaliação, “cheira a cabide de empregos”. Ele também não vê sentido na criação de contratos de partilha no lugar das concessões. “Partilha é para países com sistemas tributários rudimentares, basicamente, os africanos”.

Pires também ataca o dispositivo que pretende assegurar à Petrobras áreas exploratórias por meio de concessão direta sempre que ela não estiver conseguindo competir economicamente com as concorrentes. O analista alerta que não é só no Brasil que existem áreas atrativas para os investidores em petróleo. “Depois de checar se o preço do petróleo vai remunerar o investimento, o investidor vai querer saber onde terá mais segurança regulatória”, disse.

No capítulo da demora na tramitação da nova lei, ele lembra que Estados como Rio, Espírito Santo e São Paulo verão as receitas, ou expectativas de receitas, com royalties e participações especiais minguarem, na medida em que a produção em regime de partilha cresça e a sob concessão decline. “Quero ver deputados desses Estados votando nas propostas do governo”, desafia.

Por razões diferentes, Fernando Siqueira, presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobras (Aepet), também é contra as propostas do governo. De orientação nacionalista, defende a volta ao monopólio fechado do petróleo como melhor forma de proteger o pré-sal. Segundo Siqueira, a lei 9.478 ( Lei do Petróleo) nasceu para atrair investimentos externos para o setor em um momento no qual o risco de procurar petróleo era grande. “Como no pré-sal não há risco, a lei já não faz sentido”, argumenta. O presidente da Aepet é a favor de que o governo recompre as ações da Petrobras que estão em mãos do setor privado.

Líderes de consórcios entram em nova fase de exploração, furando poços para calcular o tamanho das reservas

do blog jhunhior

Nicola Pamplona, RIO – O Estado SP

Petroleiras estrangeiras com atuação no Brasil começam a intensificar as buscas pelas reservas abaixo da camada de sal como operadoras e líderes de consórcios, com ou sem a participação da Petrobrás. Segundo especialistas, os primeiros detalhes sobre volumes de reservas podem ser divulgados ainda este ano. Apesar de a média de preço internacional do barril de petróleo ter despencado desde meados do ano passado, a aceleração dos investimentos parece confirmar a viabilidade do pré-sal brasileiro.

Em parceria com a estatal brasileira, duas estrangeiras – a portuguesa Galp e a britânica BP – já haviam comemorado a multiplicação de seus volumes de reservas. Agora, dois poços já sendo perfurados no pré-sal sob o comando de multinacionais e a expectativa é que pelo menos outras quatro perfurações sejam feitas este ano.

O estágio atual marca a segunda fase da atividade exploratória de multinacionais no País, já com a perfuração dos chamados poços de extensão, que têm como objetivo dimensionar o tamanho dos reservatórios. Nesse caso, enquadram-se os dois poços perfurados atualmente: Azulão 2, da americana Exxon, e Corcovado 2, da britânica BG, ambos na Bacia de Santos.

“Já é uma fase mais adiantada de exploração, em que as companhias avaliam a extensão dos reservatórios”, explica o geólogo Giuseppe Bacoccoli, professor da UFRJ e ex-funcionário da Petrobrás. “Há hoje uma importante participação de companhias estrangeiras no pré-sal, seja por meio de parcerias com a Petrobrás ou como operadoras”, comenta.

Azulão e Corcovado, por exemplo, têm participação da Petrobrás, mas são operados pelas estrangeiras. A expectativa do mercado é que, com a conclusão dos poços, as empresas já possam divulgar estimativas de reservas, assim como fez a estatal ao fim do segundo poço de Tupi. Exxon e BG anunciaram as primeiras descobertas nos blocos BM-S-22 e BM-S-52, respectivamente, este ano. Imediatamente, partiram para os poços de extensão.

“Depois do poço, vamos estudar os resultados e decidir a melhor maneira de continuar a exploração”, desconversou o diretor de Assuntos Corporativos da BG no Brasil, Roberto Ardenghy. A companhia tem 40% do BM-S-52, em águas mais rasas do que Tupi, e assumiu a operação após acordo com a Petrobrás, que liderava o consórcio da área, adquirida em leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP). A dupla tem sociedade em algumas das descobertas do pré-sal das águas ultraprofundas de Santos, incluindo Tupi e controla ainda outra concessão em águas mais rasas, o BM-S-50, que deve ter um poço perfurado este ano. A BG já declarou que o projeto Corcovado tem potencial de reservas na casa dos bilhões de barris.

A Exxon não tem se pronunciado sobre o potencial do BM-S-22, mas especialistas acreditam que o bloco é um dos mais promissores do pré-sal de Santos. O presidente da Exxon, Rex Tillerson, afirmou que “não há dúvidas do grande potencial do pré-sal”, mas ainda é cedo para qualquer projeção.

Um terceiro poço de extensão de descoberta no pré-sal será perfurado no fim do ano pela americana Anadarko, que anunciou no ano passado a descoberta de reservatório abaixo do sal no norte da Bacia de Campos. O diretor executivo da empresa no Brasil, Cláudio Araújo, informou ao Estado que a perfuração depende apenas de liberação, pela Petrobrás, da sonda Deepwater Millenium, que está sendo usada pela estatal em blocos na Bacia do Espírito Santo.

A companhia estuda ainda a perfuração de um segundo poço na mesma região, no bloco BM-C-32, com características semelhantes às do Campo de Jubarte, onde saiu o primeiro óleo do pré-sal brasileiro. A descoberta no BM-C-30, batizada de Wahoo, foi a primeira do pré-sal feita sem participação da Petrobrás e tem como parceiros a americana Devon, a canadense Encana e a sul-coreana SK.

A anglo-holandesa Shell pode ser a próxima estrangeira a operar poços no pré-sal brasileiro. A companhia contratou uma sonda com capacidade para atingir grandes profundidades e espera iniciar, até o fim do ano, o trabalho no bloco BM-S-54, projeto batizado de Epitônio. Na semana passada, o gerente da companhia, Kent Stingl, disse ao Estado que a empresa também vai estudar a perfuração de poços no pré-sal do norte da Bacia de Campos.

Stingl é responsável pelo projeto BC-10, batizado de Parque das Baleias, que começa a produzir óleo do pós-sal no segundo semestre. O bloco fica ao lado do Parque das Conchas, onde a Petrobrás descobriu reservas no pré-sal. “Qualquer empresa que tenha reservas no Brasil vai começar a olhar para o pré-sal daqui em diante”, diz o presidente da Chevron África e América Latina, Ali Moshiri.

FRASES

Giuseppe Bacoccoli
Geólogo da UFRJ

“É uma fase mais adiantada de exploração, em que as companhias avaliam a extensão dos reservatórios”

Ali Moshiri
Presidente da Chevron

“Qualquer empresa que tenha reservas no Brasil vai começar a olhar para o pré-sal daqui em diante”

De São Paulo – VALOR

Engana-se quem pensa que o algodão é matéria-prima apenas para as indústrias têxtil e de óleo comestível. Estudos desenvolvidos pela Embrapa Meio-Norte comprovaram não só isso, mas também que o algodão cultivado no Piauí e no Maranhão tem mais potencial para a produção de biocombustíveis que em outras partes do país.

“O caroço do algodão em geral tem um teor de óleo que varia entre 18% e 20% e a produtividade média no Piauí é de 4,3 toneladas de algodão em caroço por hectare. No Maranhão, a produtividade ficou ligeiramente inferior, ao alcançar 4,2 toneladas de algodão em caroço por hectare”, afirma o pesquisador e coordenador da pesquisa José Lopes Ribeiro.

Ele explica que foram feitos vários experimentos até se obter o melhor resultado em produtividade, divulgados no princípio deste ano. “Foram implantados 82 experimentos em sete municípios do Piauí e outros sete no Maranhão”, diz. Segundo ele, no Piauí, os municípios que apresentaram as melhores médias de produtividade foram Baixa Grande do Ribeiro e Uruçuí. Para se ter uma ideia, no primeiro, a variação oscilou entre 3,2 toneladas por hectare a 4,3 toneladas por hectare. Já no segundo, a produtividade média foi de 2,7 toneladas por hectare a 3,4 toneladas por hectare.

No Maranhão, as melhores produtividades foram registradas nos municípios de Tasso Fragoso, com uma variação de 2,7 toneladas por hectare a 4,2 toneladas por hectare, e em São Raimundo das Mangabeiras. Neste último, a produtividade variou de 3,3 toneladas por hectare a 3,9 toneladas por hectare. “As 12 cultivares que mais se destacaram nos ensaios foram recomendadas para o cultivo na região Meio-Norte”, diz.

De acordo com o levantamento sistemático da produção agrícola do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), o país teve, na última safra, uma área colhida de algodão superior a um milhão de hectares. O Nordeste alcançou 379 mil hectares e o Piauí, 17 mil hectares. A produção brasileira chegou a 3,9 milhões de toneladas. Mas foi a produtividade média no país que mais animou os produtores e pesquisadores, atingindo 3,7 toneladas por hectare.

Outros estudos recentes apontam na mesma direção. A coordenadora de projetos do Pólo Nacional de Biocombustíveis da Universidade de São Paulo (USP), Catarina Rodrigues Pezzo, após uma análise comparativa feita nas cinco regiões do país, concluiu que o biodiesel mais viável e de menor custo é o do caroço do algodão. Pelos seus cálculos, sai a R$ 0,81 o litro, na região Nordeste.

Essa afirmação já havia movimentado o setor em 2007, quando um estudo desenvolvido pelo Centro de Estudos Avançados em Economia Aplicada (Cepea) também demonstrou que o caroço de algodão do Nordeste é a melhor matéria-prima, do ponto de vista econômico, para a produção do biodiesel.

Para a pesquisadora da USP, entre as oleaginosas de peso como a soja e a mamona, o caroço de algodão está na frente por fatores como facilidade de acesso e por resultar em subproduto com valor de mercado. Ela ressalta que o caroço é o subproduto da indústria têxtil e o seu farelo ainda serve para a ração animal, que tem igualmente valor de mercado, e mesmo possuindo um teor de óleo próximo ao da soja – de 14% a 18% – uma das vantagens é não competir com a alimentação, como é o caso da soja.

Na opinião de Catarina Pezzo, o biodiesel é uma alternativa econômica viável para os pequenos produtores, mas salienta que para competir no mercado o projeto só se tornaria viável em uma produção integrada e organizada, por meio de associações ou cooperativas.

De olho nessa possibilidade, a Associação dos Plantadores de Algodão do Mato Grosso (Ampa), que existe desde 1997, e congrega toda a classe produtora de algodão do estado, iniciou há um ano a construção da usina Cooperbio, em Cuiabá-MT, que utilizará entre outras oleaginosas, o caroço de algodão, matéria-prima que possuem de sobra.

Para o presidente da Cooperbio, João Luiz Ribas Pessa, “a possibilidade de se obter óleo do caroço atende à necessidade de melhor utilização deste subproduto, como também em contribuir para a diminuição do custo de produção ao gerar um combustível mais barato que o diesel”. Os associados Cooperbio plantam hoje 405 mil hectares de algodão, produzindo 1,4 milhão de toneladas de algodão em caroço, o correspondente a 530 mil toneladas de fibra e 730 mil de caroço. (R.C.)

As exportações do agronegócio do Brasil totalizaram recorde de US$ 71,9 bilhões em 2008, alta de 23% em relação a 2007, informou o Ministério da Agricultura. O superávit da balança comercial do setor também obteve recorde, de US$ 60 bilhões, e a participação do agronegócio nas exportações totais brasileiras foi de 36,3%. O complexo soja (óleo, farelo e grão) registrou crescimento de 58% e o setor de carnes teve alta de 29%.

Leandro Amaral – Repórter Diário

Felipe Logli A tarifa dos ônibus em cinco cidades passa a ser de R$ 2,50, mas empresários querem alterar para R$ 2,80

Antes mesmo de entrar em vigor neste domingo (14) o reajuste na tarifa de ônibus no ABC, o empresariado já sonha com mais um aumento em um curto espaço de tempo: R$ 2,80 em abril de 2009. “Queremos mais em abril”, sentencia o presidente do SETC/ABC (Sindicato das Empresas de Transporte Coletivo do ABC), Baltazar de Souza, durante entrevista ao Repórter Diário.

Segundo ele, as prefeituras não cumpriram o acordo de reajustar a tarifa anualmente. “Nós temos um compromisso de repassar a tarifa de ano em ano. Em abril deste ano venceu o prazo e nada. No ano passado foi só R$ 0,10 de reajuste que também não resolveu muito”, reclama o empresário justificando a própria reivindicação. “Nós tivemos aumento de salário, do óleo diesel e nós vamos ficando com defasagem”.

A idéia inicial era que os atuais prefeitos “cobrissem a defasagem” com o reajuste da passagem para R$ 2,80, porém o “presente de Natal” dos empresários do transporte não foi atendido. “Quando nós contávamos com R$ 2,80 eles deram R$ 2,50″, lamenta Baltazar.

A força dos empresários em relação à elevação da tarifa deu provas claras de quem “dirige o transporte” na região. Enquanto as prefeituras ainda se reviravam entre planilhas e cálculos, Baltazar já anunciava em alto e bom som, aos quatro ventos, a novidade ao bolso do usuário.

Somente no dia seguinte, as administrações municipais se pronunciaram. O Executivo andreense confirmou, por meio de nota, o que o empresário já havia antecipado. O único a falar publicamente sobre o assunto, também no dia seguinte, foi o prefeito de São Caetano. “Continuaremos com a menor tarifa do ABC”, cravou José Auricchio Júnior (PTB), referindo-se à cobrança atualde R$ 2 contra R$ 2,30 dos outros municípios.

A partir deste domingo (14), o valor da tarifa de ônibus passará de R$ 2,30 para R$ 2,50 nos municípios do ABC. O reajuste de 9%, resultará em um valor maior que o cobrado em São Paulo (R$ 2,30). As exceções ficam por conta de São Caetano e Rio Grande da Serra, onde a passagem será R$ 2,30. O último reajuste foi repassado aos usuários em abril de 2007, subindo de R$ 2,10 para R$ 2,30 – aumento de 9,25%. A variação do IGP-M (Índice Geral de Preços do Mercado) desde o último acréscimo até novembro deste ano foi de 17,12%. Em maio passado a AETC/ABC tentou negociar junto ao Consórcio reajuste mínimo de R$ 0,10, mas a proposta não foi aceita.

Critérios
Segundo o presidente da ANTP – Associação Nacional de Transportes Públicos – Ailton Brasiliense, a elevação do preço da passagem deve seguir critérios, entre os quais o principal item é a contrapartida ao usuário. “Existe uma planilha criada há mais de 20 anos por um órgão já extinto, mas que ainda é muito utilizada. Nela constam os custos fixos e variáveis, tipo de frota, idade da frota, entre muitos outros itens. Depende, portanto, do que está sendo negociado entre o poder público e o grupo empresarial. Haverá renovação de frota? Racionalização da oferta? Ampliação da oferta? Como a gratuidade está considerada na formação da planilha? Enfim, a decisão final deve considerar um grande número de parâmetros, para definição da tarifa”, detalha o engenheiro.

O empresário Baltazar de Souza garante que as melhorias ocorrem. “As empresas renovam a frota, estão sempre comprando e se estruturando melhor. Santo André e Diadema já renovaram a frota e São Bernardo, até o fim do ano, receberá mais 20 coletivos”, cita, destacando também o investimento no capital humano. Segundo ele, um motorista de ônibus no ABC recebe hoje cerca de R$ 1,8 mil. Valor este, segundo Baltazar, maior que em outras localidades.

Porém, não é isso que dizem os usuários dos coletivos. A estudante Valdimaria Santos de Souza, 15 anos, usa o ônibus todo dia para ir à escola em Santo André. Segundo ela, entre ida e volta, gastará R$ 10 a mais por mês. “Isso não é legal. Eles aumentam, mas o transporte continua precário. Isso sem falar que somos tratados como cachorro”, diz. A dona de casa Claudete Câmara, 58, concorda. “Utilizo o ônibus todo dia. Esse aumento vai atrapalhar no orçamento doméstico. Pagar tudo isso para entrar em um ônibus lotado e sem qualidade não vale”, reclama.

“Eu avisei”, lembra Alvarez
O ex-vereador de Santo André, Ricardo Alavarez, que disputou a sucessão do Paço pelo PSol, durante a campanha eleitoral já havia sinalizado para a “dor no bolso sempre que termina uma eleição”. “Faz 20 anos que isso acontece: termina a eleição e logo em seguida vem o aumento. Não é bola de cristal e sim uma relação promíscua entre o transporte e a eleição”, critica. “Todo mundo sabe que tem relação e que não é mera coincidência”, observa Alvarez.

Aliás, esta não é a primeira vez que a relação transporte e eleição é citada no meio político. Nos últimos dias cogitou-se a possibilidade do aumento estar atrelado a acordos firmados entre empresários e políticos para o pagamento das dívidas de campanha. “Eu desafio os empresários abrirem as planilhas de contas”, cutuca. “Eu afirmo que os empresários da região retiram no mínimo R$ 2 milhões líquido todo mês”, dispara.

E, por falar em período eleitoral, quem não se lembra da promessa do deputado estadual Orlando Morando (PSDB) que disputou o embate sucessório em São Bernardo contra Luiz Marinho. Dias antes da eleição, o tucano prometeu que a tarifa seria reduzida a R$ 2 na cidade, caso ele fosse o vitorioso nas urnas. Ele perdeu, e agora, o atual chefe do Executivo, William Dib (PSB) – seu principal apoiador – permitiu o reajuste.

Sergio Leo – VALOR

O Brasil tem dois tipos de preocupações em relação à China, que, apesar do tamanho, é um participante discreto das reuniões de cúpula convocadas para evitar uma ameaçadora recessão mundial. Analistas buscam na peculiar macroeconomia chinesa pistas da reação do país à crise e da capacidade de ajudar o mundo a atravessá-la. Ao mesmo tempo, o Brasil debate a melhor estratégia para lidar com a crescente voracidade chinesa no mercado internacional.

Em Brasília, as autoridades esperam receber neste mês um sinal de como a China vai combinar a retração dos mercados consumidores e as sensibilidades afetadas pelo apetite dos exportadores chineses. Vence em dezembro o prazo combinado na OMC para que os países sócios pudessem impor salvaguardas contra produtos têxteis chineses. Com a extinção das salvaguardas hoje aplicadas pelo Brasil, estará liberada a entrada de têxteis da China no mercado brasileiro, o que apavora os concorrentes nacionais. O governo brasileiro sugeriu uma alternativa às salvaguardas; os chineses fazem mistério.

O Brasil quer um “mecanismo de consultas” entre os setores privados dos dois países, sob a supervisão dos governos: sempre que houver alta muito forte nas vendas chinesas ao Brasil, se não houver acordo privado para evitar danos sérios aos concorrentes nacionais, o governo brasileiro poderia adotar “medidas administrativas” contra as “distorções” no comércio.

“É um mecanismo muito mais suave do que existe hoje”, defende o secretário-executivo do Ministério do Desenvolvimento, Ivan Ramalho, que não dá detalhes sobre as “medidas administrativas” cogitadas. Os chineses temem criar precedentes contra as próprias importações e estão calados desde meados de outubro, quando receberam respostas a pedidos de esclarecimento sobre a proposta brasileira.

Neste ano, haverá déficit recorde no comércio com a China. As compras de produtos chineses vão superar em mais de US$ 2 bilhões as vendas do Brasil àquele país. Até outubro, mesmo com menor ritmo de crescimento, o déficit já chegou perto do alcançado em 2007 (US$ 1,87 bilhão): as importações brasileiras foram quase US$ 1,8 bilhão superiores às vendas para aquele mercado. “Precisamos diversificar a pauta de exportações para a China, que importa muitos manufaturados, mas não do Brasil”, diz Ramalho.

No último trimestre, houve aumento forte no ritmo de aumento das vendas à China, e uma redução do ritmo de crescimento das compras. Mas os negócios com grãos e óleo de soja são os maiores responsáveis pelo melhor desempenho, e representam, sozinhos, 42,5 % das exportações brasileiras à China. Com as exportações de minério, somam 70% do total. No caso da soja, pelo menos, é boa notícia o fato de que se destinam ao mercado consumidor interno, como reflexo da melhoria nas condições locais de alimentação e urbanização – algo que a recessão mundial não abalará muito..

O governo prepara um esforço de exportação para a China e, baseado nas estatísticas de comércio, já identificou setores como máquinas para têxteis e couros, autopeças e motores, preparações alimentícias e equipamentos diversos que os chineses compram de outros países. “Estamos na fase de identificar, no caso de máquinas e equipamentos, que produtos são comprados, de quem e por quê”, relata Ramalho. No próximo ano, missões comerciais para vender manufaturados serão enviadas à China.

O secretário-executivo da Câmara de Comércio Brasil-China, Rodrigo Maciel, argumenta que o principal fator responsável pelo aumento de importações de produtos da China são as compras feitas pela própria indústria brasileira, de máquinas e equipamentos. Essas importações de bens de capital representam, há anos, mais de 50% do total das importações, e o crescimento até setembro de 2008 chegou a 78% em relação ao mesmo período do ano passado, lembra ele.

As vendas chinesas de têxteis ao Brasil aumentaram 50%, mas perderam espaço no total das importações originadas na China, pela primeira vez nos últimos anos, de 7,9% para 7%. As de brinquedos também decresceram de 2% do total para 1,2% do total (o aumento das exportações de brinquedos em relação a 2007 foi de quase 35%). Maciel desdenha dos temores de uma invasão potencial de produtos chineses deslocados pela recessão dos mercados desenvolvidos. “O esforço estratégico das exportações chinesas para diversificar mercados já aconteceu e eles ocuparam o que podiam”, argumenta. “O Brasil foi um dos países para os quais mais cresceram as vendas da China.”

“Os chineses estão aumentando o valor agregado dos produtos vendidos para cá e isso preocupa cada vez mais setores industriais”, responde o presidente do Conselho d e Comércio Internacional da Fecomercio, Mario Marconini, que, amanhã, promove um seminário em São Paulo dedicado às conseqüências da crise para a China e o Brasil. “Todos precisamos da China, para dar fôlego ao mercado mundial. A a questão é como irão reagir à crise”, acrescenta.

Muito do que acontecerá no comércio com os chineses dependerá da reação da China ao desaquecimento na economia mundial. Até setembro, apesar da redução no ritmo de crescimento, as exportações chinesas aos EUA continuam firmes, e mesmo os bancos mais expostos a maus negócios no mercado americano mostraram bons resultados no terceiro trimestre, segundo a consultoria GaveKalDragonomics. O setor imobiliário contraiu-se com as medidas oficiais de restrição de crédito, e a produção industrial perde fôlego, mostrando sinais de acúmulo de estoques.

Ainda não se sabe se são estoques de bens intermediários, sinal de gestão de preços nas indústrias, ou de bens finais, que mostrariam preocupante retração na demanda tradicional por mercadorias chinesas. Na semana passada, as autoridades locais anunciaram liberação de quase US$ 600 milhões para incentivar o mercado interno. Mas a resposta chinesa ainda é um dos maiores enigma da crise.

Sergio Leo é repórter especial em Brasília e escreve às segundas-feiras

E-mail: sergio.leo@valor.com.br

CIRILO JUNIOR – da Folha Online, no Rio

A Petrobras informou nesta quarta-feira que a área de Iara, no bloco BM-S-11 da camada pré-sal da bacia de Santos, tem entre 3 e 4 bilhões de barris de óleo equivalente –soma de petróleo e gás natural. A área é vizinha ao megacampo de Tupi, e o indício de óleo havia sido comunicado no dia 7 de agosto.

A confirmação da reserva sustenta o grande potencial da camada pré-sal. As reservas de Iara e Tupi, que compõem um único bloco, podem chegar a 12 bilhões de boe (barris de óleo equivalente). As reservas totais provadas no Brasil atualmente, segundo a ANP (Agência Nacional do Petróleo), somam 13,9 bilhões de boe.

A Petrobras é a operadora do bloco, com 65% de participação, em parceria com o BG Group (25%) e Galp Energia (10%). Segundo a estatal, a área fica a 230 quilômetros da costa e o óleo foi encontrado a 6.080 metros de profundidade.

O óleo encontrado na região é leve, de boa qualidade, com densidade em torno de 30º API (American Petroleum Institute). Quanto mais alto o grau, mais aproveitável é o óleo –a escala API vai até 50º.

O bloco é composto por duas áreas exploratórias. A maior delas foi informalmente chamada de Tupi, cuja descoberta havia sido anunciada em julho de 2006, mas a estimativa de reservas entre 5 bilhões de boe (barris de óleo equivalente) e 8 bilhões de boe só foi confirmada no final de 2007.

A camada pré-sal se estende por cerca de 800 quilômetros, entre os Estados do Espírito Santo e Santa Catarina, e engloba três bacias sedimentares (Espírito Santo, Campos e Santos). O petróleo encontrado está a profundidades superiores a 5 mil metros, abaixo de uma extensa camada de sal, que segundo geólogos, conservam a qualidade do petróleo.

Estimativas apontam que a camada pode abrigar algo próximo de 100 bilhões de boe em reservas, o que colocaria o Brasil entre os dez maiores produtores do mundo.

Com o anúncio de Iara, já são nove descobertas no pré-sal, entre as quais as áreas de Júpiter, Bem-Te-Vi, Guará e Carioca. A estatal, no entanto, ainda não fez, a exemplo de Tupi, estimativas em torno das reservas de todas estas regiões. A área de Carioca foi alvo de polêmica, após o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, afirmar que as reservas poderiam totalizar 33 bilhões de boe.