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.”

Empresa fica atrás apenas da ExxonMobil; a Vale está em 22.º lugar na lista, dominada por grupos dos EUA

Nicola Pamplona, RIO – O Estado SP

A Petrobrás teve o segundo maior lucro trimestral entre todas as empresas de capital aberto da América Latina e dos Estados Unidos. Segundo levantamento feito pela consultoria Economática, o resultado do terceiro trimestre, divulgado na semana passada, ficou atrás apenas dos números apresentados pela gigante americana ExxonMobil. Mesmo assim, com pequena diferença: US$ 4,107 bilhões da Petrobrás, ante US$ 4,730 bilhões da Exxon.

A lista dos 25 maiores lucros ainda inclui a brasileira Vale, que anunciou ganhos de US$ 1,689 bilhão no terceiro trimestre, ficando em 22º lugar. As demais empresas são todas americanas. Mesmo amargando uma queda considerável nos ganhos este ano, o setor de petróleo ocupa as três primeiras posições: no terceiro lugar, atrás de Exxon e Petrobrás, vem a Chevron, que teve lucro de US$ 3,831 bilhões.

As petroleiras sofreram com uma queda brusca no preço do petróleo, que chegou a ultrapassar os US$ 140 por barril em julho, mas fechou o terceiro trimestre de 2009 a uma cotação média de US$ 68 por barril, valor 41% menor do que o registrado no mesmo período de 2008.

Tal cenário levou o lucro das principais empresas do setor a despencar. A Exxon, por exemplo anunciou uma queda de 68% com relação ao terceiro trimestre de 2008. Já o lucro da Chevron caiu 41%.

No caso da Petrobrás, a queda foi bem inferior, de 26%, e mesmo assim com forte impacto de um acordo fechado com a Agência Nacional do Petróleo (ANP) para o pagamento de R$ 2 bilhões a título de recálculo da participação especial do campo de Marlim, o maior do País. Na entrevista de divulgação do balanço, o diretor financeiro da companhia, Almir Barbassa, disse que, sem o pagamento, a redução no lucro seria menor, de apenas 11%.

A principal diferença, dizem analistas, é que a Petrobrás tem a maior parte de sua receita proveniente do mercado interno, cujos preços não oscilam tanto quanto no mercado internacional. De fato, 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. A estatal tem mantido seus preços acima das cotações internacionais há mais de um ano.

A lista elaborada pela Economática considera a cotação do dólar Ptax de 30 de setembro (R$ 1,91), o que contribui para o bom desempenho da Petrobrás. Na moeda brasileira, o lucro da Petrobrás foi de R$ 7,3 bilhões. A primeira empresa não petroleira do ranking é o banco JP Morgan Chase, com lucro de US$ 3,588 bilhões. A Microsoft vem em quinto lugar (US$ 3,574 bilhões).

AMÉRICA LATINA

Dentre as empresas sediadas apenas em países latino-americanos, a Petrobrás ocupa a primeira posição em lucro no terceiro trimestre, com resultado 143% superior ao da Vale, segunda colocada.

Nesta lista, 15 empresas são brasileiras e cinco mexicanas – incluindo a terceira colocada, a America Movil. O Itaú Unibanco, resultado de fusão ocorrida neste ano, está em quarto lugar. Na sequência vêm Banco do Brasil, Bradesco, AmBev, CSN, Itaúsa e Braskem.

ANTÔNIO PALOCCI – O Globo (15/11/2009)

Têm sido frequentes os alertas sobre os riscos de uma especialização excessiva de nossa economia em produtos básicos, como as commodities minerais e agrícolas. Isso poderia nos levar a uma dependência de atividades maduras de baixo conteúdo tecnológico, insuficientes para sustentar o crescimento, a competitividade e a capacidade de inovação no longo prazo.

Todas as evidências apontam para as vantagens de estruturas produtivas diversificadas, mas a história de sucesso do etanol carburante de cana desafia a ideia de que a competitividade em commodities seja pouco importante para a inovação e o progresso. E isso é confirmado pelos resultados de três décadas de aprendizado com esse combustível que se tornou, do ponto de vista ambiental e econômico, a única alternativa competitiva à gasolina em plano mundial.

O lançamento do Proálcool ao final da década de 70 foi uma resposta à necessidade imediata de reduzir o uso do petróleo importado. Com fortes subsídios públicos, o programa incentivou produtores e instituições públicas de pesquisa como a Embrapa a realizar um grande esforço de aprendizado sobre a cultura da cana em grande escala, na fabricação de equipamentos adequados para seu processamento, na logística e no desenvolvimento de mercado. Pelo lado da indústria de transformação, o setor automobilístico promoveu o primeiro projeto consistente de engenharia e pesquisa no país com o desenvolvimento de motores a álcool.

A instabilidade econômica da década de 80 e a desatenção para com o planejamento energético de longo prazo nos anos 90 criaram fortes pressões sobre o mercado de etanol, que acabou por aprender a sobreviver sem as subvenções, graças aos ganhos de eficiência e produtividade dos cultivos, máquinas e gestão comercial.

Nos anos recentes, a retomada do planejamento estratégico em um quadro de autossuficiência na produção de petróleo e de seu preço estruturalmente mais elevado, renovouse o interesse pelo etanol.

Sua vantagem econômica motivou um segundo passo na inovação de nossa indústria de automóveis: os motores flex-fuel, que respondem, hoje, por mais de 90% das vendas de veículos de passeio. Essa inovação provocou uma mudança significativa no mercado de energia para veículos, pois transferiu para o consumidor a escolha do combustível, levando o consumo do etanol a superar o da gasolina no país. Num outro campo do planejamento energético, governo e produtores trabalham a utilização, em grande escala, da queima do bagaço para alimentar a produção de energia elétrica, o que significaria, apenas considerando a biomassa do estado de São Paulo, uma carga maior que uma nova Itaipu.

É preciso ressaltar que, além de maior atenção recente das políticas públicas, muitas das empresas produtoras modernizaram seus padrões de gestão e financiamento, buscaram associações para garantir economias de escala e se lançaram à conquista do mercado externo. Esta nova mentalidade empresarial, mais dinâmica e inovadora, encontra-se, agora, diante de um novo desafio: consolidar o país como referência na utilização e no desenvolvimento de energias renováveis e de uma economia de baixo carbono.

Isso exige redobrar os esforços de pesquisa e desenvolvimento no etanol de segunda geração, resultado da hidrólise da celulose, o que possibilitará dobrar a produtividade da cana na mesma área plantada.

Por outro lado, a Petrobras tem investido na utilização do etanol como combustível de usinas térmicas de modo a substituir a queima de óleo.

A indústria automobilística tem buscado viabilizar o uso do etanol em motores de grande porte para o transporte urbano e de cargas. Finalmente, a indústria de máquinas trabalha com centros de pesquisa públicos e privados em uma nova geração de equipamentos voltados para o etanol derivado da biomassa.

As possibilidades de crescimento do setor, de aumento de sua competitividade e geração, e domínio de novas tecnologias são muito promissoras.

Dobrar as apostas nos investimentos privados e públicos em pesquisa e desenvolvimento e em novas estratégias empresariais para enfrentar as necessidades crescentes de escala e logística são os caminhos que se desenham hoje. O Brasil, como potência energética em construção, deverá ser capaz de consolidar empresas globais de energia renovável.

ANTÔNIO PALOCCI é deputado federal (PTSP) e foi ministro da Fazenda.

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.

Vera Brandimarte e Francisco Góes, do Rio e São Paulo – VALOR

O Brasil poderá ampliar a capacidade de produção dos estaleiros nacionais em cerca de 50% nos próximos dois anos, prevê Ariovaldo Rocha, presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval). Rocha disse que é viável ter capacidade de 900 mil toneladas de processamento de aço nos estaleiros do país no fim de 2011 ante 600 mil toneladas hoje em 22 de pequeno e grande porte.

“Precisamos mais 300 mil toneladas de capacidade adicional. Isso quer dizer mais três novos estaleiros de 100 mil toneladas cada”, disse. O presidente do BNDES, Luciano Coutinho, disse ao Valor, em Londres, na semana passada, que há interesse do banco em financiar a construção de mais dois estaleiros.

Rocha, do Sinaval, citou projetos em estudo que poderiam contribuir para aumentar a capacidade. Um deles é o do Estaleiro da Bahia, envolvendo OAS e Setal. Outro é o empreendimento do Estaleiro Ilha S.A (Eisa), do grupo Synergy, de Germán Efromovich, previsto para Maceió (AL). Rocha citou ainda a possibilidade de instalação de um novo estaleiro pelos sócios do Estaleiro Atlântico Sul (EAS).

Carlos Reynaldo Camerato, conselheiro do EAS, disse que está em análise a criação de uma outra empresa focada na construção de “topsides” para plataformas. Essa unidade poderia ser instalada em Suape (PE), onde fica o EAS, ou em outro Estado.

Rocha também citou entre os novos projetos de estaleiros o da OSX, empresa do grupo EBX, de Eike Batista, em Biguaçu (SC). Mas ele lembrou que esse é um projeto que nasce para atender, preferencialmente, a demanda da empresa de produção de petróleo de Batista, a OGX. (FG e VB).

Leo Caldas / Valor

Bellelis, presidente do EAS, diz que Vale poderia financiar uma parte. “Quando compra da China não paga contra entrega”

Indústria naval: Estaleiro de Pernambuco negocia com mineradora construção de 4 navios de 400 mil toneladas

EAS projeta segundo dique para atender Vale

Vera Brandimarte e Francisco Góes, de São Paulo e do Rio – VALOR

O Estaleiro Atlântico Sul (EAS) poderá construir um segundo dique seco em Suape (PE) para atender a encomenda da Vale de navios dedicados ao transporte de minério de ferro. O projeto deve ser apresentado ao conselho de administração do EAS até o fim do ano. O valor do projeto não está definido, mas deve ser superior aos cerca de R$ 300 milhões gastos nas obras civis do primeiro dique, que estará concluído em dezembro e que consumiu outros R$ 100 milhões (US$ 60 milhões) na compra de dois grandes guindastes.

As discussões entre a Vale e o EAS estão aceleradas. Em 15 de dezembro vence o prazo dado pela mineradora para que estaleiros nacionais apresentem suas ofertas. O pacote envolve quatro navios de grande porte, mas os estaleiros avaliam que esse poderia ser o primeiro lote de uma série de embarcações. O EAS vem trabalhando em uma proposta técnica e comercial para os primeiros navios da mineradora. O tema ganhou importância no alto escalão das duas companhias e envolveu o governo federal.

Na semana passada, em Londres, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva disse ao Valor que buscaria aproximar o presidente da Vale, Roger Agnelli, ao EAS. Na visão de Lula, o estaleiro teria, sim, condições de atender a Vale desde que tivesse uma programação de navios de longo prazo, de forma que fizesse sentido investir na ampliação da capacidade. Lula participou em Londres do seminário “Investimentos no Brasil”, promovido pelo Valor e “Financial Times”.

Nas discussões para se chegar a um acordo há, porém, temas sensíveis, sendo um dos principais deles a definição das fontes de financiamento. A Vale não está disposta a investir em estaleiros porque considera que seu negócio não é construir navios. Agnelli, que participou do evento em Londres, disse que a Vale estaria disposta a dar ao estaleiro que for investir uma garantia de compra que lhe permitiria tomar crédito no mercado.

Angelo Bellelis, presidente do EAS, considera que a construção dos navios da Vale pode ser viável com uma fórmula que combine financiamento do cliente, aporte dos acionistas do estaleiro e empréstimo do Fundo da Marinha Mercante (FMM). Na sua visão, a mineradora devia tentar uma solução combinada, financiando parte dos navios. “A Vale quando compra navio da China não paga contra entrega.” Outro ponto é que os primeiros navios encomendados pela Vale no Brasil teriam um custo maior do que navios semelhantes construídos na China ou Coreia. Esse custo tende a cair à medida que a indústria naval brasileira aumente a sua competitividade.

No momento, o EAS tem capacidade nominal para processar 160 mil toneladas de aço por ano e tem em carteira projetos que garantem 60% de ocupação. Apesar de o estaleiro ter 40% de capacidade de processamento de aço disponível, é preciso considerar a disponibilidade no dique atual. “Temos capacidade no dique mas com equipamentos compatíveis com os que temos hoje em linha de produção”, diz Carlos Reynaldo Camerato, diretor superintendente da unidade de negócio construção naval da Camargo Corrêa.

O grupo tem 49,5% do EAS, cuja carteira é formada por 22 navios petroleiros da Transpetro e um casco de plataforma da Petrobras. É por essa razão que o EAS precisa, como alternativa, de um segundo dique. Camerato, também conselheiro do estaleiro, disse que o EAS não tem como estratégia trabalhar com 100% de ocupação. “Sempre teremos espaço para novas encomendas.” O conselheiro confirmou que o estaleiro estuda plano de negócios para a construção do segundo dique que será apresentado ao conselho de administração até dezembro.

Além da Camargo, o EAS tem 49,5% de participação da Queiroz Galvão e 1% da PJMR. O estaleiro está em processo de reestruturação para abrigar a coreana Samsung Heavy Industries. Com a mudança, que depende de aprovações de BNDES e Transpetro, a Camargo passará a ter 40% do negócio, Queiroz Galvão (40%), PJMR (10%) e Samsung (10%).

Em Londres, Vitor Hallack, presidente do conselho de administração da Camargo Corrêa, disse que, com sua atual estrutura, o EAS está comprometido com entregas (para Transpetro e Petrobras) até 2013 e que a partir daí poderia fazer navios para a Vale.

Agnelli disse que a empresa tem programada a entrega de navios até 2013. A Vale contratou na China a construção de 12 grandes navios, cada um com capacidade de 400 mil toneladas, em uma encomenda de US$ 1,6 bilhão. O primeiro navio tem previsão de entrega no início de 2011 e os demais até o fim de 2012. Mas a Vale terá que continuar renovando sua frota.

A encomenda motivou protestos dos estaleiros nacionais e levou à abertura de negociações com a Vale. A Vale fixou 15 de outubro para entrega das propostas, mas adiou o prazo para 15 de dezembro a pedido dos estaleiros. O EAS não poderia atender a Vale no prazo que ela desejava, 2012, mas considera factível a entrega a partir do fim de 2013.

Estatal já vale mais na Bolsa do que empresas como o Google e o Walmart, mas perde para a Exxon e a Microsoft

Márcia De Chiara – O Estado SP

Se a Petrobrás e a Vale fossem americanas, ocupariam a 3ª e a 15ª posição, respectivamente, num ranking que reúne as 20 maiores companhias abertas dos Estados Unidos. O ranking foi elaborado na segunda-feira pela Economática com base no valor de mercado dessas empresas.

A Petrobrás, avaliada em US$ 207,9 bilhões no dia 9, está apenas atrás da Exxon Mobil, cujo valor de mercado era de US$ 345,8 bilhões nessa data, e da Microsoft Corporation, avaliada em US$ 257,4 bilhões. Nessa lista, o valor de mercado da Petrobrás supera, por exemplo, o do Walmart, o maior varejista do mundo (US$ 200,6 bilhões), a Apple, gigante de equipamentos de informática (US$ 181,5 bilhões) e o Google, por exemplo, que vale US$ 178,5 bilhões.

Já o valor de mercado da Vale nesse ranking é de US$ 141,9 bilhões, cinco posições à frente da Coca-Cola, avaliada em US$ 128,6 bilhões. Excluindo a Petrobrás desse ranking, a companhia ocuparia a 14ª posição.

Numa análise comparativa, desde o início do governo Lula até hoje, a Petrobrás subiu 118 posições nesse ranking, enquanto a Vale ascendeu 139 posições, excluindo a Petrobrás.

Segundo o gerente de Relações Institucionais da Economática e responsável pelo estudo, Einar Rivero, dois fatores contribuíram para a ascensão das companhias brasileiras. O primeiro, e o que mais pesou, foi a recuperação do valor de mercado das empresas depois da crise. O segundo fator foi queda do dólar em relação ao real, de 27% neste ano. Com isso, o valor de mercado em dólar das companhias abertas brasileiras cresceu por causa do câmbio.

Apesar da recuperação, o valor de mercado tanto da Petrobrás como da Vale é menor que o estimado em 2007. “O ano de 2008 foi trágico para as companhias abertas”, afirma Rivero. No ano passado, a Petrobrás ocupava 17 ª posição nesse ranking e valia US$ 95,8 bilhões, depois de ter alcançado a 5ª posição em 2008, sendo avaliada em US$ 242,7 bilhões.

No caso da Vale, a companhia estava na 32ª posição no ranking em 2008 e valia US$ 58,5 bilhões. Em 2007, ocupava a 17ª posição e estava avaliada US$ 152,7 bilhões. Mesmo com a recuperação do valor de mercado, a Petrobrás hoje vale quase 15% menos que em 2008. No caso da Vale, o diferencial é bem menor, de 7%.

PICO

Segundo o estudo, entre 31 de dezembro de 2002 e o dia 9 deste mês, a Petrobrás conseguiu ficar sete vezes na segunda posição no ranking das empresas americanas. O pico de valor de mercado da companhia foi atingido nos dias 21 e 22 de maio do ano passado. Nessas datas, a empresa alcançou o recorde histórico de US$ 309,5 bilhões. Com esse valor, a companhia ficou na segunda posição nesse ranking, atrás da Exxon Mobil, que valia US$ 494,9 bilhões no dia 21 de maio de 2008 e US$ 488,8 bilhões no dia 22 de maio de 2008.

Nas contas de Rivero, a valorização da Petrobrás teria de aumentar cerca de 50% em relação ao nível atual para que a companhia atingisse o pico conquistado no ano passado.

A Vale conseguiu alcançar o maior valor de mercado no dia 16 de maio do ano passado. Nessa data, valia US$ 196,5 bilhões. Para repetir esse desempenho, os papéis da companhia teriam de ter uma valorização de cerca de 40%, calcula Rivero.

No período analisado pelo estudo, que vai de 31 de dezembro de 2002 ao dia 9 deste mês, a Vale conseguiu ultrapassar a Petrobrás em valor de mercado em duas oportunidades. A primeira foi em 1º de outubro de 2007 e a segunda, no dia 2 de outubro do mesmo ano.

Estatal também é a 3ª em investimentos, diz relatório da AIE

Em um ambiente de retração dos investimentos no setor de petróleo, os planos da Petrobrás aparecem como a terceira maior cifra do mundo. A estatal investirá US$ 28 bilhões este ano, uma queda de 3,7% em relação a 2008, mas ainda assim um montante somente inferior ao da PetroChina (US$ 34,1 bilhões) e da Shell (US$ 31 bilhões).

O levantamento é da Agência Internacional de Energia (AIE) e faz parte do relatório anual “Perspectiva para Energia Mundial”, divulgado ontem. Conforme a entidade, os projetos de água profunda têm sido menos afetados pela crise porque possuem escala maior e são operados por grandes empresas internacionais. Para a agência, é improvável que as companhias cancelem esses projetos mesmo que o preço do petróleo fique mais baixo por alguns meses.

DANIELA MILANESE

Capitalização da estatal é aprovada

Comissão da Câmara deixou para hoje votação do projeto que define modelo de partilha

Renato Andrade, BRASÍLIA – O Estado SP

O governo conseguiu ontem aprovar o texto básico do projeto de capitalização da Petrobrás na comissão especial da Câmara que analisa o tema. Com isso, concluiu mais uma etapa da tramitação dos quatro projetos de lei que estabelecem o marco regulatório da exploração do petróleo da camada do pré-sal. A oposição, liderada por deputados do DEM e do PSDB, tentou obstruir a votação, mas foi vencida pela maioria da base governista, que aprovou o relatório do deputado João Maia (PR-RN) por 14 votos a favor e 4 contra.

Os integrantes da comissão voltam a se reunir hoje para discutir e votar os nove destaques apresentados. A proposta mais polêmica que a oposição quer incluir no projeto é a permissão de uso do dinheiro do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS) para a compra de ações que a Petrobrás emitirá quando a capitalização for autorizada. A possibilidade de aprovação dos destaques, entretanto, é mínima, considerando o placar da vitória do governo na votação do texto base do parecer.

DEM e PSDB devem repetir a estratégia de obstruir os trabalhos na tramitação dos projetos do pré-sal no plenário da Câmara, conforme antecipou o deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA). “O partido diverge da orientação que está sendo dado ao pré-sal. Não concordamos filosoficamente com o conjunto de projetos apresentados pela União”, disse o deputado.

Além da capitalização da Petrobrás, as comissões especiais já aprovaram a criação da Petro-Sal, estatal que vai gerenciar os contratos de exploração no novo modelo, e o Fundo Social, espécie de poupança que o governo vai estabelecer com as receitas do pré-sal. O projeto mais importante, que define o modelo de partilha em substituição ao atual sistema de concessões, deve ser votado hoje na comissão especial que analisa a proposta.

No caso da capitalização da Petrobrás, o relator João Maia (PR-RN) manteve praticamente intacto em seu parecer o texto original encaminhado pelo governo ao Congresso no início de setembro. A oposição criticou a decisão de Maia de acatar os pedidos do Planalto para não incluir no texto a possibilidade de uso do FGTS para a compra de ações da Petrobrás.

Em 2000, o governo Fernando Henrique Cardoso autorizou o uso de parte do FGTS para a compra de cotas de um fundo de investimentos que comprou ações da estatal. Várias entidades, incluindo a Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuro de São Paulo (BM&F Bovespa), sugeriram que, no processo de capitalização proposto, os trabalhadores que participaram da operação em 2000 tivessem o direito de usar novamente os recursos do FGTS para subscrever os novos papéis da estatal.

Diante da pressão do Planalto, contrário desde o início à ideia, Maia acabou deixando de fora a medida. “O governo, de forma absurda, tira a possibilidade daquele que comprou ações (em 2000) fazer agora da mesma forma”, criticou Márcio Junqueira (DEM-RR).

Para capitalizar a Petrobrás, a União vai entregar à empresa reservas equivalentes a 5 bilhões de barris. O presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, disse ontem que, após aprovar o projeto no Congresso, a operação financeira deverá ser realizada em, no máximo, três meses.

COLABOROU LEONARDO GOY

OGX amplia previsão de reservas de petróleo

Nicola Pamplona, RIO – O Estado SP

A petroleira OGX, do grupo empresarial de Eike Batista, anunciou ontem um aumento de quase 40% em sua expectativa de reservas de petróleo, para 6,7 bilhões de barris de óleo equivalente (somado ao gás). O volume, chamado pela empresa de “recursos potenciais”, foi calculado pela consultoria especializada DeGolyer & McNaughton (D&M), com base em novos dados obtidos pela companhia nos blocos após o primeiro relatório concluído em março de 2008.

A revisão dos volumes levou a OGX a anunciar mudanças em seu plano de negócios para os próximos anos, ampliando de 51 para 79 o número de poços previstos. Apenas no ano que vem, serão 27 poços – 17 deles na Bacia de Campos, 9 em Santos e 1 na Bacia do Parnaíba. A intenção anterior era perfurar apenas seis poços em 2010. Para cumprir o novo cronograma, a OGX aguarda a chegada de mais duas sondas de perfuração: Ocean Star e Ocean Lexington, no início do ano.

“Daqui para frente, teremos muitas boas notícias. Serão seis sondas operando simultaneamente”, disse o diretor financeiro da empresa, Marcelo Torres. Ele comentava a queda das ações após o anúncio de revisão para cima dos recursos potenciais – no fechamento da Bovespa, os papéis da OGX caíram 6,80%: “(A queda) não preocupa. O aumento de recursos é duradouro e mostra o potencial do portfólio”.

O primeiro relatório de recursos da OGX foi divulgado em março de 2008, com a expectativa de 4,8 bilhões de barris de óleo equivalente.

Desde então, a companhia adquiriu novos dados sísmicos sobre as áreas, além de ter perfurado dois poços – um em Campos e outro em Santos. No novo relatório, a D&M calcula ainda um volume adicional de 212 milhões de barris a título de recursos contingentes, em blocos na Bacia do Parnaíba. O estudo amplia também a probabilidade média de sucesso da empresa, que passou de 27% para 34,5%.

COLABOROU TATIANA FREITAS

Exploração do pré-sal impulsiona novos negócios

Simone Goldberg, para o Valor, do Rio

O setor de petróleo brasileiro, com a exploração e desenvolvimento da camada pré-sal, tem tudo para ser a maior alavanca da economia nos próximos anos, abrindo inúmeras perspectivas de negócios. A festa já começou. Entre 2009 e 2012, de acordo com dados da Organização Nacional do Petróleo (Onip), os investimentos no setor industrial somarão R$ 450 bilhões, 60% dos quais oriundos do segmento de petróleo e gás. “A programação de investimentos é bilionária: a Petrobras e as demais petroleiras vão aportar US$ 200 bilhões nos próximos cinco anos”, informa o diretor geral da Onip, Eloi Fernandez.

Desses US$ 200 bilhões, US$ 45 bilhões irão para o pré-sal, somando Petrobras – que contribuirá com 62% desse montante – e demais empresas. Num horizonte de prazo mais longo, esses valores dão saltos consideráveis: até 2020, a previsão é a Petrobras, sozinha, gastar US$ 111,4 bilhões no pré-sal. Petroleiras estrangeiras, ainda que estejam em compasso de espera, aguardando as definições sobre o marco regulatório da nova província exploratória em análise pelo Congresso Nacional, também já anunciaram planos bilionários de investimento no Brasil.

É o caso da petrolífera norueguesa StatoilHydro, que pretende fazer aportes de US$ 5 bilhões a US$ 10 bilhões no país em uma década e da americana Chevron, que revelou intenção de investir US$ 5 bilhões também nos próximos dez anos. A StatoilHydro, que tem expertise em águas profundas, vai gastar os recursos em campos onde já opera no Brasil. Mas, segundo o presidente no país, Kjetil Hove, há interesse também no pré-sal. “É um projeto que se encaixa bem nas ambições de longo prazo da empresa”, diz.

Já a Chevron vai tocar o desenvolvimento de cinco campos que opera em sociedade com outras petroleiras e em empreendimentos novos, que podem incluir o pré-sal, se a legislação referente a sua exploração não for restritiva. Além delas, outra grande ‘player’, a anglo-holandesa Shell, com grande experiência em pré-sal, que atua em regiões como o Golfo do México e o Oriente Médio, também está acompanhando as mudanças das regras do negócio.

Há quase cem anos no Brasil, a Shell já desembolsou mais de US$ 2,8 bilhões explorando e produzindo petróleo por aqui. A empresa participa de 15 blocos de exploração e só no ano passado investiu mais de meio bilhão de dólares no país. De acordo com seu gerente de relações externas de exploração e produção no Brasil, Flavio Rodrigues, o pré-sal exigirá muitos recursos e tecnologia para confirmar sua viabilidade e potencial. Ele espera que se estabeleça um ambiente de negócios transparente, com regras estáveis, e competitivo.

Muitas petroleiras estrangeiras são sócias da Petrobras em blocos já licitados do pré-sal, como a própria Shell, as portuguesas Partex e Galp, a espanhola Repsol, a britânica BG e as americanas Hess e Exxon. Algumas têm razões para dar sorrisos largos, pois já foram confirmados grandes volumes de óleo em suas áreas de exploração. É a sorte da Galp, que participa de cinco blocos no pré-sal. Ela pretende investir US$ 2,6 bilhões até 2013 para desenvolver essas descobertas, focando nos seus quatro blocos da Bacia de Santos. O outro fica na Bacia do Espírito Santo.

Os blocos já leiloados representam cerca de 28% da nova província exploratória e, segundo o projeto do marco regulatório que está no Congresso, vão se manter sob as regras atuais de concessão. Os demais, que ainda serão licitados, ficarão sob o regime de partilha, conforme propõe o governo.

Essa movimentação traz a reboque uma série de outros negócios, estimulando a grande cadeia produtiva de bens e serviços domésticos e abrindo apetites estrangeiros. A quinta edição da Brasil Offshore, feira da indústria petroleira, realizada em Macaé, em junho, serviu de termômetro para o negócio de óleo e gás daqui para frente. O número de expositores do exterior -138 – representou aumento de 100% em relação à feira anterior. Vieram fabricantes principalmente da China, França, Reino Unido, Holanda, EUA e Alemanha. Vários já se preparam para se instalar no país e ficar mais perto dos clientes.

Um exemplo é a francesa Ixsea, fabricante de sistemas de giroscópio com sensores de movimento usados para estabilizar embarcações. Outra francesa, a Imeca, avalia desembarcar no Brasil com sua fábrica de equipamentos que movimentam tubos em alto mar. A empresa já está presente no pré-sal brasileiro: fornece maquinário para a também francesa Technip, que trabalha para a Petrobras no Teste de Longa Duração do Campo de Tupi, na Bacia de Santos. A Technip é dona da Flexibras, fabricante de tubos flexíveis, no Espírito Santo.

Empresas brasileiras também já se preparam para morder um pedaço do bolo. O Estaleiro Atlântico Sul (EAS), instalado no Porto de Suape, Pernambuco, já tem uma carteira cheia de pedidos da Petrobras. O EAS está contratado para fazer 22 navios petroleiros, integrantes das fases um e dois do Programa de Modernização da Frota (Promef). Em setembro de 2008 foi iniciada a construção do primeiro, que deverá ser lançado ao mar, para acabamento e testes finais, no começo de 2010. Dos 22 navios, sete são da fase dois do Promef e tiveram seu contrato assinado em setembro. Eles serão usados no transporte de petróleo das novas áreas produtoras do pré-sal para os terminais da Petrobras.

O estaleiro também está fazendo o casco da plataforma P-55 para a estatal. Sua carteira de encomendas soma US$ 3,4 bilhões e o estaleiro avalia uma expansão para atender ao aumento de demanda que virá com o pré-sal. “O pré-sal traz aos fornecedores da cadeia do petróleo a oportunidade de viabilizar investimentos de médio e longo prazos. Especialmente no Nordeste, onde estamos instalados, contamos muito com o pré-sal”, afirma o presidente do EAS, Ângelo Bellelis.

O EAS é controlado pelos grupos Camargo Corrêa e Queiroz Galvão. Este último, por sinal, por meio da Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG), tem projetos ambiciosos para prestar serviços no pré-sal. Entre eles está a compra, junto a estaleiros estrangeiros, de três plataformas capazes de operar em áreas ultraprofundas. A Queiroz Galvão Óleo e Gás acumula experiência como prestadora de serviços de perfuração em águas profundas desde agosto, quando teve sua plataforma Olinda Star contratada pela Petrobras para trabalhar nos campos de Barracuda e Caratinga, na Bacia de Campos. O investimento, incluindo a adaptação da Olinda Star para atuar em águas profundas, chega a US$ 1,65 bilhão.

Valor inclui dois estaleiros e plataformas e navios encomendados pela Petrobrás, segundo o BNDES

Kelly Lima, RIO – O Estado SP

Os investimentos projetados pela indústria naval brasileira já chegam a US$ 55 bilhões, segundo o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). O volume inclui dois novos estaleiros e várias encomendas de plataformas de petróleo e navios pela Petrobrás.

Na opinião do gerente do Departamento de Transportes e Logística do BNDES, Antonio Carlos de Andrade Tovar, tal demanda é suficiente para justificar a construção de novos estaleiros no Brasil. Segundo Tovar, ao volume citado podem ser acrescidos outros US$ 15 bilhões projetados por petroleiras privadas que atuam no País – principalmente a OGX, do grupo empresarial de Eike Batista.

Outro investimento, que deve ser aprovado no ano que vem, são os US$ 4 bilhões de encomendas da Transpetro, subsidiária da Petrobrás, na segunda fase do seu plano de renovação de frota. As petroleiras Shell, Statoil e Exxon devem ser as próximas a anunciar encomendas, disse o executivo.

“Diante desse volume de investimentos, há uma demanda gigantesca por novos estaleiros, novas empresas fabricantes, enfim, novos investimentos na cadeia para atender a essas encomendas”, afirmou Tovar, em conferência sobre o setor naval, no Rio. Ele ressaltou que os 13 maiores estaleiros do País ocupam hoje área total de 3,5 milhões de metros quadrados, menor do que uma única unidade de gigantes mundiais como o Daewoo ou o Hyundai, respectivamente com 4,2 milhões de metros quadrados e 6 milhões de metros quadrados de área.

“O Hyundai é um estaleiro capaz de cortar 2 milhões de toneladas por ano, fabricar 70 navios por ano, o que perfaz a média de um navio pronto a cada quatro dias. Perto disso, o volume brasileiro, com capacidade total de 500 mil toneladas de chapas de aço por ano, fica risível”, disse o gerente do BNDES.

De fato, a percepção da demanda crescente já movimenta os investidores locais. O consórcio Estaleiro Atlântico Sul (EAS), formado por Camargo Correa e Queiroz Galvão, já analisa áreas para a instalação de um segundo canteiro no Brasil – o primeiro está em Pernambuco. “Já estudamos 17 áreas e estamos avaliando a possibilidade”, disse o diretor da companhia Fernando Tourinho, em entrevista após evento do setor naval, ontem no Rio.

Segundo fontes, a Bahia larga na frente na disputa pelo empreendimento, que terá como objetivo construir navios de grande porte e plataformas de exploração e produção de petróleo. Se confirmado, o investimento vem somar-se a vários outros projetos, todos orçados entre US$ 1 bilhão e US$ 1,5 bilhão, anunciados por OSX (também do grupo de Eike Batista, em Santa Catarina), Odebrecht (na Bahia), Jurong (no Espírito Santo) e outros dois ainda em negociação, no Ceará e em São Paulo.

De acordo com o secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Rio, Julio Bueno, os novos projetos podem ajudar a garantir competitividade da indústria nacional de navipeças, até mesmo em âmbito internacional.

Para Bueno, a concentração de um setor em um só Estado – como a indústria naval, que está praticamente 80% no Rio – é prejudicial ao País. “Temos de ter um olho no mercado interno, mas também precisamos nos voltar à descentralização.”

Dilma garante que Pré-sal vai beneficiar o ABC

Leandro Amaral – Repórter Diário

Aline Bosio A ministra Dilma Rousseff garantiu que a demanda da Petrobrás relacionada ao Pré-Sal será voltada à indústria brasileir

A ministra Dilma Rousseff (Casa Civil), predileta do presidente Lula à sucessão do Planalto, garantiu nesta segunda feira (26/10), durante evento em São Bernardo, que a demanda da Petrobrás relacionada ao Pré-Sal será voltada à indústria brasileira. Segundo ela, a expectativa é de que R$ 20 bilhões sejam movimentados por ano, sendo uma fatia direcionada ao ABC.

“Pode esperar que as compras da Petrobras sejam feitas preferencialmente no Brasil. Isso inclui a refinaria do ABC (Capuava, em Mauá) e também as indústrias daqui. A oportunidade do Pré-Sal vai permitir que várias cadeias industriais se beneficiem ao fornecer produtos e serviços para Petrobras”, destacou ao participar do evento de inauguração da ADVEB ABC (Associação dos Dirigentes de Vendas e Empreendedores do Brasil).

O investimento será possível porque a estatal será a única operadora das reservas na camada do pré-sal. O escopo da empreitada visa resgatar a indústria naval que, de acordo com a ministra, tinha “morrido no país”. “Até 2003, nós sequer tínhamos utilizado nosso poder de compra para privilegiar as empresas estabelecidas no Brasil. Isso é característica de todos os países desenvolvidos no mundo. Nós temos que ter nossa política de compra. A Petrobras como operadora apresenta política de compra comprometida com os interesses do país. Não vamos aceitar o que acontecia no governo passado quando se pegava uma demanda de uma plataforma e contratava no exterior”, ressaltou Dilma, dizendo que a prioridade do atual governo no território nacional fez o Brasil gerar 11 milhões de empregos a partir de 2003.

Mais cedo, o ministro das Relações Institucionais, Alexandre Padilha, mostrou-se otimista quanto a apreciação dos projetos no Congresso Nacional referentes ao pré-sal. Durante o 1º Fórum Internacional de Relações Multilaterais Econômico-Comerciais, ocorrido também em São Bernardo, o articulador do Planalto afirmou que até o fim dessa semana os relatórios serão apresentados aos parlamentares. O objetivo do governo é manter o calendário de votação na Câmara previsto para o dia 10 de novembro.

“Tem parte dos relatórios que não existe nenhuma divergência. A capitalização da Petrobrás é a única divergência. O relator fez uma proposta de utilizar recursos do FGTS para aquisição das ações da estatal e o governo não é favorável”.

A aprovação dos quatro projetos estabelecerão o marco regulatório e criarão a possibilidade dos investimentos no Pré-sal.

Aniversário de Lula
Indagada sobre o pedido do presidente Lula que anseia ganhar no aniversário do próximo ano “a vitória da ministra nas eleições”, Dilma disse que não comenta candidatura e que o anseio do chefe da nação é “comovente”. A predileta do Planalto também afirmou que irá presentear Lula em seu aniversário nesta terça-feira (27/10), mas destacou que a “lembrança será surpresa”.

Equipamentos serão todos destinados ao pré-sal; contrato de aluguel deve durar 20 anos e custar R$ 4 mi ao mês

Reforma do estaleiro, que será operado por empresa terceirizada após licitação, deve durar ao menos oito meses e consumir R$ 100 mi

Estaleiro SERMETAL, ex ISHIBRAS, Caju, Rio de Janeiro-RJ

PEDRO SOARES – FOLHA SP

DA SUCURSAL DO RIO

Para assegurar a construção de sondas e plataformas do pré-sal, a Petrobras arrendou um estaleiro no Rio de Janeiro e terá de investir, pelo menos, R$ 100 milhões na sua reativação.
Localizado no bairro portuário do Caju, o antigo estaleiro Ishibrás está praticamente parado. Após a reforma, que deve durar pelo menos oito meses, poderá receber obras de sondas de perfuração e cascos de plataformas de grande porte.
Com a premissa de encomendar o máximo possível de sondas e plataformas de produção no país, a Petrobras convive com a falta de instalações para tocar seus projetos. A saída foi alugar o estaleiro.
O valor do contrato não foi revelado, mas é estimado em R$ 4 milhões ao mês. A estatal arrendou a unidade por 20 anos com a opção de compra após esse prazo ou de prorrogação por mais dez anos.
A direção da companhia já deu o aval para a assinatura do contrato e os últimos detalhes estão sendo finalizados.
Pelo modelo escolhido pela direção da Petrobras, a operação do estaleiro não ficará a cargo da própria companhia. Será repassada ao grupo vencedor da licitação para a construção de sondas ou plataformas.
Esse mecanismo já foi testado num estaleiro no Rio Grande do Sul, que é operado pela construtora W. Torre, vencedora de licitação da companhia.
Os custos do arredamento durante a fase da obra serão descontados do valor total do contrato para a construção das sondas ou das plataformas.
Segundo executivos do setor naval, essa foi a solução encontrada para levar seus projetos adiante e driblar a falta de investidores interessados em assumir estaleiros no país.
Para Paulo Dalmazzo, presidente da CBD, controladora do estaleiro, “está tudo acertado, inclusive o preço”. Ele disse que a negociação está em sua “fase final”, embora o contrato não tenha ainda sido assinado. A CBD tem como sócios a Fator Empreendimentos e a Inepar.
Inaugurado em 1954, o antigo Ishibrás possui o maior dique para a construção de navios da América do Sul, mas está praticamente desativado há vários anos. Serve apenas para reparos de embarcações.
Para Dalmazzo, a unidade está apta a obras de grande porte e sua modernização não custará mais do que R$ 100 milhões. “A infraestrutura já existe. Com pouco dinheiro, o estaleiro estará no nível do mais moderno do país, o Atlântico Sul [em Pernambuco], cujo investimento estimado foi de US$ 1,7 bilhão”, afirma.
A Petrobras está prestes a lançar uma megalicitação para a construção de 28 sondas de perfuração -todas no Brasil e voltadas à camada pré-sal. Cada unidade pode consumir aportes de até US$ 1 bilhão.
Procurada, a Petrobras não se pronunciou.

Recorde
A produção de petróleo da estatal no Brasil ultrapassou a média de 2 milhões de barris/ dia pela primeira vez na história da companhia.
Em setembro, a média foi de 2,004 milhões de barris/dia, incremento de 1,2% sobre a produção de agosto.

Conhecimento atual faz com que despesas para extrair um barril dessa região somem o triplo do valor em outras áreas

Petrobras pretende que no pré-sal extração de petróleo seja controlada de forma remota, com o mínimo de pessoal, para conter gastos

SAMANTHA LIMA – FOLHA SP

DA SUCURSAL DO RIO

Adaptar a tecnologia existente para produzir mais petróleo no pré-sal, a um custo menor e com segurança, é uma das maiores empreitadas que a Petrobras enfrentará nos próximos cinco anos. Em termos financeiros, vencer esse desafio significa, em valores de hoje, um impacto positivo de mais de US$ 50 milhões por dia no caixa da empresa, em 2020.
Para especialistas, a tecnologia atual já permite produzir do pré-sal. “O que estamos fazendo é evoluir, testar novos materiais e formatos, para adaptá-la às novas condições”, diz Segen Estefen, coordenador do laboratório de tecnologia submarina da Coppe/UFRJ.
Entendem-se por novas condições as particularidades das regiões de maior potencial de produção. Embora se acredite que a província de petróleo abaixo da camada de sal vá da Bahia a Santa Catarina, a exploração hoje se concentra principalmente nas bacias de Campos (RJ) e de Santos (SP).
Em Campos, a Petrobras já produz óleo do pré-sal no campo de Jubarte, há um ano. Mas as reservas mais promissoras -e mais difíceis de extrair óleo- estão na bacia de Santos. Só em 3 das 10 áreas pesquisadas nessa bacia -Tupi, Iara e Guará-, estimativas apontam para até 13 bilhões de barris.
Nas palavras do presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, isso significa “óleo possível de extrair com as técnicas de hoje”, de forma a dar lucro. Na prática, o número dobra as reservas que a Petrobras havia levado 56 anos para acumular.
As reservas do pré-sal da bacia de Santos estão a 2.000 metros de profundidade do mar e mais 5.000 metros solo abaixo. No meio, ainda existe uma camada de sal de 2.000 metros a ser vencida. Tudo isso a 300 quilômetros da costa.
Em Jubarte, a distância da área até a costa é de 70 quilômetros, e as reservas do pré-sal estão a 4.700 metros do nível do mar, sendo 1.400 metros de lâmina d’água.
Somam-se a isso as dificuldades impostas pelo ambiente mais hostil no fundo do mar da região, onde a pressão elevada, a baixa temperatura e a presença de ácidos são ameaças constantes aos equipamentos, potencializando os riscos de incidentes e prejuízos.
Para completar, a empresa ainda está construindo o conhecimento sobre as rochas da região, chamadas de carbonáticas, e sobre o sal, que tem um comportamento menos previsível. Isso é importante porque o tipo de rocha determina o nível de produção. Os testes de produção em Tupi, desde maio, ajudam a trazer informações.
Diante de seu vasto portfólio e da dificuldade de fazer tudo ao mesmo tempo, a Petrobras sempre deu prioridade a produzir em áreas de alta lucratividade, deixando de lado as de baixo retorno. Sua corrida vai em direção a fazer do pré-sal uma fronteira mais lucrativa.
A empresa diz que o valor de US$ 45 por barril torna viável a produção do pré-sal. Tomando esse valor como um patamar de custo de produção e o petróleo na casa dos US$ 75 hoje, representaria, em valores atuais, uma margem positiva de US$ 30 por barril. Nos projetos fora do pré-sal, o custo médio de produção é de US$ 15, o que daria um saldo de US$ 60.
A diferença de cotação significaria, em 2020, quando a Petrobras pretende produzir 1,8 milhão de barris de petróleo por dia, cerca de US$ 54 milhões por dia no caixa da empresa, a valores de hoje. Por isso, baratear a produção no pré-sal é tão urgente.
“A ordem no pré-sal é reduzir custos da produção, e, sem avançar na tecnologia, isso não será possível”, diz Celso Morooka, professor de engenharia do petróleo da Unicamp.

Distância
A logística para transporte de pessoas, equipamentos e mantimentos usada até hoje para a produção em águas profundas em poços distantes até cem quilômetros da costa, na bacia de Campos, deverá ser deixada de lado no pré-sal de Santos.
A empresa já declarou que a produção no pré-sal terá menos gente porque o custo ficaria muito alto. A ideia é que a produção seja controlada de forma remota, na medida do possível.
Uma solução em estudo é a construção de dutos que iriam da costa até os poços, dispensando a passagem do óleo por plataformas e navios de produção. “Haveria apenas algumas embarcações de apoio na região”, afirma Estefen.
A construção de bases intermediárias, como se fossem ilhas, a meia distância entre a costa e os reservatórios, é outra possibilidade. “Mantimentos e equipamentos para manutenção ficariam sobre esse ponto intermediário e só seriam levados para a área de produção quando necessário.” Nesse caso, o transporte da produção poderia ser de navio até a base intermediária e, de lá até a costa, por meio de dutos.

Corrosão, pressão e temperatura são obstáculos

DA SUCURSAL DO RIO

Embora produza petróleo no mar há 30 anos, a Petrobras está aprendendo a lidar com o ambiente hostil do fundo da bacia de Santos. Pela profundidade e pelas características geológicas, a pressão e os riscos de corrosão são maiores. Somem-se como adversários a baixa temperatura das águas ultraprofundas e a camada de sal.
Se não forem domados de forma adequada, esses fatores podem representar eterna ameaça aos equipamentos.
O maior risco de corrosão decorre da forte presença de gás carbônico no fundo do mar sobre os reservatórios, devido à formação geológica da região. Ao reagir com a água, forma ácido carbônico, corrosivo.
A interrupção inesperada do primeiro teste de produção no bloco de Tupi em julho passado, dois meses depois de iniciada, foi uma mostra do que a corrosão no fundo do mar da bacia de Santos é capaz.
A Petrobras diz que houve um problema com uma peça do equipamento que controla a saída do petróleo do poço (chamado de árvore de Natal), instalado no fundo do mar. Mas comenta-se no mercado que houve corrosão prematura.
O coordenador do LNDC (Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem), Oscar Matos, trabalhou na solução para o problema do equipamento de Tupi. Ele não confirmou se houve corrosão.
“A corrosão é uma preocupação constante. Para desenvolver materiais mais resistentes, estamos estudando o uso de ligas metálicas especiais, como aço à base de níquel”, diz.
O revestimento dos equipamentos com produtos anticorrosivos é outra alternativa analisada pela indústria.
O LNDC -inaugurado em abril com a parceria da Petrobras e ligado à Coppe/UFRJ- tem uma série de câmaras que simulam ambientes de alta pressão, reproduzindo o fundo do mar. “Em outras profundidades, pode-se conviver com um defeito por 15 anos, mas, lá, não sabemos ainda.”
Devido à profundidade, a pressão do fundo do mar na bacia de Santos é maior do que na de Campos. Representa uma ameaça à integridade dos risers, tubos que ligam as plataformas ou navios-plataforma ao fundo do mar, onde os poços são furados. Se os risers romperem, podem causar acidentes.
Esses tubos normalmente são construídos com duas camadas de aço. Para o leigo, solução lógica seria reforçar a parede dos tubos com mais aço. Entretanto, isso o tornaria extremamente pesado, gerando risco de rompimento.
Uma solução estudada pela Coppe é revestir esse espaço entre as duas camadas com um polímero mais leve e resistente.
A Petrobras avalia novos materiais para a construção dos tubos que irão perfurar a camada de sal e a aplicação de um cimento protetor, por fora, uma vez que o comportamento dela ainda é pouco previsível.

Empresas buscam se unir à Petrobras

DA SUCURSAL DO RIO

Apontada como líder global em produção de petróleo em águas ultraprofundas, a Petrobras liderará o processo no pré-sal, mas não poderá dispensar a ajuda externa.
Um dos maiores parceiros é a Coppe (Coordenadoria de Programas de Pós-Graduação em Engenharia), da UFRJ, com quem a Petrobras trabalha há 30 anos e tem cerca de 200 contratos para realização de estudos.
A Coppe fica na ilha do Fundão, no Rio, perto do Cenpes (Centro de Pesquisas da Petrobras), por onde passam todos os estudos de tecnologias da empresa.
“Por o pré-sal ser um ambiente muito específico, a solução mais eficiente nascerá no Brasil, mas serão usadas tecnologias de outros projetos, dentro e fora do país”, afirma o vice-presidente da Baker Hughes no Brasil, Maurício Figueiredo.
A empresa presta serviços tecnológicos para o setor em 90 países e foi uma das que primeiro buscaram parceria com a Petrobras para tecnologias para o pré-sal. Uma das que estão em desenvolvimento é o uso de uma broca mais eficiente na perfuração de poços direcionais (que não são na vertical).
O acordo inclui a construção de uma área de pesquisa no parque tecnológico da UFRJ com investimentos de R$ 88 milhões em quatro anos, dos quais R$ 32 milhões da Petrobras.
Outra que desembarcou no parque é a concorrente Schlumberger, que também já presta serviço à Petrobras. Fechou parceria com a empresa e a UFRJ para criar um centro de tecnologia.

O petróleo é boa bandeira política

Presidente da Petrobras diz que emissão para capitalizar empresa deve chegar a 3 vezes o valor dos 5 bi de barris que União cederá para a estatal

O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, demonstra confiança nos projetos do governo Lula para mudar o modelo exploração de petróleo. Em sabatina da Folha, disse que a oposição está “atordoada” com as propostas do governo para a exploração das reservas do pré-sal, que as críticas mais agudas vêm de empresas estrangeiras que ainda não exploram a região e que o petróleo sempre foi uma “boa bandeira política”. Gabrielli se diz um “petista histórico”, fundador do partido. Foi diretor financeiro da estatal de 2003 a 2005, quando assumiu a presidência da maior empresa do país.

Jorge Araujo/Folha Imagem

O editor de Dinheiro, Sérgio Malbergier, o colunista Vinicius Torres Freire, José Sergio Gabrielli, a colunista Maria Cristina Frias e o repórter especial Valdo Cruz, na sabatina da Folha no Tuca

AGNALDO BRITO – FOLHA SP

DA REPORTAGEM LOCAL

A Petrobras fará uma emissão primária de ações três vezes superior ao valor total dos 5 bilhões de barris que o governo cederá à companhia na chamada operação de capitalização. A transação está prevista num dos quatro projetos de lei em discussão neste momento no Congresso Nacional.
A informação é do presidente da estatal, José Sergio Gabrielli. O executivo -integrante “histórico” do PT (Partido dos Trabalhadores)- participou ontem da sabatina da Folha, realizada no teatro Tuca, em São Paulo.
Foi sabatinado por Maria Cristina Frias, colunista da Folha, Sérgio Malbergier, editor de Dinheiro, o colunista Vinicius Torres Freire e o repórter especial Valdo Cruz. A principal dúvida sobre a dimensão dessa operação de capitalização ainda é o valor que será atribuído a cada barril a ser cedido pela União à Petrobras. Só a partir disso será possível saber qual a cifra que terá de ser desembolsada pelos acionistas da companhia para compra das ações a fim de manterem a mesma participação atual.
Se os acionistas minoritários não conseguirem subscrever um volume de ações equivalente ao que têm hoje, terão participação reduzida. Segundo avaliação de Gabrielli, toda a operação de transferência de reservas do governo para a estatal e a operação de emissão de ações ocorrerá ao longo do primeiro semestre de 2010.
Gabrielli disse que a operação da estatal com o governo é comum no mercado mundial. Em 2008, segundo ele, houve 134 operações com reservas provadas e prováveis no mundo e, até agosto deste ano, outras 42 transações. Os valores entre todos esses negócios, disse ele, variaram de US$ 1,1 a US$ 27 por barril de petróleo. Ele não deu indicações se o valor da negociação com o governo ficará dentro dessa variação. O projeto de lei no Congresso exige auditoria internacional para aferir esse valor.

Questão fiscal
Gabrielli afirmou que o impacto dessa transação no caixa do governo será nulo. Como a cessão dos 5 bilhões de barris será onerosa, a Petrobras pagará ao governo pelo direito de explorar essa reserva. Em troca, a União receberá o equivalente a um terço das ações da companhia. “Do ponto de vista do deficit público, o efeito é zero. O governo no final do dia vai trocar o direito de exploração de 5 bilhões de barris pelo equivalente em ações da Petrobras.
O dinheiro dos outros acionistas ficará no caixa da companhia”, disse. Os 5 bilhões de barris poderão depois ser vendidos pela estatal. O recurso ficará no caixa da companhia.

FGTS
Gabrielli disse que será respeitado o direito dos minoritários em exercer a compra das ações, mas reconheceu um problema no caso dos cotistas do FGTS (Fundo de Garantia do Tempo de Serviço). Hoje, 2,1% da Petrobras pertencem a cotistas do FGTS. O primeiro problema é que, ao aceitar que os cotistas detentores de ações comprem mais papéis, haverá um benefício para eles em detrimento de outros trabalhadores com recursos no fundo. O segundo problema é legal. A legislação veta a quem não é acionista da empresa o direito de adquirir ações em operações de aumento de capital.
“Há duas assimetrias. Não vamos fazer oferta pública de ações. Quem não tem ações da Petrobras não vai poder comprar. Entre os cotistas do FGTS, a possibilidade de ter mais recursos do FGTS aplicados em ações da Petrobras diferencia-os ainda mais dos cotistas do FGTS não acionistas.”

“Oposição atordoada”
Fora a discussão sobre o FGTS, Gabrielli acha que a discussão do novo modelo no Congresso não enfrenta oposição. Ao contrário do previsto, diz, a oposição tem feito poucas mudanças nos quatro projetos em discussão no Congresso. Gabrielli afirma que “a oposição está atordoada”.
“[Atordoada] porque ela não tem uma proposta de confronto. Entre as 850 emendas, não existe nenhuma grande emenda que seja confrontante dos elementos centrais dos projetos do governo. São pontuais”, disse. Para o presidente da Petrobras, isso mostra o esfriamento de posições contrárias ao modelo de partilha que está em discussão, em substituição ao regime de concessões, que vigora desde 1997.
“Isso mostra o amadurecimento do país, significa que há muito mais convergência do que aparentemente existia. Antes de o governo apresentar o projeto, havia na imprensa uma defesa unânime do modelo de concessões. Hoje, é raríssimo encontrar quem as defenda.”

Ingerência política
Baiano, participante de primeira hora do PT, Gabrielli disse que pode ser demitido do comando da maior companhia do país a qualquer momento. Encarregado por controlar uma empresa responsável por 10% do PIB brasileiro, 12,5% de toda a arrecadação federal e 6,5% das divisas oriundas das exportação, Gabrielli reconheceu que enfrenta pressões políticas no comando da estatal.
“Toda empresa de petróleo, de qualquer país, está sujeita diariamente a pressões políticas, isso é parte da indústria do petróleo. Seja do acionista majoritário ou do governo diretamente. Você acha que a Exxon não sofre influência do governo norte-americano, que a British Petroleum não sofre influência do governo inglês? Claro que sofre”, disse.
Ele negou, porém, que essa ingerência do governo Lula sobre a estatal prejudique os acionistas minoritários, e disse que o modelo de governança adotado pela companhia é uma defesa a qualquer tipo de gestão temerária. “Se tem influência política? Claro que tem. Mas a companhia tem uma estrutura de governança interna, tudo passa por vários comitês, são inúmeros pareceres, o processo de revisão é grande.”

Critica externa
Gabrielli disse durante a sabatina que uma parte das companhias estrangeiras de petróleo mobiliza grupos de resistência no país contra a decisão do governo de alterar o modelo de exploração do petróleo. Segundo ele, são empresas que não apostaram no país ao longo das nove rodadas de licitação de blocos. “As empresas que não assumiram risco, algumas europeias, algumas norte-americanas, são hoje as mais vocais contra o novo projeto de lei. Não assumiram o risco, agora vão trabalhar com nova regra”, disse.

Veja a íntegra da sabatina com José Sergio Gabrielli

www.folha.com.br/092861

Petróleo: Composição de rochas, risco de congelamento e novos materiais são alguns dos desafios da estatal

Leo Pinheiro / Valor

Solange Guedes, da Petrobras, sobre as novas tecnologias: “Estimular um poço é fazê-lo produzir, e produzir mais, é um dos principais desafios do pré-sal”

Francisco Góes, do Rio – VALOR

A Petrobras está aproveitando os dois testes de longa duração na área do pré-sal – um em Tupi, na Bacia de Santos, e outro no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, litoral sul do Espírito Santo – para buscar soluções e inovações tecnológicas que permitam melhorar a eficiência nesse novo ambiente exploratório. O trabalho considera o fato de os reservatórios do pré-sal serem formados por um tipo de rocha, os carbonatos, diferente da tradicionalmente encontrada na Bacia de Campos, os chamados arenitos (uma espécie de areia de praia).

“Hoje o grande trabalho que envolve o movimento tecnológico é caracterizar as rochas, suas propriedades físicas, mecânicas, químicas e térmicas”, disse Solange Guedes, gerente-executiva de engenharia de produção da área de exploração e produção da Petrobras. Ela afirmou que nos dois testes de longa duração (TLDs) do pré-sal estão sendo confirmadas as expectativas iniciais. “O que posso dizer é que, até agora, o projeto manteve as premissas originais.”.

Segundo ela, um dos desafios do teste no poço pioneiro 1-ESS-103A, no campo de Jubarte, no sul do Espírito Santo, tem sido garantir o escoamento da produção no fundo do mar. Para facilitar esse escoamento, a indústria petrolífera utiliza fluidos químicos que são injetados nos poços e misturam-se às correntes de petróleo e gás. Ao longo da história da Bacia de Campos, a Petrobras acumulou grande experiência nessa área. Mas no pré-sal, a empresa não tinha um modelo de como os fluidos iriam funcionar.

Um dos riscos no escoamento no pré-sal envolve um eventual congelamento do petróleo causado por ambientes muito frios no fundo do mar (na faixa de 4 graus centígrados). “É aí que entra a aprendizagem: temos que ter uma modelagem com a capacidade de transformar aquele fluido para que, quando chegar ao leito marinho, (o fluido injetado) não venha a congelar”, disse Solange. Ela reconheceu que o trabalho feito com os fluidos no teste do Espírito Santo será muito útil para outras áreas que a empresa venha a explorar.

Os fluidos vem sendo testados e suas composições avaliadas em conjunto com o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), da própria Petrobras, e empresas fornecedoras, disse Solange. Ela adiantou que a Petrobras poderá utilizar plataformas diferentes das convencionais no pré-sal, em uma análise a ser feita caso a caso. “Se houver uma acumulação (de petróleo) muito concentrada, o mais apropriado é utilizar a completação seca”, diz, em referência ao nome técnico dado ao processo de produção de plataformas conhecidas pela sigla TLWP. São unidades que têm custo menor do que os sistemas tradicionais de produção utilizados pela Petrobras e baseados no uso de navios plataforma, as FPSOs.

Nas TLWPs (sigla em inglês de Tension-Leg Wellhead Leg Platform), porém, os poços precisam ser perfurados próximos à unidade enquanto nas FPSOs eles podem estar distantes até 30 quilômetros da embarcação, sendo conectados por meio de linhas flexíveis e outros equipamentos. Uma das vantagens da TLWP é que o petróleo vai direto para a plataforma sem precisar circular muito no ambiente submarino. A Petrobras já abriu uma licitação para construir plataforma desse tipo destinada ao campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos.

Solange falou ainda sobre o uso de fluidos como forma de estimular a produção de reservatórios em rochas do tipo carbonato no pré-sal. Neste caso joga-se um fluido ácido que permite dissolver parte da rocha e chegar a outras áreas produtoras dentro do reservatório. “Estimular um poço é fazê-lo produzir, e produzir mais, é um dos principais desafios do pré-sal”, afirmou Solange.

Ela disse que o aumento da eficiência passa pela busca de poços cada vez mais produtivos. “Temos aprendido na Bacia de Santos diferentes técnicas de estimulação”, afirmou. De acordo com ela, há um esforço que envolve centros de tecnologia e a indústria para desenvolvimento desses fluidos no país. A ideia é que os fluidos sejam produzidos por indústrias químicas no país a custos competitivos.

Ela reconheceu que em águas profundas trabalha-se no “limite da tecnologia”. Citou o problema de fabricação nos parafusos de fixação da árvore de natal molhada (equipamento submarino de controle da produção), utilizada no poço 3-RJS-646, no TLD de Tupi, como exemplo de como uma determinada falha, aparentemente não percebida na fabricação, pode ser detectada com monitoramento. O problema nos parafusos levou a uma interrupção temporária no teste de longa duração de Tupi, cujos trabalhos foram depois retomados.

Solange disse que esse episódio não teve nenhuma relação com o ambiente de exploração do pré-sal. Segundo ela, o problema foi detectado em outro poço em operação. Mas como constatou-se que o mesmo lote de parafusos estava instalado no TLD de Tupi, parou-se a produção.

A gerente da Petrobras também falou sobre o desenvolvimento da indústria de tubos de aço para atendimento do pré-sal. Admitiu que o pré-sal exigirá material especial para a fabricação de tubos, capaz de resistir a contaminantes. “Estamos mapeando toda a indústria brasileira”, informa.

Ela disse que executivos da Petrobras têm recebido empresas do setor, sobretudo metalúrgicas, que podem fabricar esses tubos mas, em alguns casos, têm limitações na capacidade de produção (em termos do diâmetro dos tubos). “Pode parecer que é simples, mas não é. A produção de uma mesma liga metálica em diâmetro diferente requer outro tipo de procedimento”, disse Solange. Ele reconheceu ainda que talvez seja preciso desenvolver mais de um aço especial para as chapas a serem usadas na fabricação dos tubos que serão instalados nos poços e em outras etapas do processo de produção.

Indústria e centros de pesquisa criam rede de inovação

Indústria e academia devem lançar nas próximas semanas a Rede de Inovação para a Competitividade da Indústria Naval e Offshore. A iniciativa busca criar uma agenda tecnológica que envolva a indústria, afirmou o presidente da Sociedade Brasileira de Engenharia Naval (Sobena), Alceu Mariano. Ele disse que apesar de haver disponibilidade financeira, via fundos de ciência e tecnologia, a indústria naval e offshore tem dificuldade de montar projetos de pesquisa e desenvolvimento e de levantar recursos.

“Quem faz isso é a universidade, mas de forma dissociada da indústria”, afirmou. Mariano, que é diretor da Keppel Fels Brasil , que opera estaleiro dedicado à construção de plataformas em Angra dos Reis, disse que a indústria brasileira tem capacidade de atender a demanda a ser colocada pelo pré-sal, mas admitiu que ela precisa ser mais competitiva, o que envolve novas tecnologias. “Esse é um trabalho que passa pelas universidades.”

A rede de inovação tem um comitê gestor formado por integrantes da Sobena, do Sinaval e Syndarma, sindicatos que representam os estaleiros e as empresas de navegação e do Centro de Excelência em Engenharia Naval e Oceânica (Ceeno). Floriano Pires, professor da coordenação dos programas de pós-graduação em engenharia (Coppe) da Universidade Federal do Rio de Janeiro, disse que a rede é uma tentativa de definir projetos e estratégias a serem financiados pelos canais já existentes.

Ele defendeu maior participação da indústria naval e offshore nos investimentos em pesquisa e desenvolvimento. Pires citou como exemplo de recursos disponíveis para o setor o fundo setorial de transporte aquaviário e construção naval, formado por um percentual de 3% do que é arrecadado com a cobrança do adicional sobre os fretes para a renovação da Marinha Mercante.

Pires disse que os recursos do fundo são aplicados via Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), ligada ao Ministério de Ciência e Tecnologia, para uso por universidades e centros de pesquisa. “O fundo teria, em média, R$ 30 milhões por ano, mas é preciso considerar o contingenciamento (do orçamento da União)”, afirmou.

Celso Trindade, responsável pelo fundo aquaviário na Finep, disse que o fundo não teve recursos cedidos à reserva de contingência. No orçamento de 2009, o fundo teve aprovados R$ 39 milhões. Mas até agora não se realizou a chamada pública destinada a selecionar as propostas que receberão apoio na área de transporte aquaviário e construção naval neste ano. (FG)

Custo dificulta encomenda de navio construído no país

Empresas de navegação interessadas em construir navios no Brasil reclamam da dificuldade para colocar encomendas nos estaleiros nacionais. Nelson Carlini, presidente da multinacional francesa CMA CGM do Brasil, avalia que há estaleiros que conseguem ganhar dinheiro com a construção de plataformas para a Petrobras e não oferecem cotações “razoáveis” para fazer navios no país.

Carlini diz que os preços ofertados, em meados de 2008, para a construção no Brasil de um navio para transporte de derivados de petróleo ficavam muito acima da realidade internacional. Segundo ele, esse navio custaria entre US$ 78 milhões e US$ 80,5 milhões no Brasil, com financiamento de até 95% do valor em 18 anos e juros de 4% ao ano. No mercado mundial, o mesmo navio custaria entre US$ 30 milhões e US$ 35 milhões, com 85% do valor financiado prazo de até dez anos para o pagamento e juros de 6% ao ano.

A conclusão é que não há condições de oferta de navios no mercado brasileiro, a preços vigentes fora do país, 50 anos após a implantação da indústria naval brasileira. Entre as razões, segundo ele, estão fatores tributários e trabalhistas, falta de escala e impossibilidade de produção em série. A Petrobras quer mudar essa realidade.

A empresa trabalha para padronizar equipamentos, tratando-os como se fossem pequenos módulos, que permitam montar projetos diferentes. O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse que a empresa está definindo metas mínimas de conteúdo nacional por subsistemas. A empresa entende que, com escala de encomendas, é possível elevar a competitividade da indústria nacional. (FG)

Cada unidade pode custar até US$ 1 bi; concorrência será aberta a estrangeiras, mas construção deverá ser feita no Brasil

Vale, que aguarda fim de licitação com estaleiros do Brasil, confirma contratação de estaleiro coreano para frete de navios por US$ 1 bi

PEDRO SOARES DA SUCURSAL DO RIO – FOLHA SP

Para atender a demanda de equipamentos para a exploração do pré-sal, a Petrobras lançará na próxima semana uma licitação para a construção de 28 sondas de perfuração -todas no Brasil. Cada unidade pode custar até US$ 1 bilhão, dependendo das especificações.
A concorrência será aberta a empresas estrangeiras, mas toda a construção terá de ser feita no Brasil, a partir de projetos de engenharia também elaborados no país, segundo Renato Duque, diretor da área de Serviços da Petrobras.
Segundo ele, a licitação foi “desenhada” com sete navios-sonda para permitir a criação de um novo estaleiro no país para receber essa encomenda. Não há, diz Duque, a obrigatoriedade de que um novo empreendimento do setor naval seja feito para montar as embarcações.
A contratação das sondas será dividida em três fases, e a exigência de conteúdo local mínimo (encomendas à indústria brasileira) é crescente.
Na primeira etapa, sete navios-sonda serão contratados e ficarão sob propriedade da Petrobras. Nesse caso, o conteúdo local será de 55% para a obra como um todo e de 20% apenas para os equipamentos de perfuração -hoje, importados integralmente. A expectativa é que as primeiras unidades comecem a ser entregues em três anos e meio.
Na fase seguinte, a Petrobras vai contratar mais duas sondas -que podem ser semissubmersíveis, navios-sonda ou fixas-, que também serão de propriedade da empresa. Para estas, a exigência global ficará em 60%, e a dos equipamentos de perfuração sobe para 40%.
Por fim, serão licitadas as 19 sondas restantes. Não há restrição quanto ao tipo. A diferença é que, nesse caso, todas serão afretadas (alugadas) pela estatal de terceiros, responsáveis pela operações dos equipamentos. Nessa última fase, o conteúdo local exigido será de 65% para o conjunto da obra e de 50% para a perfuração.
A licitação será feita pela modalidade de carta-convite, pela qual a Petrobras chama as empresas a participar da disputa. É a forma usada pela companhia em grandes contratações.
Duque disse que, para essa concorrência, o estaleiro Mauá não será convidado. Tal decisão tem por base a investigação da Polícia Federal em curso no âmbito da operação Águas Profundas, que apurou, em 2007, supostas fraudes em licitações da Petrobras. O caso está na Justiça. A Petrobras vetou o Mauá apesar da pressão do governador do Rio, Sérgio Cabral, que pediu a inclusão do estaleiro na licitação e assegurou a “idoneidade” da empresa, controlada pelo empresário German Efromovich.
Procurado, o estaleiro Mauá informou, por meio de sua assessoria de imprensa, que não se pronunciará sobre o caso enquanto ele estiver na Justiça.

Vale
A Vale anunciou ontem a contratação do estaleiro coreano STX Pan Ocean para o afretamento de navios, dentro do seu programa de criar uma linha exclusiva para o transporte de seus minérios. Na Coreia, a empresa informou que o contrato envolve 11 embarcações e um valor de US$ 1 bilhão, informação não confirmada
A Vale ressaltou que o contrato com a STX Pan Ocean é um afretamento de navios, não compra de embarcações. A empresa disse ainda que está aguardando a finalização do processo de licitação aberto em estaleiros nacionais para a construção de navios no Brasil.
A ressalva da Vale visa evitar nova polêmica com o presidente Lula, que, no mês passado, cobrou publicamente da Vale que compre navios brasileiros e exporte produtos com maior valor agregado.
Em nota, a empresa afirmou que o contrato com os coreanos “está alinhado com a política da Vale de estabelecer um portfólio de fretes que garanta nossa competitividade no mercado transoceânico, em especial a China, no médio e longo prazos, ajudando no desempenho da balança comercial”, diz o texto, lembrando que Vale respondeu por 44,2% do superavit comercial brasileiro no primeiro semestre de 2009.

Ministros convencem governistas

Arnaldo Galvão e Paulo Victor Braga, de Brasília – VALOR

Uma equipe interministerial de juristas convenceu os deputados Arlindo Chinaglia (PT-SP) e Henrique Eduardo Alves (PMDB-RN) de que a Constituição e a jurisprudência do Supremo Tribunal federal (STF) autorizam a Petrobras a ser a única operadora do pré-sal. Segundo o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, os dois parlamentares tinham “certa insegurança” sobre o assunto, mas saíram “tranquilos” de reunião realizada na manhã de ontem, em Brasília. Chinaglia preside a comissão especial que analisa o projeto de partilha das riquezas do pré-sal e Alves é o relator.

Para Lobão, que participou ontem à tarde de audiência da comissão especial que analisa a criação da Petro-sal, não há razão para impedir que a Petrobras seja a operadora única. Ele argumentou que, atualmente, a empresa já é a operadora em aproximadamente 80% dos campos de petróleo licitados no regime de concessão. “Ela [Petrobras] conseguiu todo o êxito que temos. Somos autossuficientes graças a ela, que tem atuação em mais de 22% dos campos do mundo. Portanto, não se diga que ela não tem condição de ser a operadora do pré-sal”, afirmou.

Chinaglia disse ao Valor que Alves vem sendo questionado por deputados que julgam polêmica a contratação direta da Petrobras pela União, sem licitação, possibilidade que consta do projeto enviado pelo governo. Apesar dessa dúvida, ele disse que as explicações dadas por juristas de várias áreas do governo foram “consistentes”. “A garantia constitucional é a de que se trata de um monopólio com características diferentes das aplicadas ao regime da mineração”, explicou.

Lobão revelou ontem que o governo terá de escolher outro nome para a empresa – batizada de Petro-sal – que vai administrar os contratos de partilha e comercialização de petróleo e gás natural. Citou sugestões apresentadas na Câmara, como Petromar, Petrosal do Brasil, Petrobras-Sal e Petrobrasil, mas explicou que terá de ser feita consulta ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial (Inpi) para não se cometer novo equívoco – a marca Petro-sal já havia sido registrada por um empresário. A palavra final será do presidente Luiz Inácio Lula da Silva.

De acordo com Lobão, representantes do governo perderam contato com o empresário dono da marca Petro-sal. “Fizemos uma tentativa inicial apelando ao patriotismo, mas reconhecemos o direito dele de ceder ou não o título.”

Ao participar de audiência pública sobre o projeto de partilha das riquezas do pré-sal, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, revelou que a primeira turma de funcionários da Petro-sal será formada por aposentados da Petrobras. “Eles têm o conhecimento necessário para exercer essa função e o mercado não está pronto para fornecer funcionários em um primeiro momento”, explicou.

Lobão também disse ser impossível que a Petro-sal seja transformada em reduto político do PMDB do Maranhão. Prometeu que serão escolhidos apenas os melhores nomes, sem discriminação. “Criticavam Getúlio Vargas por escolher muitos gaúchos para o governo. Ele respondia que, realmente, eram do Rio Grande do Sul, mas eram os melhores. Se o Maranhão tiver os melhores, vamos escolher os maranhenses”, ironizou.

O ministro garantiu que os projetos do pré-sal não significam uma nova estatização da economia. Ele explicou que o objetivo da União é apenas apropriar-se da riqueza – hoje, pelo regime de concessão, a maior parte dos recursos do petróleo fica com as empresas. Sobre o regime de partilha, afirmou que esse é o modelo usado por 80% dos países produtores de petróleo e se adapta às maiores concentrações de riqueza ou “áreas generosas”. Onde há maior risco exploratório, explicou o prêmio para o investidor tem de ser maior e, para isso, existe o regime de concessão. Outra preocupação do governo, segundo Lobão, é gerar empregos no Brasil.

Gabrielli defendeu a Petrobras como operadora única nos campos do pré-sal. Disse que a Lei 9.478, de 1998, não foi a responsável pelo aumento de produção de petróleo ocorrida de lá para cá. A lei abriu o mercado brasileiro para empresas internacionais, mas, segundo ele, o aumento da produção se deu por causa de poços que já haviam sido descobertos antes da quebra do monopólio estatal. “Não posso dizer que a lei em vigor é ruim, mas estamos em um momento econômico muito diferente do que estávamos em 1997″, comentou, ressaltando que o Brasil deixou de ser importador e passou a exportar petróleo.

Esse salto na produção, para Gabrielli, teve como único motivo o trabalho da empresa. Na interpretação dele, é um equívoco atribuir essa evolução à competição gerada pelas empresas privadas que ingressaram no mercado brasileiro.

Infraestrutura: Produção em águas ultraprofundas exigirá grandes investimentos na logística da estatal

Danilo Fariello, de Brasília – VALOR

A exploração e produção do pré-sal vai exigir uma revolução logística da Petrobras. Os principais campos da empresa, atualmente na Bacia de Campos, estão localizados a uma distância entre 120 e 150 quilômetros da costa, e os poços de exploração do pré-sal estarão, em geral, a uma distância ente 200 e 300 quilômetros. Por isso, serão necessários novos investimentos em infraestrutura para que a operação no mar tenha o máximo de autonomia possível.

“Estamos diante de circunstâncias totalmente diferentes das conhecidas”, diz o gerente-geral da unidade de serviços de transporte e armazenagem do setor de Exploração e Produção da Petrobras, Ricardo Albuquerque. “Como os campos são gigantes e distantes, isso leva a um planejamento distinto daquele já conhecido.”

Apesar das muitas incertezas, há dados preliminares suficientes para planejar. Já está definido, por exemplo, que a estratégia envolverá o modelo de “hub” (termo em inglês que significa ponto de conexão) para três itens específicos.

Um é a adaptação do que já ocorre na Bacia de Campos, para a distribuição de óleo diesel às unidades marítimas da Petrobras. Atualmente, os navios-tanque ficam atracados em zona próxima às diferentes plataformas alimentando, “no varejo”, as necessidades do óleo combustível de cada unidade, explica Albuquerque. A ideia do “hub” de diesel nasceu dentro da Petrobras especificamente para a Bacia de Campos e hoje já são três os navios-tanque na região. A empresa entendeu que a concepção de “hub” adotada no caso do óleo diesel será usada no pré-sal de forma ampliada. Isso leva aos dois outros itens, que são os fluidos químicos e passageiros.

Na perfuração e produção dos poços, são necessários fluidos específicos para se manter a produtividade dos poços. São elementos que resultam da operação e que devem ser processados quimicamente e reinseridos nos poços. Hoje, isso é feito no continente, mas a ideia da Petrobras é adaptar um navio-tanque com os elementos necessários a essa operação.

O desafio tecnológico para isso é grande, pois se trata de uma infraestrutura que nunca foi levada ao mar. Roberto Ramos, da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), acha que a solução pode ser a construção de uma plataforma fixa para operar os fluidos, porque são necessários equipamentos de compressão complexos e torres acima de 60 metros.

É no sistema de transporte de passageiros, porém, que a Petrobras prepara a grande novidade logística para o pré-sal. Hoje, apenas na Bacia de Campos, a empresa transporta 10 mil passageiros por mês (ou 20 mil, contando ida e volta). No Sul e Sudeste, o transporte chega a quase 60 mil passageiros por mês. A ampliação e construção de bases aeroportuárias já está nos planos. No entanto, para o pré-sal está planejado também um ponto de interconexão no meio do mar.

Para baratear esse transporte, a estratégia é a criação de unidades marítimas que servirão como estações intermediárias. Será um meio de caminho onde os passageiros chegam por meio de uma lancha ultrarrápida para, de lá, pegar helicópteros de médio porte rumo ao seu destino final. No entanto, esse projeto também carrega diversos desafios tecnológicos.

O primeiro refere-se a manutenção dos helicópteros, explica Albuquerque. É mais eficiente fazê-la em terra e à noite. Portanto, eles teriam de ser trazidos de volta ao continente diariamente. Na primeira e na última viagem do dia, portanto, seria possível que alguns passageiros não tivessem de passar pelo “hub” de transbordo marítimo – que poderá ser mais de um, dependendo do ritmo de exploração e da distância entre os poços.

A dificuldade maior é fazer essa viagem agradável ao passageiro, de forma que ele mantenha sua capacidade de trabalho ao chegar ao destino final. Para isso, a Petrobras encomendou à americana Lockheed Martin um modelo de lancha específico para as suas necessidades, com espaço para 150 pessoas. A empresa já fornece embarcações similares para empresas que exploram campos no golfo do México, no território americano. O projeto já vem sendo desenvolvido pela empresa para a Petrobras por mais de dois anos, para a Bacia de Campos. Agora terá que ser adaptado para o pré-sal.

Segundo Albuquerque, é relativamente fácil ter uma lancha rápida com pouca movimentação, para evitar enjoo dos passageiros, mas a grande dificuldade é montar uma estrutura no mar em que, parada, a lancha não balance demais e seja firme e grande o suficiente para os helipontos. É ainda necessário que ela torne rápida a mudança de meio de transporte. Essa estrutura flutuante, com nome técnico de “gangway”, é chamada pelos funcionários da estatal de “ilha artificial”.

Um modelo que vem sendo desenvolvido confidencialmente por uma empresa tem uma forma similar à de uma rampa, com uma escada articulada – como aquelas de caminhões de bombeiros. “São vários modelos de ‘gangways’, mas todos os existentes mostram dificuldades principalmente em dois pontos: segurança e agilidade no transbordo”, explica Albuquerque. Por isso, a necessidade de desenvolvimento específico. A empresa também planeja que a “ilha artificial” possa servir como escala ou mesmo permanência por um tempo de passageiros que trabalhem em diferentes plataformas.

Apesar da inovação, Albuquerque diz que não se tratam de projetos suntuosos financeiramente. “A simplicidade é o destaque e a meta é reduzir custos.” No caso dos navios-tanque de diesel a solução foi simples e barata, porque foram adaptados navios ociosos da Transpetro. A lancha não será mais cara que a média das 165 embarcações que a Petrobras já possui.

Empresas aéreas querem informações sobre licitações

A demanda da Petrobras por helicópteros nos próximos anos já empolga o setor, mas, entre as empresas que fornecem aeronaves para a empresa, são grandes as incertezas quanto ao futuro. A maior crítica das companhias de táxi aéreo se refere à falta de informações quanto ao volume e o ritmo de contratações futuras, principalmente para o pré-sal, que, pelas longas distâncias, podem exigir grandes investimentos.

Atualmente, a Petrobras é a maior cliente das companhias do setor, com contratos para cerca de 60 aeronaves, que voam um total de 95 mil horas por ano. A estatal tem contratos para voos com sete empresas: Aeróleo, BHS, Castle Air, Helívia, Líder, Omni e Senior.

A Petrobras tem uma licitação aberta para o aluguel de helicópteros médios (até 12 passageiros) e outra para grandes (até 18 passageiros). Porém, os editais não dizem quantas serão as aeronaves contratadas, nem quando se encerra o período de escolha. Um contrato para uso de helicóptero grande pode chegar a US$ 1 milhão por mês. Dez contratos de cinco anos podem significar algo como US$ 600 milhões.

“Elas têm razão em reclamar”, reconhece o gerente-geral da unidade de serviços de transporte do setor de Exploração e Produção da Petrobras, Ricardo Albuquerque. A Petrobras tem atualmente um programa claro de compra de 146 embarcações nos próximos anos. “Precisamos fazer o mesmo com os helicópteros”, diz ele. As empresas precisam ter previsões claras para reservar os helicópteros com as fabricantes e preparar-se financeiramente, diz. O próprio uso dos “hubs” de passageiros no mar era uma incerteza entre as empresas de taxi aéreo.

“A falta de informação é uma angústia do setor, porque são investimentos de longo prazo”, afirma Eduardo Vaz, diretor-presidente da Líder Taxi Aereo. “Comprar aeronaves agora é um jogo especulativo, porque não temos informações para nos preparar para futuras licitações.”

Albuquerque diz que a direção da Petrobras está avaliando por esses dias sua demanda futura e pode divulgar ao mercado, na sexta-feira, quantos serão os helicópteros contratados. (DF)

Danilo Fariello, de Brasília – VALOR

A Confederação Nacional da Indústria (CNI) fechou ontem uma posição oficial a ser encaminhada a governo e parlamentares sobre os projetos de lei que tratam do pré-sal. Resignados sobre a tentativa de estimular o governo a rever o sistema de partilha da produção do óleo, o foco das demandas dos industriais estará no estabelecimento da Petrobras como operadora única dos campos e sobre os poderes que serão concedidos à nova estatal do setor, inicialmente chamada de Petro-sal.

Depois de reunir-se com o presidente da Petrobras no início da semana, José de Freitas Mascarenhas, presidente do conselho de infraestrutura da CNI, considerou “ingênua” a visão de José Sérgio Gabrielli ao minimizar a importância de a empresa ser operadora única. “Quem não tem competidor não é capaz de aferir sua maior eficiência. Fugir disso é fugir do que a sociedade quer” No debate na sede da Confederação, com representantes da indústria, do Ministério de Minas e Energia, do BNDES e do setor acadêmico, ficou evidente a preocupação dos potenciais fornecedores da estatal em tê-la como compradora única de seus produtos.

“A Petrobras peca por ter uma visão de si muito além do que seria razoável. Às vezes ela é mais que um Estado dentro do Estado”, acrescentou Mascarenhas.

Os industriais acreditam que o modelo atual de concessões para a exploração do petróleo poderia ser adotado no pré-sal com apenas algumas modificações. Porém, o clima na reunião era de batalha perdida com relação à tentativa de dissuadir o governo sobre o modelo de partilha.

Na mesmo evento, o representante da Associação Brasileira da Indústria Quimica (Abiquim), Roberto Ramos, defendeu que o novo marco regulatório do pré-sal tenha um tratamento diferenciado para o gás que será extraído das reservas. Na visão de Ramos, o sistema de partilha prevê que o governo terá também uma grande parte da produção de gás produzido, mas essa matéria-prima é muito menos rentável do que o petróleo, por isso a tarifação pode encarecer muito o seu aproveitamento.

A expectativa da associação é de grande volume de produção de gás nas aréas do pré-sal, mas, segundo Ramos, pelo modelo atual, ele poderia chegar às indústrias a preço acima dos US$ 9 dólares por milhão de BTU (Unidade Térmica Britânica, usada como referência de preços). É por volta desse preço que o gás importado da Bolívia chega às indústrias do Sul e Sudeste hoje.

Na avaliação de Ramos, com dados preliminares, o gás do pré-sal é de alta qualidade e muito mais rico do que a proporção entre barris de petróleo e gás na Bacia de Campos, embora existam importantes problemas tecnológicos para seu aproveitamento.

Atualmente, a Petrobras usa cerca de 15% do gás para convertê-lo em energia elétrica para as próprias plataformas na Bacia de Campos, diz Ramos. Ele prevê que, para o pré-sal, será necessário usar 25% da produção de gás para o próprio sistema, segundo cálculos preliminares conservadores da Abiquim. “De cada cem mil barris extraídos, é possível gerar cerca de 100 MW.”

Além desses 25%, mais gás pode ser reinjetado na terra para manter a pressão dos campos e evitar que ele seja jogado no ambiente, explicou. Ontem, a empresa anunciou que em novembro iniciará testes no campo terrestre de Miranga, na Bahia, para avaliar a tecnologia que poderá ser adotada para reinjeção de gás em alta pressão no pré-sal.

O desafio ambiental é grande já que, se jogado na atmosfera, o gás do pré-sal levaria ao ar 7 milhões de toneladas de gás carbônico por dia, ou 3,5% das emissões atuais brasileiras. Durante o debate, foi lembrado ainda que, mesmo antes da crise, o preço do gás nos EUA sempre esteve abaixo do preço no Brasil, de US$ 9 o milhão de BTU. Atualmente, o preço do gás americano é de cerca de US$ 3,00 pela mesma unidade de referência.

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.

Segundo Lobão, os consórcios que apresentarem o maior porcentual serão os vencedores

Renée Pereira – O Estado SP

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, afirmou ontem que a União deverá ficar com, no mínimo, 50% dos lucros obtidos pelos consórcios na exploração de petróleo na área do pré-sal. “Mas esse número poderá ser 60%, 70% ou 80%, dependendo da disponibilidade dos investidores”, destacou o ministro, após participar do Congresso da Indústria 2009, promovido pela Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp).

Segundo ele, os consórcios que oferecerem o maior porcentual do chamado “óleo lucro” – que representa o total produzido por um campo, deduzidos os custos e despesas associados à produção de petróleo – serão os vencedores. Esse será o princípio do regime de partilha, que determinará os próximos investimentos em petróleo e gás no pré-sal e nas áreas estratégicas, cuja produção seja superior a 600 mil barris por dia.

“O governo não abre mão do regime de partilha nesses casos”, destacou Lobão, lembrando que o modelo de concessão continuará valendo para reservas menores em terra. Segundo ele, o regime de concessão foi adequado no passado, quando o País não tinha condições de bancar os investimentos. Hoje, completa o ministro, a situação é completamente diferente. “Além disso, o modelo de partilha é usado pelos grandes produtores de petróleo.”

Em resposta a uma reclamação do presidente da Fiesp, Paulo Skaf, sobre o risco de a Petrobrás deter 30% de participação nos consórcios, Lobão afirmou que tem recebido apoio de empresários, incluindo de multinacionais, sobre as regras do pré-sal. “Tenho sido procurado por vários produtores, que se dizem contentes com o andamento do novo marco regulatório. Eles só querem regras claras e manutenção de contratos.”

O ministro destacou que os quatro projetos enviados pelo governo sobre o pré-sal devem ser aprovados pela Câmara até 10 de novembro. “Temos a garantia dos líderes da Câmara de que os projetos serão aprovados até essa data.”

(COLABOROU WELLINGTON BAHNEMANN)

Congresso: DEM é o campeão de emendas ao pré-sal

José Cruz / ABr

Rodrigo Maia: “O regime de concessões Fortaleceu as empresas e permitiu que elas investissem no setor sem excluir o Estado”

Raymundo Costa e Raquel Ulhôa, de Brasília – VALOR

As duas principais alianças partidárias à sucessão presidencial, em 2010, disputam também a primazia das mudanças nos quatro projetos do pré-sal enviados pelo governo ao Congresso. O bloco PSDB-DEM concentrou suas forças na proposta que trata da troca do modelo de concessão pelo regime de partilha na exploração do óleo. Foram 271 emendas do total de 836 apresentadas aos quatro projetos. O PT e o PMDB apresentaram, somadas, 230 emendas. Mas suas prioridades foram o Fundo Social.

Na depuração das emendas propostas, o Democratas foi o campeão no ataque ao projeto que trata da exploração e produção de óleo: 70, ao todo, contra 59 do PMDB, 48 do PSDB e 32 do PT. “Essa ofensiva não foi articulada, mas mostra a identidade da bancada com uma linha na qual partido acredita”, disse o presidente do DEM, deputado Rodrigo Maia (RJ).

O Democratas foi um dos partidos que mais se preparou para o debate do pré-sal, proposta que trata de questões programáticas essenciais ao partido. Outro foi o PCdoB, sigla diretamente interessada no assunto pela simples razão de que um filiado, Haroldo Lima, é o diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Logo após os quatro grandes partidos, o PCdoB é a quinta legenda com maior número de emendas (70).

Tão logo foram divulgados os projetos, DEM e PCdoB trataram de se preparar para o embate no Congresso. Os comunistas fizeram debates na Câmara; o DEM, duas reuniões da bancada – uma com consultores da área energética e outra com a Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan). Já a Executiva Nacional discutiu os projetos com o economista Cláudio Adilson, que é consultor do partido.

“Somos contra o regime de partilha por duas razões: ele é inconstitucional e pela defesa que nos cabe fazer do modelo atual: o regime de concessão fortaleceu a Petrobras”, diz Rodrigo Maia. “Fortaleceu as empresas e permitiu que elas investissem no setor sem excluir o Estado. É um modelo nem liberal, nem estatizante. É híbrido”, acrescentou.

Mas o maior número de emendas apresentadas ao projeto que trata da partilha não é sobre o regime de exploração e produção. É sobre o assunto que divide Estados e que, se puder, o relator da proposta, o líder do PMDB na Câmara, Henrique Eduardo Alves (RN), deixa para ser discutido apenas em 2011: a divisão dos royalties. “Mais das metade (das emendas) trata de royalties e participação especial”, diz Alves.

Os representantes dos Estados produtores, entretanto, acham que é assunto a ser definido agora, pois do contrário não será tratado tão cedo. Argumentam que a disputa entre os Estados é um falso debate estimulado pela União: ao contrário do que estaria sugerindo o governo federal, os Estados produtores querem sim que os demais Estados sejam beneficiados, mas com o que couber à parte da União.

O segundo maior bloco é de emendas que discordam do modelo da partilha. “Sobre essas, a possibilidade (de mudança) é zero”, diz o relator Henrique Alves. “O modelo da partilha é indiscutível, irreversível e quem não se convenceu vai se convencer”. Alves também acha que regime especial – defendido pelos Estados produtores – não cabe na partilha. O deputado também lembra que atualmente 28% do pré-sal já são explorados sob o regime de concessão.

Os dois extremos do espectro político, o PT, com 15 emendas, e o DEM, com 14, foram os partidos que mais se interessaram pelo projeto referente à capitalização da Petrobras. A comissão especial que vai analisar o assunto é a única a ter um representante da oposição entre os oito cargos-chave dos projetos do pré-sal.

Trata-se do deputado Arnaldo Jardim (PPS-SP), presidente da comissão de capitalização. Ele vai defender que os acionistas que usaram o FGTS para comprar ações da Petrobras possam novamente recorrer o fundo para aumentar sua participação na empresa. Jardim diz que essa é a tendência da comissão especial.

O PL que cria o Fundo Social recebeu mais sugestões de mudança do PMDB (58) e PT (54). A deputada Iriny Lopes (PT-ES) foi o desaguadouro das emendas apresentadas pelos movimentos sociais e sindicais. A maior parte das emendas ao FS destina dinheiro para a Saúde (cerca de 25%). O problema, nesse caso, será o relator Antonio Palocci (PT-SP): o deputado já declarou que é contrário à pulverização dos recursos.

O cientista político Cristiano Noronha, da consultora Arko Advice, chama a atenção para o interesse despertado nas bancadas: 16 das 19 siglas representadas na Câmara apresentaram propostas de modificações.

“O PT está entre os quatro da lista que mais apresentaram sugestões, o que quer dizer que nem mesmo no partido do presidente da República os projetos são consensuais”, diz Noronha. Ele chama a atenção para o fato de que o governo federal também se deu conta da importância estratégica do Fundo Social, tanto que deslocou Palocci da relatoria do projeto de capitalização da Petrobras para a do FS.

A Arko Advice também concluiu na última quinta-feira uma pesquisa sobre a expectativa da Câmara em relação à votação do projeto. Dos 272 deputados ouvidos (mais que a maioria absoluta), 73,28% disseram acreditar que os projetos do pré-sal serão aprovados neste ano.

DA SUCURSAL DE BRASÍLIA – FOLHA SP

O governador da Bahia, Jaques Wagner (PT), disse que a Petrobras está realizando prospecções no litoral sul do Estado em busca de petróleo no pré-sal.

Segundo Wagner, “os geólogos da Petrobras apontam a região como de altíssima possibilidade de conter petróleo no pré-sal”. Hoje, a chamada “província do pré-sal” se estende do sul do Espírito Santo até Santa Catarina, em uma área de 149 mil quilômetros quadrados.

A assessoria de imprensa da Petrobras afirmou que só hoje poderá dar informações detalhadas sobre a Bahia, Estado de seu presidente, o também petista José Sérgio Gabrielli.

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.