Monthly Archives: abril 2018

Petrobras dá início a processo de venda de refinarias

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A Petrobras lançou nesta sexta (27) os prospectos de venda de participações em quatro de suas refinarias. Nos documentos, diz que o mercado brasileiro de refino é oportunidade “única e atraente”. Os interessados têm até o dia 18 de junho para assinar acordos de confidencialidade e obter acesso a informações sobre os ativos.

A venda é parte do plano de desinvestimentos da estatal e enfrenta grande resistência entre sindicatos ligados à empresa. A direção da Petrobras espera concluir o processo ainda este ano e contratou assessoria do Citigroup para as operações.

Serão duas operações diferentes, uma envolvendo ativos na região Nordeste e oura na região Sul. A Petrobras vai criar duas subsidiárias, cada uma com dias refinarias, e colocar à venda 60% de cada uma.

No prospecto de venda, a Petrobras diz que o mercado brasileiro de refino oferece oportunidades de crescimento e de boas margens, uma vez que o país tem grande produção de petróleo e é o 5º maior mercado de combustíveis do mundo.

“A proximidade dos campos produtores de petróleo na costa brasileira com o grande mercado consumidor brasileiro de produtos refinados faz do segmento de ‘downstream’ [que inclui transporte e refino de petróleo) seja um investimento único e atraente”, afirma a empresa.

A subsidiária nordestina terá as refinarias Landulpho Alves, na Bahia, e Abreu e Lima, em Pernambuco, além de cinco terminais de movimentação de petróleo e derivados e 770 quilômetros de oleodutos. A subsidiária garante ao comprado mercado potencial de combustíveis nas regiões Nordeste e Norte.

Essa nova empresa terá 19% da capacidade de refino do país. Se decidir concluir as obras da refinaria Abreu e Lima, dobrando sua capacidade para 230 mil barris por dia, ampliará sua fatia de mercado para 24%.

A subsidiária da região Sul reúne as refinarias Alberto Pasqualini, no Rio Grande do Sul, e Presidente Getúlio Vargas, no Paraná, além de sete terminais e 736 quilômetros de oleodutos. É responsável por 17% da capacidade nacional de refino

Poderão participar empresas com pelo menos US$ 5 bilhões em faturamento e experiência no setor de refino de petróleo. Ou fundos de investimentos com ativos de ao menos US$ 1 bilhão.

Fonte: Folha SP

Com volta de obra, cidade do Comperj espera criação de 5 mil vagas

A possibilidade da abertura de vagas de emprego na região do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) tem movimentado em Itaboraí, na região metropolitana do Rio. A cidade foi uma das mais afetadas com a paralisação do Comperj e que, desde então, busca se reerguer.

As vagas devem surgir com a retomada das obras da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), que retira o gás processado por meio de gasoduto e leva para a malha do Comperj. O GLP também vai sair por meio de outro duto, que junto com a unidade, faz parte do projeto integrado Rota 3, chamado Dutos Norte, que já está em execução.

A estimativa que sejam gerados 5 mil empregos diretos, número previsto pela Petrobras. No entanto, as vagas não serão criadas pela companhia, mas por empresas envolvidas na construção e no fornecimento de serviços necessários para a obra, paralisada desde 2015.

“Vamos ter inúmeros contratos que são os pequenos contratos que vão viabilizar, por exemplo, fornecimento de energia para a UPGN, fornecimento de água a vapor, tem toda a parte de infraestrutura, a parte de serviços, arruamento. O que a gente acredita é que todos esses contratos juntos, no pico de obra, vai ter uma faixa de 5 mil empregos diretos. É uma estimativa. Este número vai ser confirmado um dia pelas contratadas.”, disse o gerente de implantação do Projeto UPGN – Rota 3, Frederico Doher, em entrevista à Agência Brasil.

A obra será tocada pela empresa chinesa Shandong Kerui Petroleum e pela brasileira Método Potencial, por meio de uma Sociedade de Propósito Específico (SPE), criada para completar a construção do projeto que foi interrompido, segundo Doher com 30% do espaço físico concluídos. O contrato tem o valor de aproximadamente R$ 1,95 bilhão.

Para o presidente do Sindicato dos Trabalhadores Empregados nas Empresas de Montagem e Manutenção Industrial do Município de Itaboraí (Sintramon), Paulo César Quintanilha, a perda de empregos com a paralisação das obras no Comperj foi imensa para o município.

Embora reconheça que a retomada da UPGN seja positiva, são necessárias mais de 5 mil vagas diretas para suprir a demanda. “Para dentro do estado do Rio de Janeiro não é suficiente para a demanda dos desempregados que temos aqui. O baque foi muito forte. Para a gente hoje tirar um pouco desse pessoal desempregado, era necessário 10 mil vagas de empregos”.

Quintanilha lembrou que, no auge das obras no Comperj, as empresas chegaram a contratar 32 mil trabalhadores. “A retomada é positiva, mas o topo da obra só vai acontecer de julho em diante, o topo das contratações”, disse, acrescentando que os profissionais de construção civil devem ser os primeiros contratados.

Frederico Doher destacou que o pessoal a ser empregado já passou por uma capacitação da Petrobras, quando as obras ainda estavam em andamento. “Naquela época, o mercado estava muito aquecido, a Petrobras capacitou muita mão de obra naquela região, então, a gente acredita que até por questão de custos e logística, a mão de obra que venha a ser apropriada nessas obras, seja uma mão de obra da região, principalmente, de Itaboraí. Isso é um ponto positivo”.

UPGN

A unidade, com previsão de início de operação no segundo semestre de 2020, vai servir ao escoamento da produção de gás natural de campos do pré-sal da Bacia de Santos. Após a paralisação do projeto em 2015, muita gente ficou sem emprego e os planos para os municípios da região foram deixados de lado. A professora e pesquisadora da Fundação Getulio Vargas Energia (FGV Energia), Fernanda Delgado, lembra que a criação do Comperj atraiu tantos investimentos que inclusive chegou a ser convidada para lecionar em uma universidade que seria instalada em Itaboraí.

“É todo um ecossistema que é criado em torno e que faliu e não foi para frente. Quando não vai para a frente não é só aquela expectativa desse ecossistema que é frustrada. É também uma obra que fica parada perdendo valor e se deteriorando”.

Meio ambiente

Na visão da pesquisadora, a retomada das obras além de movimentar a economia da região vai aumentar a produção de gás natural, produto que tem menor impacto no meio ambiente. “Quando tem a retomada, ela é boa em três aspectos. Boa porque bota uma obra para funcionar, para de perder dinheiro, porque uma obra parada está perdendo dinheiro. Ganha na geração de empregos diretos e indiretos nesse ecossistema que vai ser desenvolvido ali e tem o uso de um combustível menos poluente”, disse.

Segundo Fernanda Delgado, o uso de gás natural tem sido considerado um combustível de transição, pois emite menos poluentes, em muitos países. “Para cumprir metas do Acordo de Paris, os países estão migrando bastante para o gás natural, mudando as suas fábricas e mudando as suas termelétricas a carvão para queimar gás natural e ter redução da emissão. O gás natural tem sido fomentado no mundo inteiro já há alguns anos, justamente nessa pegada de ser um combustível de transição”, contou.

Produção

A retirada do gás natural na área do pré-sal vai permitir alta na produção de petróleo, que conforme a pesquisadora, está atrelada a uma capa de gás, que precisa ser produzida para dar acesso ao óleo que está embaixo. “Como preciso do produto final que é o óleo, é necessário tirar esse gás da frente e ter um retorno econômico com ele de alguma forma”.

Rota 3

De acordo com Frederico Doher, Rota 3 terá capacidade de processar 21 milhões de metros cúbicos (m³) por dia. Somada às Rotas 1 e 2, que também pertencem ao Comperj e já estão em operação, a Petrobras vai processar 44 milhões m³ de gás por dia.

“Vai ser a maior planta de gás da Petrobras [Rota 3]. É um projeto desafiador para gente justamente por causa da importância dele e é uma retomada. O que motiva muito a gente é que depois de um período tumultuado dentro da Petrobras a gente está começando a retomar os investimentos., disse.

Licitação

Além da UPGN, o Rota 3 inclui a construção de um gasoduto com aproximadamente 355 km de extensão total, sendo 307 km de trecho marítimo, já construídos, e 48 km de trecho terrestre, em fase de licitação, que escoará o gás natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos até a UPGN. O contrato do trecho terrestre deve ser assinado no segundo semestre deste ano, de acordo com Doher.

Refino

Quanto à área de refino do Comperj, o gerente afirmou que o Trem 1 vai continuar preservado, aguardando uma futura parceira que esteja interessada em concluir essa parte. Ainda não há previsão de quando serão retomadas as obras, que têm em torno de 60% de espaço físico prontos.

Fonte: 24 horas news

FPSO Petrojarl I liberado para produzir até 2023

O campo de Atlanta será o primeiro projeto 100% privado a produzir na Bacia de Santos. Foto: Cortesia Teekay

O Ibama emitiu licença de operação autorizando a produção do FPSO Petrojarl I, afretado pela Queiroz Galvão E&P com a Teekay, no campo de Atlanta, na Bacia de Santos. A licença é válida até 23 de abril de 2023 e a compensação ambiental do projeto foi fixada pelo órgão ambiental em R$ 1,66 milhão.

Recentemente, a Queiroz Galvão E&P confirmou recentemente que pretende iniciar neste mês a produção do FPSO Petrojarl I. O projeto será o primeiro desenvolvimento feito por uma operação 100% privada da bacia.  A expectativa é que a produção atinja 20 mil barris por dia de petróleo a partir de dois poços. Todo o petróleo será comprado pela Shell.

O Petrojarl I deve ser o segundo FPSO a entrar em operação em 2018 na Bacia de Santos. Há duas semanas, a Petrobras começou a produzir com o FPSO P-74, primeira unidade a produzir comercial em áreas da cessão onerosa, no campo de Búzios. Mais cinco FPSOs estão no planejamento da Petrobras para entrar em operação na região no segundo semestre. Abaixo, a ferramenta de dados de FPSOs da E&P Brasil indica o overview do setor.

E o que o SPA de Atlanta vai testar?

O projeto será um Sistema Antecipado de Produção, quando a empresa realiza o estudo prévio das reservas de petróleo e gás. O projeto tem como objetivo iniciar a produção comercial no campo, permitindo que se entenda melhor o comportamento do reservatório e a sua produtividade.

Através deste processo espera-se aumentar o entendimento das características do reservatório, melhorar a capacidade de previsão de produção e dar suporte às decisões para o desenvolvimento do Sistema Definitivo de Produção (SD). O sistema definitivo é uma plataforma de produção, que pode ser do tipo FPSO assim como Petrojarl I, que vai produzir por longo prazo.

De um modo geral, a atividade de produção consiste em retirar do reservatório, através dos poços produtores de petróleo, uma “mistura” de óleo, gás e água. Essa “mistura” é enviada para o FPSO onde será processada de modo a separar cada uma das partes. O óleo será temporariamente armazenado no FPSO e após seu processamento será escoado para navios de transporte (navios aliviadores).

O gás separado será utilizado principalmente para gerar energia no próprio FPSO, não havendo previsão de queima de gás excedente. A água produzida será tratada e descartada no mar, atendendo as especificações estabelecidas pela legislação. Para garantir que essa água seja descartada com as características adequadas, há um sistema de monitoramento e controle. Se a água a ser descartada possuir propriedades perigosas ao meio ambiente, o sistema acionará um alarme e provocará a interrupção automática do descarte, com o retorno da água para novo tratamento.

E quem são os sócios de Atlanta?

O campo de Atlanta é operado pela QGEP com 30% de participação. A empresa tem como sócias a Barra Energia (30%) e a Dommo Energia (40%). O projeto é alvo de uma disputa societária.  A Dommo Energia (antiga OGX) chegou a anunciar em outubro do ano passado que havia vendido para a Azibras 30% de sua participação no projeto. A empresa com sede em Bermuda pagaria os cash calls em atraso acrescidos de valores relativos ao Capex até o primeiro óleo do projeto, totalizando aproximadamente US$ 33 milhões, além de pagamentos contingentes no montante de aproximadamente US$30 milhões. O anúncio abriu a disputa que agora se trava na Justiça.

Fonte: EPBR

Estaleiro Vard Promar entrega navio de ponta

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Em busca de sobrevivência, a indústria naval pernambucana dará mais uma prova de que, com apoio político e financeiro, tem condições de produzir embarcações de qualidade. O Estaleiro Vard Promar vai entregar, nos próximos dias, o navio de maior valor agregado já produzido no Brasil. É o Skandi Recife, um navio com tecnologia de ponta que vai auxiliar a Petrobras a se conectar aos novos poços de petróleo do País e, segundo o Ministério dos Transportes, está orçado em R$ 1 bilhão.

É um PLSV, navio complexo que faz o lançamento das linhas flexíveis que conectam os poços às linhas de produção de petróleo. Por isso, tem muita tecnologia agregada e alta precisão”, explicou o vice-presidente sênior do Estaleiro Vard Promar, Guilherme Coelho. Apesar do porte médio (140 metros de comprimento x 28 metros de largura), esta embarcação também tem uma torre com capacidade para 340 toneladas que faz o lançamento dessas linhas e um sistema de funcionamento dinâmico que a deixa parada no mar mesmo com a incidência de correntes e ventos.

O Skandi Recife também é o primeiro navio deste tipo a ser produzido no Vard Promar – os três primeiros eram gaseiros. Por isso, o estaleiro demorou quatro anos para concluir o projeto e vai promover um evento de agradecimento ao empenho dos seus 1,1 mil funcionários na próxima sexta-feira. No mesmo dia, o navio deve ser entregue à empresa Dofcon, que vai conceder o navio à Petrobras por oito anos.

Mais dois navios serão entregues pelo Vard – outro PLSV e um gaseiro encomendado pela Transpetro – neste ano. Depois, não há mais encomendas para o empreendimento pernambucano. Por isso, o estaleiro corre o risco de fechar as portas no fim deste ano. Para evitar isso, o Vard Promar reforçou os pedidos de socorro apresentados esta semana pelo Estaleiro Atlântico Sul (EAS) ao Ministério dos Transportes.

O Vard acredita que a exigência de conteúdo local nos navios operados no Brasil é fundamental para a sobrevivência do setor, mas também pede que o Fundo de Marinha Mercante (FMM) passe a ser utilizado pela Marinha. Afinal, ao contrário do EAS, que produz embarcações de grande porte para o transporte de petróleo, o Vard faz projetos menores de apoio à exploração ou de uso militar. E, atualmente, o FMM não financia a construção de navios militares.

“A Marinha precisa modernizar sua frota, mas sofre restrições orçamentárias. Enquanto isso, o FMM recebe de R$ 3 a R$ 5 bilhões por ano, mas isso não tem sido utilizado em função da crise econômica. Acreditamos que parte desse valor poderia ajudar na renovação da frota da Marinha”, argumentou Coelho, dizendo que o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval) já apresentou uma proposta que prevê a destinação de 10% do FMM para a Casa Civil. “Está em análise na Casa Civil. Nossa esperança, é que seja aprovada pelo Congresso neste ano”, disse.

Outra esperança do Vard Promar é a licitação da Marinha que prevê a construção de quatro corvetas. Este processo, no entanto, só deve ser finalizado em outubro e ainda prevê um longo detalhamento de projeto. Por isso, o vencedor do edital só deve começar a construir os navios de guerra no fim de 2019.

Fonte: Folha de Pernambuco

Petróleo em alta e leilões podem render R$ 56 bilhões neste ano

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A alta de cerca de 42% dos preços do petróleo nos últimos 12 meses e a reorganização do setor com o fim da exclusividade da Petrobras como operadora do pré-sal devem trazer injeção considerável de recursos para a economia. As receitas devem vir não somente dos leilões como também de royalties e tributos.

Segundo projeções, o petróleo pode render à União e aos governos regionais cerca de R$ 56 bilhões somente em royalties e arrecadação em leilões, além de trazer US$ 5 bilhões – o equivalente a R$ 17,3 bilhões – a mais em relação ao ano passado em receitas de exportação. A retomada dos investimentos no setor, não somente pela Petrobras como por outras operadoras, deve dar também importante contribuição para a retomada da economia e do emprego.

Mais do que nunca os royalties do petróleo devem render receita extra ao setor público. Somados às participações especiais, os royalties podem chegar a R$ 37,51 bilhões este ano. O valor significa aumento de 23,3% em relação a 2017 e é mais que o dobro do que foi distribuído em 2016, segundo projeções do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

Adriano Pires, diretor do CBIE, explica que as projeções são conservadoras porque consideram preço médio de US$ 63,36 o barril. Nos últimos dias, o preço subiu para cerca de US$ 70 o barril, e é possível que avance ainda mais com o conflito na Síria, envolvendo EUA, França e Reino Unido de um lado e a Rússia de outro. “Há quem diga que o preço chegue a US$ 80 o barril, o que pode elevar ainda mais o valor de distribuição de royalties”.

A estimativa considera ainda dólar a R$ 3,29, outra variável que pode mudar no decorrer do ano, para um nível de desvalorização maior, diz Pires, não só pelo cenário internacional como pelo período eleitoral. Isso elevaria ainda mais o valor dos royalties e participações, que são distribuídos em reais.

Para Pires, as boas perspectivas não se limitam a 2018, mas se expandem por um período de cinco anos. “Tudo leva a crer que teremos um novo boom de royalties no Brasil.”

Além da questão de preços, diz ele, a produção deve avançar nos campos do pré-sal, que hoje já respondem por 50% do óleo retirado no país. Isso também deve permitir a distribuição de royalties para regiões diferentes. “No Rio, por exemplo, a tendência é que a maior distribuição de royalties se desloque dos municípios de Macaé e Campos para Maricá e Niterói.”

O setor também passa por um momento de volta dos investimentos. A Petrobras aumentou o orçamento com investimentos em 30%, para US$ 17 bilhões, ao mesmo tempo em que empresas com sólida posição financeira também aumentaram a aposta no país. Entre elas, a Statoil, Total, Exxon e Brookfield, que comprou a NTS, que reúne parte da rede de gasodutos da Petrobras no Sudeste, por US$ 4,23 bilhões.

O renovado interesse das empresas por ativos de petróleo e gás no Brasil explica os bônus de R$ 8 bilhões pagos na 15ª rodada de licitações da ANP, realizada em março, que teve ágio médio de 621,9%. Além de pagar o bônus, as companhias se comprometeram com investimento de no mínimo R$ 1,2 bilhão na fase de exploração das áreas adquiridas, o que também vai movimentar o setor de serviços. A expectativa da empresa Hays, de recrutamento e seleção, é de que 87% das empresas abram novas vagas de trabalho em 2018.

Por causa do resultado da 15ª rodada, acima de todas as projeções do governo, o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Márcio Félix Bezerra, aumentou a expectativa de arrecadação com leilões este ano para R$ 18 bilhões, o que pode ser um volume conservador. A arrecadação do primeiro leilão do ano – estão previstos mais dois – ficou próximo dos R$ 9,95 bilhões arrecadados em 2017. Se a previsão se confirmar, baterá o recorde de 2013, quando R$ 17,2 bilhões foram pagos ao governo, ajudado pela venda dos direitos de produção de Libra, o primeiro campo gigante vendido pelo regime de partilha de produção, que rendeu R$ 15 bilhões.

Félix afirma que, ao prever arrecadação de R$ 18 bilhões com leilões, não incluiu receita de R$ 1 bilhão da União com a venda de petróleo nos campos operados sob o sistema de partilha da produção. Ele prefere não fazer estimativa para o resultado das negociações entre a Petrobras e o governo em torno do volume de petróleo que excede os 5 bilhões adquiridos pela Petrobras sob o regime de cessão onerosa.

 

A consultoria Gaffney, Cline & Associates, contratada pela ANP, estima que existem entre 6 bilhões e 15 bilhões de barris de petróleo excedentes. Uma parte disso pode ser leiloada quando o governo e a Petrobras encerrarem o processo de revisão do contrato assinado em 2010.

 

Sobre esse assunto, que está sendo tratado com confidencialidade, Félix explicou que o governo não trabalha com a entrada de dinheiro no Tesouro ainda este ano, e nem é a meta. “A motivação é destravar um investimento muito grande e significativo em uma área que já está descoberta”, disse o secretário ao Valor.

 

O advogado Giovani Loss, especialista na área de óleo e gás do escritório Mattos Filho, destaca que diversas empresas importantes estão reforçando sua posição no país, movidas, segundo ele, pelo aumento do preço do petróleo e pela flexibilização de regras pelo governo, inclusive a que acabou com a exigência de que a Petrobras fosse a única empresa a produzir no pré-sal como operadora.

 

O advogado destaca a norueguesa Statoil, que investiu R$ 973,23 milhões no último leilão, a BP e a francesa Total, que já anunciou investimento anual de US$ 1 bilhão no Brasil depois das aquisições de participação nos campos de Iara e Lapa (do qual se tornou operadora) no pré-sal da Bacia de Santos, e da compra de participação em hidrelétricas e terminais de GNL da Petrobras.

“O interesse claramente se tornou maior em função do aumento do preço do petróleo, e os investimentos recentes são indicativos da importância do setor. São muito relevantes e de empresas muito sólidas”, afirma Loss.

Ele chama a atenção para as novas oportunidades que surgem para pessoas físicas e prestadores de serviços para o setor. “Eles estão se tornando menos dependentes da Petrobras com a diversificação da operação no pré-sal. E o aumento da atividade por empresas que não a Petrobras gera oportunidades de emprego, particularmente nas estrangeiras que aumentaram sua presença no Brasil”, avalia Loss.

Outro efeito da alta do preço do petróleo deve ser no comércio exterior. José Augusto de Castro, presidente da Associação de Comércio Exterior do Brasil (AEB), diz que, considerando o mesmo volume de exportação do ano passado, o valor exportado pode subir de US$ 16,4 bilhões embarcados em 2017 para quase US$ 21 bilhões este ano, levando em conta os novos patamares de preço como preço médio. Isso abre a possibilidade de o petróleo assumir o lugar do minério de ferro como segundo item mais importante na pauta brasileira de exportações.

Em dezembro, lembra Castro, o petróleo estava sendo comercializado a US$ 300 a tonelada e nas últimas semanas o preço ultrapassou os US$ 400 a tonelada. O preço do minério de ferro também subiu no mesmo período, mas de forma menos acelerada, de US$ 52 a tonelada para perto de US$ 60 a tonelada.

Fonte: Valor

Pré-sal: 16 petroleiras manifestam interesse por 4ª rodada de partilha

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) informou que 16 petroleiras manifestaram interesse em participar da 4ª rodada de partilha do pré-sal. O número, segundo o órgão regulador, é recorde para uma licitação sob o regime de partilha.

A licitação está marcada para o dia 7 de junho e os pedidos de inscrição das empresas ainda precisam ser analisados pela Comissão Especial de Licitação da ANP.

Os quatro blocos somam um bônus de assinatura total de R$ 3,2 bilhões. Nas licitações sob o regime de partilha da produção, as empresas vencedoras são as que oferecem, a partir de um percentual mínimo fixado no edital, a maior parcela de produção destinada à União (o excedente em óleo). Os bônus de assinatura, também determinados no edital, são fixos.

Fonte: Valor

EAS conclui primeiro navio Aframax construído no Brasil

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Pernambuco entra para a história da navegação marítima como o primeiro estado brasileiro a construir um navio petroleiro Aframax. Com investimento no valor de R$ 250 milhões, o petroleiro Castro Alves de 248 metros de extensão que carrega até 120 mil toneladas, foi construído no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), instalado no Complexo Industrial Portuário de Suape. A embarcação foi financiada pelo Fundo da Marinha Mercante do Brasil. Para conferir de perto a grandiosidade do investimento, o ministro dos Transportes, Portos e Aviação Civil, Valter Casimiro, visitou o EAS na manhã desta segunda-feira (23/04), na companhia do governador Paulo Câmara, do presidente do Complexo Industrial Portuário de Suape, Marcos Baptista, e, dos deputados federais Tadeu Alencar e Betinho Gomes. A visita também foi acompanhada pela imprensa pernambucana.

Harro Burmann, presidente do EAS, explicou durante a visita que o Castro Alves será entregue ainda este mês. “Hoje posso dizer que esse navio visitado tem uma margem bruta de R$ 120 milhões de reais. No passado, a cada navio que se entregava se perdia um navio. Temos um navio com qualidade indiscutível e dentro do custo e prazo planejado. Também não podemos esquecer o mais importante: feito por brasileiros”, comemorou Burmann, que, luta para atrair novas encomendas para o EAS.

Paulo Câmara garantiu o apoio a manutenção do empreendimento. “Estamos juntos do estaleiro desde o início. Sabemos da importância da indústria e temos aqui um estaleiro de nível mundial, fruto da aposta em Pernambuco e da mão de obra pernambucana. É uma luta que estamos juntos. O ministro conheceu o empreendimento e sai sensibilizado. Nosso estaleiro dá conta do recado e é importantíssimo para a geração de emprego no estado e renda no Brasil”, afirmou.

Para o ministro Casimiro, o setor merece toda atenção da pasta e esta ação é uma indicação de um começo de recuperação. “Temos a consciência de que o momento da indústria naval é bastante desafiador e exigirá ações estruturantes. Sendo assim, o Ministério dos Transportes está empenhado em resgatar o setor. Por isso, estamos mantendo um diálogo com o Governo Federal para formular políticas que dinamizem o segmento”, reforçou.

O Castro Alves é o 11º navio fabricado no empreendimento. Restam, portanto, apenas quatro embarcações da Transpetro para serem finalizadas no EAS. Burmann apresentou o Aframax como a prova de que o empreendimento tem capacidade para receber novas encomendas. Ele articula até uma visita da diretoria da Petrobras ao EAS e ao Castro Alves. “Só a estatal deve contratar 80 plataformas, 160 navios aliviadores e 50 navios de cabotagem nos próximos 25 anos para atender à demanda do pré-sal”, detalha.

Entre 2010 e 2017, o Fundo da Marinha Mercante (FMM) já financiou a construção de 510 embarcações em estaleiros brasileiros. Só em Pernambuco, foram 2 estaleiros e 23 embarcações. Entre os navios, os modelos Aframax e PLSV (Pipe Laying Support Vessel) tiveram 90% dos seus custos financiados pelo FMM, sendo o restante pela Transpetro e outro pela Dofcon, totalizando R$ 1,25 bilhão. Para o ministro, esses equipamentos mostram a importância do Fundo com a construção naval brasileira, que certamente será reaquecida com a estabilidade econômica do país.

60 ANOS FMM – O Fundo é gerenciado pelo Ministério dos Transportes e seus recursos são destinados ao financiamento para projetos de embarcações e estaleiros. Ele foi constituído em abril de 1958 e está completando 60 anos em 2018.

Fonte: Ascom Suape

Petrobras inicia produção do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos

P-74 no campo de Búzios no pré-sal da Bacia de Santos - Foto Andre Ribeiro / Banco de Imagens Petrobras

P-74 no campo de Búzios no pré-sal da Bacia de Santos – Foto Andre Ribeiro / Banco de Imagens Petrobras

A Petrobras iniciou no dia 20 a produção do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, por meio da plataforma P-74. Búzios é o primeiro campo em produção sob regime de Cessão Onerosa.

A P-74 está localizada a cerca de 200 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’água de 2.000 metros e é a décima terceira plataforma a entrar em operação no pré-sal brasileiro.

Devido ao elevado potencial de produção de Búzios, além da P-74, serão destinadas, entre 2018 e 2021, mais quatro plataformas para esse campo, cada uma com capacidade de processar diariamente até 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás.

Búzios é um dos principais projetos da Petrobras no pré-sal e contribuirá para o aumento da produção da companhia no horizonte do Plano de Negócios e Gestão 2018-2022.

Petrobras negocia trocar investimento chinês em refino por petróleo, dizem fontes

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A Petrobras negocia com a chinesa CNPC uma parceria que prevê a troca de petróleo da Bacia de Campos por aportes da empresa da China para a conclusão de obra em refinaria no Rio de Janeiro, que demandaria ao menos cerca de 3 bilhões de dólares para ser finalizada, disseram duas fontes com conhecimento do assunto.

O investimento chinês em um obra da Petrobras envolvida anteriormente no maior escândalo de corrupção do Brasil também poderá ser pago com participações da petroleira brasileira em blocos da Bacia de Campos, historicamente a mais importante região produtora de petróleo do país, mas que vem necessitando de investimentos que elevem o fator de recuperação dos campos maduros.

Um eventual investimento da CNPC poderia ajudar a estatal brasileira a finalizar a refinaria do polêmico projeto do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), alvo do escândalo de corrupção investigado pela Lava Jato, que levou ao cancelamento da unidade petroquímica idealizada inicialmente com a Braskem, controlada pela Petrobras e Odebrecht.

Se mantido o projeto original do trem 1 da refinaria, para cerca de 165 mil barris/dia, a nova unidade poderia ajudar o país a reduzir a necessidade de importações de combustíveis, que atingiram recordes no ano passado. Ao mesmo tempo, a negociação salienta o forte interesse dos chineses no setor no Brasil, que envolve investimentos em produção e acordos com a própria Petrobras de financiamentos garantidos com suprimento de petróleo.

“Vai sair o negócio, mas como o nome já diz é bem complexo. Mas será uma solução integrada”, disse uma fonte próxima das tratativas.

Não há definições nas negociações sobre qual seria a fatia da companhia da China no Comperj, onde a Petrobras investiu 13,5 bilhões de dólares, segundo declarações anteriores da empresa, que disse também que não terminaria a refinaria no local sem um parceiro.

“O que está em pauta é o seguinte: ou a Petrobras vende fatias de blocos da Bacia de Campos para os chineses ou negocia com eles o compromisso de fazer os investimentos necessários na Bacia de Campos, associando isso ao Comperj. O chinês vai pegar o petróleo dele e refinar no Comperj”, disse a fonte, na condição de anonimato.

A Petrobras já realizou baixas em valores do Comperj de mais de 6,5 bilhões de reais, desde que se aprofundaram as investigações que apontaram superfaturamento de contratos, cujos valores eram utilizados para pagamentos ilegais a políticos e ex-executivos da estatal.

O presidente da Petrobras, Pedro Parente, disse no ano passado que a Petrobras negociava investimentos na refinaria com a CNPC, sócia da Petrobras e outras companhias como Shell e Total na reserva de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos.

Depois, em fevereiro, Parente evitou confirmar o nome da empresa chinesa ao comentar o assunto.

As conversas com um grupo chinês se intensificaram recentemente e um desfecho pode sair nas próximas semanas, disse uma segunda fonte.

“Está muito bem encaminhado e deve sair em breve”, disse à Reuters uma fonte do governo do Estado, que tem acompanhado ativamente as negociações.

Questionado sobre o assunto nesta quinta-feira, o presidente da Petrobras, Pedro Parente, limitou-se a dizer que as negociações continuam, sem revelar a estratégia da companhia.

“Não temos um acordo fechado ainda”, disse ele, acrescentando que, por isso, não poderia dar informações complementares.

Em um evento no Rio de Janeiro para apresentar justamente uma proposta global de parcerias em refino para a Petrobras, Parente ressaltou que a refinaria do Comperj não está incluída no modelo proposto, que prevê a venda de participação de 60 por cento dos ativos no Sul e Nordeste do Brasil.

Isso porque, frisou o executivo, a unidade do Comperj ainda não produz derivados de petróleo.

“O problema do Comperj é que houve um grande investimento realizado naquela obra e ele não produz. E uma das maneiras de fazer valoração de ativos é pelo fluxo de caixa, e é uma obra que não tem fluxo de caixa.”

ABRIR CAMPOS

De acordo com a primeira fonte, o Comperj foi desenhado para um óleo mais pesado como aquele que é produzido na Bacia de Campos, que mais recentemente despertou interesse da norte-americana Exxon Mobil pela possibilidade de pré-sal na região —em um leilão em março consórcios integrados por Petrobras e a companhia dos EUA arremataram áreas em Campos por 6,78 bilhões de reais.

A idéia é “abrir” a Bacia de Campos para investimentos chineses, que se comprometeriam a finalizar a obra do complexo, destacou a fonte.

Segundo a segunda fonte, os cálculos estão sendo feitos entre brasileiros e chineses para fechar a conta em torno dessa associação entre a produção do óleo em Campos, o investimento necessário para concluir a obra e o tempo de uso da unidade de refino.

A estimativa da fonte próxima às negociações é que mais de 60 por cento da obra do Comperj já foi realizada e que seriam necessários mais 3 bilhões de dólares para a conclusão do empreendimento.

“Não está definido se o sócio põe tudo (para concluir a obra) ou se a Petrobras entra com uma parte pequena, já que já investiu muito dinheiro até agora”, disse uma das fontes.

Um ex-executivo da Petrobras, que também falou na condição de anonimato, disse à Reuters que o acordo entre brasileiros e chineses faz sentido, visto que a Petrobras tem interesse em concluir a obra e gastar o mínimo possível.

Apesar do sobrepreço dos contratos, o Comperj tem estrutura para ser uma planta eficiente, acrescentou ele. “A questão é saber como vão fechar a conta, que não é fácil de fazer. O Comperj já sofreu um enorme investimento, mas em termos de investimento continua uma planta cara”, disse.

Segundo esse especialista, o custo da refinaria gira em torno de 70 mil dólares o barril processado, ao passo que nos EUA a construção de um projeto do gênero sai pela metade.

“Para os chineses, 2 a 3 bilhões de dólares não é muita coisa, mas eles sabem fazer conta e não rasgam dinheiro”, adicionou.

A finalização das obras do Comperj é considerada também importante para a retomada da economia do Rio de Janeiro, que mergulhou, após as Olimpíadas, em um crise financeira, fiscal e de segurança.

“Há uma articulação política também em Brasília para ajudar o projeto e consequentemente o Estado”, disse a fonte do governo do Rio de Janeiro.

Paralelamente às negociações com a CNPC, a Petrobras anunciou ao final de março um contrato de aproximadamente 1,95 bilhão de reais para a construção da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) na área do Comperj, em Itaboraí (RJ).

O contrato foi assinado com a Sociedade de Propósito Específico (SPE) formada pela empresa chinesa Shandong Kerui Petroleum e pela brasileira Método Potencial. As obras começam ainda no primeiro semestre deste ano, e a UPGN tem previsão de operar a partir do segundo semestre de 2020.

Fonte: Reuters

Ecovix pretende terminar construção da P-71 para novo comprador

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Buscando recuperação judicial desde 2016, ano em que demitiu mais de 3.000 trabalhadores, o estaleiro de Rio Grande pretende retomar ao menos 600 empregos em obras da Ecovix. A empresa tem entre seus sócios a Engevix, grupo investigado na operação Lava-Jato. A Engevix foi vendida a um dos sócios por apenas 2 reais.

As novas vagas serão possíveis caso a Ecovix consiga um novo comprador para a P-71, plataforma encomendada inicialmente pela Petrobras e cuja construção foi interrompida. Com 30% da estrutura da plataforma montada, a ideia é dar seguimento ao trabalho ao invés de transformá-la em sucata. A prospecção de um comprador no mercado tem como parceiro o grupo japonês Toyo, que comanda um estaleiro em São José do Norte, cidade vizinha a Rio Grande, na região sul do estado.

A Petrobras cancelou a encomenda da P-71 e decidiu construir uma plataforma na China. A Ecovix venceu uma licitação em 2010 e entregou cinco plataformas à Petrobras, incluindo a P-66, que opera no pré-sal da bacia de Santos.

Fonte: Veja