Monthly Archives: janeiro 2019

Negociações entre Petrobras e governo sobre blocos do pré-sal vão recomeçar

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As negociações entre o governo e a Petrobras em torno da revisão do contrato da cessão onerosa (acordo pelo qual a estatal adquiriu o direito de explorar cinco bilhões de barris de petróleo na camada pré-sal em 2010) vão recomeçar, segundo interlocutores da equipe econômica. Com os novos integrantes do Ministério da Economia, do Ministério da Minas e Energia, e da própria Petrobras, os termos da negociação que vinha sendo conduzida no governo passado podem ser revistos. Uma fonte próxima à estatal também confirmou que todos os dados da negociação entre as partes serão “revisitadas”, tanto pelos novos representanes da União quanto pela nova direção da Petrobras.

Na minuta do aditivo ao contrato elaborada pelo governo anterior e enviada para análise do Tribunal de Contas da União (TCU) no ano passado, a Petrobras receberia cerca de US$ 14 bilhões — mais de R$ 50 bilhões pela cotação atual, valor antecipado pelo GLOBO em novembro. Esse foi um dos números estabelecidos durante as negociações e que, agora, pode ser revisto. Integrantes da equipe do ministro Paulo Guedes querem reduzir o montante, segundo fontes que acompanham as negociações. O texto ainda está em análise pelo TCU desde  setembro do ano passado, seguindo recomendação do Conselho  Nacional de Política Energética (CNPE) ao Ministério de Minas e Energia.

A Petrobras, em comunicado divulgado ao mercado na manhã de hoje, informou que o texto que está em análise no TCU “consolida um”, dentre outros cenários que foram discutidos entre as comissões técnicas do Governo e da Petrobras: “Este cenário, após manifestação do TCU e aprovação pelas partes, pode resultar em um crédito a favor da Petrobras no valor de aproximadamente US$ 14 bilhões.”

Para Pablo Spyer, analista da corretora Mirae Asset, é natural que o novo governo reavalie o acordo. De qualquer forma, ele prevê que os recursos serão usados pela empresa principalmente para reduzir sua dívida, mas também para acelerar o plano de produção de petróleo no pré-sal no médio prazo. Desse ponto de vista, quanto maior a compensação a ser recebida pela Petrobras por causa da variação do preço internacional do petróleo e do câmbio desde 2010.

– É natural que o acordo seja revisto, pois mudaram as pessoas dos dois lados, mudaram as premissass. Há um novo comando na economia – afirmou Spyer.

Assinar a revisão do contrato entre União e estatal é um passo necessário para organizar um megaleilão de petróleo no pré-sal, com potencial de arrecadar cerca de R$ 100 bilhões para os cofres públicos. O dinheiro é visto pela equipe econômica como fundamental para ajudar conter o rombo das contas públicas neste ano, previsto em R$ 139 bilhões. O recurso do leilão também é cobiçado por estados e municípios, que já tiveram sinalização favorável do ministro da Economia, Paulo Guedes, para ficarem com 20% do total.

Integrantes da equipe econômica e o ministro das Minas e Energia, Bento Albuquerque, esperam que o valor final seja alcançado nos próximos 100 dias. O valor de US$ 14 bilhões foi confirmado como o mais provável pela Petrobras, mas negado pelo Ministério da Economia. A Secretaria Especial da Fazenda, vinculada à pasta, informou que o número constava de um documento apresentado pelo antigo governo às equipes de transição em uma tabela na qual havia simulações de vários cenários e esse era de “baixa probabilidade”.

A cessão onerosa é um contrato em que a União cedeu à Petrobras o direito de explorar e produzir cinco bilhões de barris petróleo em seis blocos do pré-sal da Bacia de Santos, em 2010. A Petrobras pagou R$ 75 bilhões naquele ano por este direito.

A medida foi parte do processo de capitalização da companhia, no qual a Petrobras levantou recursos para fazer frente aos investimentos previstos para o desenvolvimento dos campos do pré-sal. O contrato já previa uma renegociação dos seus termos.

As negociações entre União e Petrobras se arrastaram por mais de um ano. Os pontos mais polêmicos, para os quais não houve consenso, foram definidos no projeto de lei já aprovado na Câmara e em tramitação no Senado. As minutas enviadas ao TCU consideram os dispostivos desse projeto. Por isso, a aprovação dessa proposta é considerada fundamental para assinar a revisão da cessão onerosa e fazer o leilão.

Mesmo com o projeto aprovado, a renegociação ainda depende do aval do TCU. Também passará pelo crivo dos acionistas minoritários da empresa.

O projeto, por outro lado, parou depois do impasse em torno da divisão dos recursos do bônus de assinatura do leilão com estados e municípios — defendida pelo ministro da Economia, Paulo Guedes, e considerada inviável devido à emenda do teto de gastos, na avaliação do ex-ministro da Fazenda Eduardo Guardia.

Só depois do acordo é que será possível definir as regras do leilão do petróleo que exceder os cinco bilhões de barris negociados com a Petrobras.

Além do dinheiro que irá receber do governo federal, a Petrobras também será indenizada pelos investimentos já feitos nos campos de petróleo. Esses valores serão pagos pelas empresas que ganharem o leilão. Isso porque Petrobras e a empresa ou consórcio vencedor de cada bloco vão explorar as reservas de petróleo conjuntamente. Porém, a estatal já fez uma série de investimentos nos locais.

Fonte: O Globo

Ocyan avalia fornecer plataformas à Petrobras

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Após quase quatro anos impedida de participar de licitações e firmar novos contratos com a Petrobras, a Ocyan (antiga Odebrecht Óleo Gás), que obteve o desbloqueio cautelar da estatal em julho de 2018, avalia participar de concorrências para construção de novos navios-plataformas de produção de petróleo e gás (FPSOs, na sigla em inglês) para a companhia. A empresa também olha o mercado internacional, com oportunidades de negócios no Golfo do México e na costa Oeste da África.

“Estamos estudando os projetos [concorrências para construção de FPSOs]. Mas ainda não sabemos se vamos participar. Vamos trabalhar na estrutura de financiamento e tomar a decisão no início de janeiro”, afirmou Jorge Mitidieri, diretor superintendente da Ocyan

No radar da companhia estão quatro concorrências para a construção de FPSOs no início deste ano: dois para a revitalização do campo de Marlim, na Bacia de Campos, um para o Parque das Baleias, na mesma bacia, e a segunda unidade para o campo de Mero (na área de Libra), no pré-sal da Bacia de Santos.

Braço do grupo Odebrecht fornecedor de equipamentos e prestador de serviços na indústria petrolífera, a Ocyan tem experiência nos negócios de perfuração e manutenção offshore. Nos últimos anos, a companhia também construiu dois FPSOs em parceria com a norueguesa Teekay: o “Cidade de Itajaí”, com capacidade de 80 mil barris diários, que opera na área de Iracema, no campo de Lula, e o “Pioneiro de Libra”, responsável pelo Teste de Longa Duração (TLD) da área de Libra, com 50 mil barris diários de capacidade.

“Agora a nossa ambição é um pouco maior. Não existe uma definição do que vamos fazer, porque depende do projeto, depende da capacidade de financiamento”, explicou Mitidieri, ressaltando que cada um dos novos FPSOs tem previsão de investimentos entre US$ 1,5 bilhão e US$ 2 bilhões.

Por acordo, a ideia é estudar os projetos em parceria com a Teekay. Após os estudos conjuntos, as empresas são livres para decidir se avançam ou não no projeto, participando de uma concorrência. “Se vamos continuar com a [parceria com a] Teekay? Eu diria que ‘sim’, enquanto tivermos a relação que construímos em todos os níveis”, disse o executivo, que iniciou o negócio de FPSO na Ocyan em 2009.

Com relação ao exterior, Mitidieri disse que a empresa está aberta a estudar projetos e oportunidades no Golfo do México e na Costa Oeste da África. “A internacionalização neste momento será oportunista, não vamos focar com objetivo e meta o mercado internacional, mas vamos olhar de forma oportunista, sim”, explicou. Uma das seis sondas de perfuração da companhia está descontratada desde meados do ano passado. “Para esta sonda, estamos neste momento procurando o mercado internacional”.

A empresa também pretende reforçar sua atuação na área de equipamentos “subsea” (submarinos), com uma nova tecnologia de sistema de torre de risers (linha que liga o poço até a plataforma) com tubos em material compósito de fibra de carbono, desenvolvido em parceria com a Magma Global e que pode ser fabricado no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis. De acordo com Mitidieri, o equipamento tem custo 20% menor que os tubos rígidos tradicionais.

No fim de 2014, a Ocyan, ainda com o nome de Odebrecht Óleo e Gás (OOG), foi incluída na lista de bloqueio cautelar da Petrobras, por pertencer ao grupo Odebrecht, que estava sendo investigado por envolvimento em esquema de corrupção em contratos da Petrobras. Desde então, a Ocyan implantou um conjunto de medidas, desde a estruturação de uma nova área de conformidade e realização de auditorias externas para comprovar que a empresa não estava em esquemas ilegais até uma reestruturação financeira e a mudança do nome da companhia. Em julho de 2018, a Ocyan foi retirada do bloqueio cautelar.

Apesar da abertura do mercado petrolífero brasileiro, a Petrobras ainda é vital para a Ocyan. Praticamente todo o faturamento da companhia vem de contratos firmados com a estatal. A empresa estima ter fechado 2018 com receita bruta da ordem de US$ 1 bilhão e um total de 2,2 mil funcionários.

Perguntado sobre a expectativa com relação ao novo governo, Mitidieri demonstrou otimismo, mas destacou a necessidade da manutenção das rodadas de licitação de áreas exploratórias de óleo e gás, o que movimenta toda a indústria petrolífera nos anos seguintes. “Vemos o novo governo Bolsonaro, com todos os seus ministros e secretários, com uma visão de mercado extremamente importante, com visão muito positiva de diálogo com o mercado”, afirmou.

Com relação ao novo presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, o executivo disse ter expectativa positiva. “Vemos nele uma visão de mercado importante, dando continuidade aquilo que a Petrobras está fazendo neste momento”, completou.

Fonte: Valor

Petrobras e Modec vão apurar vazamento de 4.900 litros de óleo na Bacia de Campos

A Petrobras irá apurar em cooperação com a Modec as causas de um vazamento de cerca de 4.900 litros de óleo na semana passada no campo de Espadarte, na Bacia de Campos, a 130 km da costa de Macaé, disse a petroleira estatal em nota nesta segunda-feira.

O vazamento ocorreu entre os dias 2 e 3 de janeiro, em unidade afretada pela Petrobras e operada pela Modec do Brasil, que já estava com a produção interrompida desde julho de 2018 para processo de desativação.

“O plano de emergência foi imediatamente acionado e medidas de controle foram tomadas, resultando na contenção do vazamento no dia 3 de janeiro, mediante retirada do óleo do tanque”, disse a Petrobras em nota nesta segunda-feira.

A companhia informou ainda que os órgãos reguladores foram devidamente informados.

“Todos os recursos estão disponíveis e as autoridades (ANP, Ibama e Marinha) estão acompanhando as ações em curso”, afirmou a Petrobras em nota.

Royalties do petróleo podem chegar ao recorde de R$ 52 bilhões em 2018

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Com a recuperação dos preços do petróleo durante 2018, a projeção é que a arrecadação com os royalties cobrados das petroleiras fechará o ano com recorde. E a perspectiva é de novo aumento em 2019, ano em que o volume de óleo produzido no país deve saltar mais de 10%.

De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), até novembro, as petroleiras que operam no país recolheram R$ 50,2 bilhões em royalties e participações especiais – espécie de imposto de renda cobrado de campos com grande produção de petróleo e gás.

São quase R$ 3 bilhões a mais do que o recorde anterior, atingido em 2014, de R$ 47,3 bilhões (corrigidos pela inflação). Até o fim do ano, a arrecadação de 2018 deve chegar a R$ 52 bilhões, segundo projeção do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

A alta reflete a valorização das cotações internacionais, que subiram em média 39% nos primeiros nove meses, em comparação com o mesmo período do ano anterior – dado relativo ao Brent, negociado em Londres e usado como referência internacional. O cenário ajudou a compensar a pequena queda na produção de petróleo do país, de 1,7% até novembro.

A evolução da produção em campos de grande produtividade também ajudou: até novembro de 2018, a receita com a participação especial, que historicamente registra volumes semelhantes aos dos royalties, somou R$ 29,6 bilhões, quase R$ 10 bilhões a mais do que a dos royalties e 37% acima do registrado em 2017.

A Petrobras iniciou operações em quatro plataformas em 2018. Até o fim de 2019, são esperadas mais quatro, elevando a produção nacional para cerca de 3,1 milhões de barris por dia, segundo projeção do CBIE.

Assim, a arrecadação com royalties e participações especiais deve subir a R$ 57,2 bilhões no ano, afirma a consultoria.

A estimativa considera um barril de petróleo Brent cotado a US$ 66 (R$ 254, ao câmbio atual) e o dólar a R$ 3,80. Atualmente, o Brent está em torno de US$ 55 por barril e o dólar rondando os R$ 3,80.

A queda da cotação do barril nas últimas semanas, porém, põe em risco as projeções. Em três meses, desde o dia 3 de outubro, o preço do Brent caiu de US$ 85 para os US$ 55 atuais.

Pré-sal

Com o crescimento da produção nos campos do pré-sal, houve um deslocamento da arrecadação do dinheiro dos royalties que é distribuído entre União, Estados e municípios localizados em zonas produtoras de petróleo e gás.

Os recursos, antes concentrados no litoral Norte do Rio de Janeiro, agora estão migrando para o Sul do Estado.

Os principais arrecadadores hoje são Maricá e Niterói, na região metropolitana do Rio, com R$ 913,3 milhões e R$ 805,6 milhões acumulados em 2018, respectivamente, de acordo com dados do site Infopetro. Os dois ficam em frente ao campo de Lula, o maior do país, que começou a operar em 2010 e hoje responde por um terço da produção nacional de petróleo.

Líderes na lista até o surgimento do pré-sal, Macaé e Campos, no Norte do Rio, vêm logo atrás, com R$ 534,3 milhões e R$ 530,7 milhões, provenientes da produção na Bacia de Campos.

Ilhabela, no litoral paulista, ocupa a quinta posição, com R$ 507,7 milhões, beneficiada pela em particular pela extração no segundo maior campo do país, Sapinhoá.

A concentração dos recursos é alvo de protestos de municípios não produtores, que cobram do STF (Supremo Tribunal Federal) decisão definitiva sobre a redistribuição dos recursos aprovada no Congresso em 2012 e suspensa por liminar no ano seguinte a pedido do governo do Rio de Janeiro, o maior arrecadador entre os estados.

Em abril, a Confederação Nacional dos Municípios (CNM) lançou manifesto pedido que o julgamento do tema ocorresse o quanto antes. Na época, a entidade calculava que os estados e municípios deixaram de arrecadar R$ 43,7 bilhões desde que a lei foi aprovada, em valores corrigidos pelo IPCA.

Em evento na quinta-feira (3), o governador do Rio, Wilson Witzel, pediu apoio do governo Jair Bolsonaro para derrubar definitivamente a legislação.

“O Rio não pode prescindir dos royalties do petróleo para garantir os serviços públicos”, afirmou. “Dividir os royalties não vai resolver os problemas dos outros estados, mas certamente vai deixar o Rio em estado de calamidade”, completou o governador.

O governo federal teve arrecadação extra também com os contratos de partilha de produção, modelo criado no governo Lula para o pré-sal.

A estatal Pré-Sal Petróleo SA (PPSA) transferiu ao Tesouro R$ 1,13 bilhão em 2018.

Os recursos são provenientes da venda da fatia da produção que pertence à União no campo de Mero. A área está localizada em Libra, a primeira licitado sob o contrato de partilha da produção.

Também entram nessa contabilidade o acerto de contas do campo de Sapinhoá, que começou a produzir em 2010 mas, descobriu-se depois, que parte dessas reservas está fora da área de concessão.

Fonte: Folha SP

Pré-sal: a máquina de fazer dinheiro da Petrobrás

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A 290 km, em linha reta, da praia da Barra da Tijuca, no Rio, centenas de pessoas trabalham em estruturas gigantescas de metal, no meio do oceano, para extrair petróleo a até sete mil metros de profundidade, na chamada camada do pré-sal. Em uma hora de viagem de helicóptero a partir da praia é possível avistar as chamas da primeira plataforma. Avançando um pouco mais, em minutos, aparecem outras cinco, enfileiradas uma atrás da outra, desenhando o campo de Lula, o primeiro no pré-sal e, hoje, o que mais produz petróleo no País.

A Petrobrás nunca ganhou tanto dinheiro produzindo petróleo e gás como agora, com o pré-sal. A empresa lucrou R$ 35,7 bilhões com a exploração e produção nos primeiros nove meses do ano passado, segundo sua última demonstração contábil divulgada. No mesmo período de 2008, quando o pré-sal ainda não tinha escala comercial, o lucro da área de exploração e produção da companhia foi menor, de R$ 31,7 bilhões, mesmo com o petróleo valendo quase o dobro do que vale agora.

A estatal está conseguindo ganhar mais, num cenário menos favorável, por conta dos baixos custos dos reservatórios do pré-sal, de onde são extraídos grandes volumes de petróleo de boa qualidade. O barril produzido na região custa US$ 7 à petroleira, enquanto na média dos seus campos sai a US$ 11.

“Tem sempre alguém que me pergunta se esse negócio de pré-sal é verdade mesmo. É igual ir à Lua, tem gente que não acredita”, brinca Rafael Leone, de 36 anos, 12 deles na Petrobrás, que, do escritório da empresa no centro do Rio, responde pelo planejamento das operações na região. Ele acompanhou a equipe de reportagem numa visita à plataforma P-66, o carro-chefe do pré-sal, uma das apostas mundiais de toda indústria petroleira.

A Petrobrás e companhias privadas extraem diariamente 1,5 milhão de barris de petróleo e 58 milhões de metros cúbicos de gás natural do pré-sal, o equivalente a 55% da produção nacional. No fim do ano passado, mais da metade do petróleo nacional já saía desse que é o território nacional mais profundo já alcançado pela tecnologia.

Ultrapassar 2 km de massa de água, mais 1 km de rocha e outros 2 km de camada de sal para só então atingir o pré-sal, que tem, em média, 2 km de espessura, era, realmente, quase tão complexa quanto chegar à Lua. “O grande desafio foi desenvolver uma tecnologia para passar pelo sal, que não é uma rocha comum”, contou o gerente da P-66, Luciano Mares, de 49 anos, 17 deles na Petrobrás.

Por dentro

Todo esse processo de grande complexidade exige muita energia elétrica, o mesmo volume consumido, por exemplo, na cidade de Vitória (ES). Por isso, além dos equipamentos relacionados à produção de petróleo, numa plataforma de pré-sal ainda há usinas térmicas de grande capacidade.

Numa unidade industrial com essas dimensões, o cenário é de um emaranhado de tubos e grandes estruturas de metal cercados de água por todos os lados. Numa das extremidades da embarcação, por uma imensa torre, sai uma labareda. É o flair, usado para queimar restos de gás.

Paramentado com o tradicional macacão laranja, capacete, pesadas botas de borracha, tampões de ouvido, luvas e óculos, o visitante tem como primeiro desafio sobreviver ao calor. O segundo é assistir a todos os vídeos e ultrapassar a fase de avisos de segurança.

Nos corredores da área de produção da maior plataforma do pré-sal, ninguém transita ou manuseia os equipamentos. Ninguém faz força para tirar o petróleo a 9 km de profundidade. Vez ou outra até passa um petroleiro, o que não muda em nada a sensação de opressão em meio às máquinas gigantescas. Na P-66, também não se vê uma gota de petróleo. Toda produção circula por tubos e, mesmo para despachá-la para o navio que irá transportá-la até a superfície, são usadas enormes mangueiras laranjas devidamente vedadas para evitar vazamentos.

Os operadores da plataforma, meia dúzia de pessoas, ficam numa sala de controle, de onde, sentados, no ar-condicionado, monitoram por grandes telas e computadores o funcionamento da embarcação e unidades produtivas. Assim, como acontece com os 150 profissionais que compõem a tripulação, essa equipe se reveza entre o turno da manhã e da noite. Portanto, há, em média, 75 pessoas ativas na plataforma diariamente, a maior parte envolvida em atividades de manutenção, navegação e administrativas.

“A plataforma P-66 tem um grau de automação, em termo de avanços tecnológicos e equipamentos, elevado. Mas não é autônoma. Ela necessita de operação humana”, afirmou Clélio Vinícius de Sousa, responsável pela operação da P-66. “Nosso trabalho aqui servirá de alavanca para desenvolver outros processos”, diz o engenheiro, com um tom de orgulho quase tão repetitivo na plataforma quanto os avisos de segurança.

Fonte: Estadão

Petrobrás nega atraso em plano de desativação de plataforma que vazou no Rio

A Petrobrás negou que tenha atrasado a entrega do plano de desativação de plataforma flutuante que, nesta semana, despejou 4,9 mil litros de óleo no mar do Rio de Janeiro, em decorrência de um acidente que ainda não teve a sua causa esclarecida. O vazamento do tanque da plataforma Cidade Rio de Janeiro criou uma mancha de óleo de pelo menos 38 km, por 20 metros de largura.

O plano conclusivo de desligamento da plataforma flutuante da Petrobrás só foi entregue ao Ibama cinco meses depois que a estatal protocolou seu plano original de desativação junto ao órgão ambiental. A estatal, conforme apurou o Estado, protocolou seu plano original de “descomissionamento” da plataforma em junho de 2018. Uma versão final para execução dessa desativação, no entanto, só foi entregue junto ao Ibama em dezembro. A estatal argumentou que houve uma “série de discussões técnicas a respeito da proposta” original.

Por meio de nota, a Petrobrás informou que não houve atraso em sua proposta de desativação. “O plano de descomissionamento – termo técnico para desativação e remoção de uma plataforma de sua locação – foi apresentado ao Ibama em junho, tempestivamente, portanto, em relação  ao pedido de descomissionamento” informou.

Segundo a petroleira, “pelo fato de o conjunto de regras que regem o processo, em termos ambientais, ainda estar em processo de construção no Brasil, uma série de discussões técnicas junto ao órgão ambiental foi desenvolvida. Para viabilizar a evolução das discussões, a Petrobras decidiu, então, revisar o plano apresentado inicialmente.”

O acidente ocorreu em uma plataforma que estava desativada, localizada no campo de Espadarte, na Bacia de Campos. O Ibama e a Petrobrás confirmaram a informação ao Estadão/Broadcast. Segundo o órgão ambiental, uma equipe de avião foi deslocada na quinta-feira, 3, até a região para monitorar, por meio de sensores, a extensão do problema.

A estatal informou que o Ibama ainda não se posicionou sobre o projeto de desligamento. “A Petrobras reitera que aguarda a formalização do Ibama quanto à avaliação do plano apresentado.”

A responsabilidade pela operação e manutenção da FPSO Cidade Rio de Janeiro era da empresa japonesa Modec, contratada pela Petrobras para administrar a plataforma. O Ibama já informou que vai punir a estatal por conta do dano ambiental. O Ministério Público Federal do Rio de Janeiro também deverá ser acionado para abrir processo criminal devido ao incidente.

Nesta sexta-feira, o Ibama informou que  mergulhadores faziam o “tamponamento do furo”, como medida definitiva. “Até o momento não há indicativo de chegada de óleo nas praias da região e não foram avistados animais atingidos pelo vazamento”, afirmou a coordenadora-geral de Emergências Ambientais do Ibama, Fernanda Pirillo.

A Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) declarou que o vazamento de óleo foi contido e que faria um sobrevoo sobre o local neste sábado, 5, para avaliar a situação, além de apurar as causas do incidente.

Fonte: Estadão

PetroRio e Karoon fazem oferta por campo de Baúna, da Petrobras, dizem fontes

A brasileira PetroRio e a australiana Karoon Energy estão entre as empresas que fizeram ofertas pelo campo de Baúna, em águas rasas da Bacia de Santos, colocado à venda pela Petrobras, segundo duas fontes disseram à Reuters, na condição de anonimato.

Com uma produção de petróleo de cerca de 34 mil barris por dia, Baúna está entre os maiores ativos maduros de produção do portfólio de desinvestimentos da petroleira, que prevê vendas de ativos de 26,9 bilhões de dólares até 2023.

Embora as fontes não tenham revelado um valor potencial, a PetroRio havia previamente colocado uma oferta de cerca de 500 milhões de dólares para Baúna em 2016, o que acabou não sendo concretizado.

Os preços do petróleo aumentaram moderadamente desde então.

A título de comparação, para a venda dos clusters Pampo e Enchova, um pouco mais produtivos, na Bacia de Campos, que estão sendo vendidos juntos, foram consideradas ofertas de cerca de 1 bilhão de dólares em junho.

A Karoon e a Petrobras disseram que não iriam comentar. A PetroRio não respondeu a um pedido de comentário.

Uma das fontes disse que outros licitantes estavam envolvidos no processo, e era possível que nem a PetroRio nem a Karoon emergissem como vencedoras da concessão, de mais de 20 anos. A Petrobras pode entrar em negociações exclusivas com um dos interessados ??em questões de semanas, disseram as fontes.

Esta é a segunda vez que a PetroRio e a Karoon tentam comprar a Baúna.

A Karoon entrou em negociações exclusivas em 2016 para comprar a área, bem como o campo de Tartaruga Verde, mas esse processo foi anulado após uma liminar judicial. A Karoon na época venceu a oferta de 500 milhões de dólares da PetroRio, que era voltada estritamente para Baúna.

Para a PetroRio, o ativo se encaixa bem com a estratégia da empresa de petróleo independente de adquirir participações em campos de petróleo maduros para aumentar sua produtividade.

Para a Karoon, que tem dito que continua interessada em Baúna, o ativo apresentaria sinergias significativas com as descobertas de petróleo Kangaroo e Echidna, nas proximidades.

A Petrobras está cortando suas participações em campos rasos e maduros, enquanto reorienta seus esforços para as importantes áreas do pré-sal.

Há alguma incerteza jurídica pairando sobre a alienação de Baúna. Em dezembro, o ministro Marco Aurélio Mello, do Supremo Tribunal Federal (STF), suspendeu efeitos de decreto que define regras de governança para cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás pela Petrobras.

Posteriormente, a Petrobras informou entender que a decisão não afeta processos de cessão de direitos de exploração e produção “iniciados antes de maio de 2018″.

As condições prévias de licitação para a venda de Baúna foram divulgadas em abril.

Fonte: Extra

Governo quer aprimorar partilha em petróleo e estimular investimentos

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A nova equipe do Ministério de Minas e Energia (MME) vai se concentrar em aprimorar o sistema de partilha da produção de petróleo, a fim de conferir maior competitividade e atrair maior “plurarilidade de investimentos” no setor de óleo e gás, disse o ministro Bento Albuquerque durante discurso em transmissão do cargo. “Teremos menor custo de transação para a União, mais investimentos e mais retornos econômicos e sociais.”

A ideia é que o ministério, junto com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), mantenha a divulgação de um calendário plurianual de leilões de petróleo.

O ministro falou em outras questões sem se aprofundar muito, como melhorar a bonificação da política de conteúdo local e ampliar a definição dos regimes de exploração nas áreas de pré-sal.

>> Leia mais: Todos os homens do presidente; veja a composição da equipe ministerial

No segmento de gás natural, a intenção do MME é se empenhar na diversificação da oferta, garantir transparência e livre acesso à área de transporte e regulação do mercado livre, com obras de âmbito nacional.

Energia nuclear

Albuquerque também passou um recado em defesa da continuidade dos projetos de energia nuclear no país. “O Brasil não pode se entregar ao preconceito e à desinformação, desperdiçando duas vantagens competitivas e raras que temos no cenário internacional: o domínio tecnológico e do ciclo do combustível nuclear; e a existência de grandes reservas de urano no nosso território”, ressaltou em discurso.

O almirante defendeu ainda um “debate franco” com toda a sociedade, o Judiciário, o Congresso, formadores de opinião e setores da mídia. “Pretendemos estabelecer um diálogo desarmado e pragmático, com a sociedade e o mercado, sobre essa fonte estratégica da matriz energética brasileira”, disse.

Albuquerque foi responsável pelo programa nuclear da Marinha do Brasil, o que inclui o projeto de submarino de propulsão nuclear.

Energia elétrica

O novo ministro destacou que se dedicará ao combate de encargos e subsídios que encarecem a tarifa de energia elétrica no Brasil. “No setor elétrico, estaremos empenhados em buscar a redução de encargos e subsídios que hoje representam significativa parcela do preço da energia para o consumidor final”, afirmou, em discurso na cerimônia de transmissão de cargo.

Produção mineral

Albuquerque defendeu ainda o desenvolvimento da cadeia de produção mineral de modo a estimular a agregação de valor aos produtos. Ele disse que pretende pôr em prática as definições do novo marco legal do setor mineral, que incluiu a criação de um órgão regulador. “No setor, assumimos o compromisso de implementar o novo arranjo institucional contribuindo para a estruturação da recém-criada Agência Nacional e Mineração [ANM]”, disse.

No discurso, o almirante destacou que as ações do ministério no setor mineral serão pautadas pela segurança jurídica, a fim de atrair mais investimentos. Segundo ele, a formulação de política setorial considerará ainda o interesse em realizar o aproveitamento de resíduos minerais e fomentar as pesquisas de solo, que inclui mapeamento geológico.

Outra preocupação manifestada pelo novo ministro envolve a gestão de impactos ambientais. Albuquerque defendeu a criação de legislação específica, em parceria com Estados.

Fonte: Valor