Petrobras pode ter 1a queda de produção em 8 anos–analistas

RIO DE JANEIRO, 30 Ago (Reuters) – A Petrobras pode apresentar em 2012 a primeira queda de produção anual de petróleo em oito anos no Brasil, segundo especialistas do setor.

A queda na produção contrasta com um período de brilho no setor de exploração da estatal. Nos últimos anos, a companhia anunciou a descoberta de campos gigantes na camada do pré-sal e foi uma das petrolíferas que mais agregou reservas no mundo.

A última vez que a estatal informou declínio em sua produção anual de petróleo foi em 2004, quando houve uma redução de 3 por cento em relação à extração média de 2003.

Mas neste ano a companhia vem sofrendo com paradas das plataformas para manutenção e a baixa produtividade do pós-sal –especialmente na bacia de Campos–, que ainda responde por mais de 90 por cento da produção total, e cujos campos estão em declínio de produtividade por estarem maduros.

A estatal também sente a paralisação do campo de Frade, operado pela Chevron, onde detém participação de 30 por cento, depois de um vazamento em novembro de 2011.

Segundo o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE) e especialista em energia, Adriano Pires, provavelmente em 2012 a Petrobras deverá apresentar uma produção 2 por cento menor que em 2011, ano em que a extração média de 2,021 milhões de barris diários já veio abaixo das expectativas.

No acumulado do ano até julho, a produção de petróleo da Petrobras no Brasil atingiu uma média de 2,007 milhões de barris dia.

“A Graça (Maria das Graças Foster, presidente da companhia) apresentou um novo plano de negócios, com metas de produção abaixo das anteriores e mais realistas, mas ainda assim será decepcionante. Ela está tentando consertar o avião em pleno voo”, disse Pires à Reuters.

Nesta quinta-feira, à 16h28, as ações da companhia operavam em queda de 0,94 por cento, enquanto o Ibovespa tinha queda 0,36 por cento no mesmo horário.

Não havia um representante da Petrobras imediatamente disponível para comentar o assunto.

BENEFÍCIO MARGINAL

Em relatório, o Deutsche Bank afirma que, mesmo que as paradas para manutenção diminuam e novas estruturas de produção (FPSOs) entrem em operação, o benefício deve ser “marginal” este ano porque as plataformas programadas para entrar em 2012 devem começar a produção no quarto trimestre.

“Se a produção se mantiver no nível de 2,0 milhões de barris diários até dezembro, a Petrobras irá relatar um declínio da produção no ano (…), o primeiro desde 2004″, acrescentou o banco em nota.

Na noite da quarta-feira a estatal divulgou a sua produção média no mês de julho, que ficou em 1,940 milhão de barris ao dia, queda de 1 por cento na comparação com o mês anterior, atingindo o menor patamar em quase dois anos.

No primeiro semestre, a produção mensal da estatal subiu em relação ao mês anterior somente em maio. Nos demais meses, a extração no país caiu.

A companhia disse que a parada programada para manutenção na plataforma P-8 (campo de Marimbá, na Bacia de Campos) foi um dos fatores responsáveis pela redução de 1 por cento em julho na comparação com o mês anterior, afirmou a estatal em nota.

A menor eficiência na bacia de Campos, que gera grande parte da produção de petróleo do Brasil, é um dos grandes problemas da estatal, segundo o diretor do CBIE.

“O pós-sal está sendo operado de maneira ineficiente pela Petrobras e a companhia também não consegue produzir no pré-sal na velocidade esperada”, comentou Pires.

Para tentar melhorar a produtividade, a Petrobras anunciou em julho que gastará 5,6 bilhões de dólares até 2016 em atividades que visam reverter a queda na produção.

Já o analista da corretora Geração Futura, Lucas Brendler, disse que uma produção menor em 2012 é uma possibilidade, mas ainda é cedo para cravar qualquer previsão.

“Não temos gerência sobre a produção da empresa e ainda restam alguns meses para que a companhia se recupere. Mas existem dificuldades e a queda é sim uma das probabilidades.”

A menor produção, o câmbio e a defasagem dos preços dos combustíveis, entre outros fatores, provocaram perdas de 1,34 bilhão de reais no segundo trimestre, o primeiro prejuízo trimestral da Petrobras em mais de 13 anos.

Fonte: Reuters (Por Leila Coimbra)

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Questão dos royalties do petróleo é reaberta no Supremo

O governador do Espírito Santo, Renato Casagrande, ajuizou, no Supremo Tribunal Federal, ação de inconstitucionalidade contra o dispositivo legal (Lei 7.990/89) que promove o repasse de parte dos royalties advindos da exploração de petróleo no mar territorial capixaba aos demais estados, sob o fundamento de que a lei federal “ofende o princípio federativo”, ao “restringir a autonomia” das unidades federadas produtoras.

Definição

A ação do Executivo do Espírito Santo (Adin 4.846), já distribuída ao ministro Ricardo Lewandowski, vai obrigar o STF a se pronunciar em definitivo sobre a questão dos royalties gerados pela produção de petróleo e gás nos estados produtores, principalmente no Espírito Santo e no Rio de Janeiro (Bacia de Campos).

O governador Casagrande, em sua petição, dá ênfase ao direito dos estados e municípios afetados por essa atividade econômica aos recursos dela proveniente, a fim de que sejam destinados ao financiamento da saúde, da educação, do saneamento básico e da infraestrutura viária.

Pré-sal

A propósito, tramita lá no STF, desde novembro de 2010, a ação de inconstitucionalidade (Adin 4.492), proposta pelo governador do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, contra a Lei 12.276/10, que permitiu à Petrobras, sem necessidade de licitação, a exploração de petróleo e gás em áreas do pré-sal, até o volume de 5 bilhões de barris.

O relator da ação, ministro Gilmar Mendes, decidiu pelo rito mais célere para o julgamento da causa, mas os autos continuam na Procuradoria-Geral da República, à espera de parecer, há mais de um ano.

Fonte: Jornal do Brasil por (Luiz Orlando Carneiro)

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Petrobras vai fechar fase inicial do pré-sal

O plano de negócios da Petrobras prevê investimentos de US$ 131,6 bilhões para a área de exploração e produção

Rio de Janeiro (RJ) - No comando da área mais importante da Petrobras, o diretor de Exploração e Produção José Formigli tem a missão de colocar de pé o plano de aumento da produção de petróleo e gás da estatal de olho nos custos, prazos e calendário de entrega dos equipamentos essenciais para alcançar suas metas de crescimento, consideradas as mais ambiciosas da indústria.

 

As encomendas para o primeiro ciclo de investimentos no pré-sal da Bacia de Santos estão quase todas prontas. Elas incluem seis plataformas flutuantes de armazenagem e transferência (FPSOs) idênticas para os campos de Lula e Sapinhoá, já encomendadas, e duas cujos construções serão encomendadas em até 18 meses. Outras quatro FPSOs para as áreas da cessão onerosa já estão em fase de licitação.

 

"Nós passamos pela primeira leva das grandes contratações", comenta Formigli com certo ar de alívio. "Ainda vamos fazer a licitação dos seguintes. Vão sair os cascos e em algum lugar no Brasil serão construídos os módulos que serão colocados em cima deles. Ainda estamos licitando mais dois [FPSOs para a cessão onerosa] e com isso encerramos o ciclo de contratação de plataformas para o petróleo que temos mapeado para entrar em produção até 2018", diz Formigli.

 

O plano de negócios da Petrobras destina investimentos de US$ 131,6 bilhões para a área de exploração e produção para que ela consiga produzir 2,46 milhões de barris por dia de petróleo em 2016 e 4,21 milhões de barris/dia em 2020, o dobro da produção atual. Os projetos da área são os únicos com prioridade sobre quaisquer outros, inclusive na disputa por recursos financeiros.

 

O diretor garante que a atividade exploratória da companhia deve mudar um pouco sua forma de atuação. Isso significa, segundo ele, que a Petrobras vai procurar balancear seu risco de perfuração. No plano estratégico, a companhia reservou investimentos anuais de US$ 5 bilhões por ano em exploração - são US$ 25,4 bilhões entre 2012 e 2016, valor maior que o valor de mercado somado da HRT e OGX. Juntas, as duas empresas valiam ontem o equivalente a US$ 10,305 bilhões.

 

"Vamos balancear a perfuração dos poços ao longo do tempo, de tal maneira que a gente tenha um mix de locações aonde o alto risco não seja a grande maioria", explicou Formigli. O objetivo é evitar uma concentração de poços secos que tenham como consequência um impacto elevado na baixa deles como se viu no último trimestre, quando esse item representou perdas de R$ 2,7 bilhões.

 

Enquanto do lado de fora é grande a ansiedade em torno das descobertas já conhecidas, notadamente as estrelas do pré-sal, o pessoal da exploração está um passo adiante. E busca montar um novo modelo para entender a geologia de novas fronteiras como a bacia de Sergipe-Alagoas, onde a Petrobras noticiou recentemente a descoberta de Barra e Moita Bonita, duas acumulações de gás e óleo leve em águas ultraprofundas em frente a Aracaju.

 

Ao comentar as últimas descobertas da Petrobras no mar, Formigli chama a atenção para o fato de um terço delas estarem fora do pré-sal (seis em dezoito descobertas). "Isso reflete o esforço que temos feito e a tendência é que tenhamos um número maior de descobertas em áreas da costa fora do pré-sal, desde que mantida essa taxa de sucesso", diz.

 

Formigli chama a atenção para o fato de muitos passarem a denominar essas áreas como se fossem "pós-sal", o que não é correto já que o termo assume a existência de uma camada de sal abaixo das descobertas. E o chamado pré-sal brasileiro é uma área em águas profundas da Bacia de Santos, Campos e Espírito Santo.

 

Entender as descobertas nas novas fronteiras é fundamental para a Petrobras começar a identificar a melhor engenharia para colocar em produção as novas descobertas de 2018 em diante. Essa decisão é o prenúncio de gigantescas aquisições que movimentam o setor já que envolvem desde a compra de aço, sondas e equipamentos, como cabeças de poço, até tubos e plataformas. "Tem um monte de gente estudando, em ebulição. Mas é preciso tempo. Não somos uma máquina de licitação", avisa.

Fonte: Macaé Offshore

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Produção total de petróleo e gás da Petrobras em julho

Produção total de petróleo e gás da Petrobras em julho foi de 2.55  milhões de barris de óleo equivalente por dia
A produção média de petróleo e gás natural da Petrobras em julho, no Brasil e no exterior, foi de 2.554.263 barris de óleo equivalente por dia (boed). Nos campos localizados no Brasil foram produzidos 2.314.871 boed. A produção total teve uma redução de 1,12% quando comparada ao mês anterior. A produção no exterior foi de 239.392 boed, correspondendo a um recuo de 2,13% em relação a junho.
Do total produzido no Brasil, 1.940.409 barris/dia foram exclusivamente de petróleo. A parada programada para manutenção na plataforma P-8 (campo de Marimbá, na Bacia de Campos) foi um dos fatores responsáveis pela redução de 1% na comparação com o mês anterior. A produção de gás natural, sem liquefeito, alcançou em julho 59 milhões 535 mil metros cúbicos, indicando uma redução de 1,2%.
No exterior, a produção média exclusiva de petróleo, no mês, chegou a 147.014 barris/dia, correspondendo a um recuo de 1,06% na comparação com o mês anterior. A produção de gás natural chegou a 15 milhões 695 mil metros cúbicos/dia, com um declínio de 3,94% em relação a junho. A diminuição ocorreu em função da menor demanda pelo gás boliviano, parada do compressor de gás em Santa Cruz I e redução da produção no campo de El Tordillo, ambos na Argentina.

Fonte: Petrobras

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