Rio de Janeiro to Allocate Billions to Oil, Gas Industry

Será que o voltará a se aquecer?

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The Rio de Janeiro state industries federation, FIRJAN, disclosed in its “Decision: Rio Investments 2014-2016” summary at Houston’s 2014 Offshore Technology Conference, that $59.8 billion of its total $98.6 billion will be allocated to Rio de Janeiro’s oil and gas industry.

This announcement comes on the heels of Petróleo Brasileiro S.A.’s (Petrobras) stagnated oil production and Brazil’s sluggish economy. Despite these problems, Rio de Janeiro still remains an attractive area for major exploration and production companies with the country holding around 50 billion barrels of oil equivalent, according to the U.S. Energy Information Administration (EIA).

“Our country holds tremendous resources and at FIRJAN we want to show investors that Rio de Janeiro offers vast and diverse opportunities in the short, medium and long term,” said Paulo Roberto Furio, manager of technology center, to Rigzone.

“From shipbuilding to the deployment and expansion of factories from various industries, large industrial investments initiated in recent years will soon start operating. These are projects that consolidate the diversification of the economy of Rio de Janeiro by attracting companies from a variety of productive chains.”

In March 2014, Brazil’s credit rating was downgraded by Standard & Poor’s, stating that sluggish economy growth and an expansionary fiscal policy are fueling an increase in the country’s debt levels. The country was lowered by one level to BBB-, its lowest investment grade rating, from BBB.

“By carrying out and offering this mapping to investors and the general public, the Sistema FIRJAN is confident that it is contributing to the economic development of the state of Rio de Janeiro and attracting new investments to Brazil.”

Investments of oil and gas by all companies, both foreign and domestic, with participation in the blocks already auctioned by the Agencia Nacional do Petroleo, ANP, will further the development of the state’s pre-salt projects.


“We are destined to build refineries and have earmarked $8-10 billion for the shipping sector,” said FIRJAN’s Vice President Raul Sanson to Rigzone at OTC. “We have also recently partnered with several well-known international companies to create a subsea hub for our projects. We think that by partnering with some of the best and brightest, we will gain the necessary knowledge to make the logistic cost of many of our projects more attractive. In 30 years, production that comes out of our country will experience two major increases that are in line with Petrobras’ investment goal of $220 billion.”

“Rio de Janeiro will certainly become no longer just another option but a definite decision.”

- See more at: http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/132994/Rio_de_Janeiro_to_Allocate_Billions_to_Oil_Gas_Industry/?all=HG2#sthash.0sHjTyJ6.dpuf

Aumento do Preço do Gás Natural nos EUA no 1o Semestre

O preço do Gás Natural nos EUA continua competitivo e bem abaixo do preço do Brasil, porém o preço vem aumentando no primeiro semestre deste ano

Abaixo, reproduzo uma matéria do EIA.

Average spot natural gas prices at most major trading points increased 40% to 60% during the first half of 2013 compared to the same period in 2012, as demand for natural gas rose faster than increases in supply. Price increases were relatively uniform throughout the country, with the exception of New England and New York,where supply constraints caused spot prices to spike when demand peaked this winter. Price differences between Henry Hub and most western trading hubs averaged less than 10 cents per million British thermal units (MMBtu).

Natural gas spot prices at Henry Hub—a key benchmark and major trading location—averaged $3.75/MMBtu during the first half of 2013, up 57% from the $2.39/MMBtu average spot price for the first half of 2012. However, this year-over-year price increase principally reflected the extremely low prices in 2012. Spot prices so far in 2013 are very similar to levels seen in 2009 to 2011 (see chart below).

Specific factors contributed to the return of natural gas prices closer to the $4.00 per MMBtu range. These include:

• Colder winter temperatures compared to a year ago, with declining power burn. Overall, natural gas consumption was up by more than 3% through the first half of this year. A 5.6 billion cubic feet per day (Bcf/d) combined increase in residential, commercial, and industrial consumption more than compensated for a 3.3 Bcf/d decline in power sector consumption. As a result, total demand rose faster than total supply, which contributed to upward pressure on prices.
  
  A return to more seasonal winter temperatures following an abnormally warm winter in 2011-12 drove residential and commercial consumption 20% above year-ago levels during the first half of 2013, and contributed to price spikes for natural gas and power in New England early in the year. Although power sector natural gas consumption was 14% below last year's record levels, power burn remained higher than in many past winters and 20% above the 2007-11 January-June average. Coal recovered some of its market share as natural gas prices increased through the first half of 2013.
• Natural gas production gains slowed. U.S. dry natural gas production continued to grow during the first half of 2013, albeit at a slower pace compared to prior years. According to Bentek Energy, U.S. dry natural gas production was up 1.8% during the first 6 months of 2013 compared to increases of 5.6% and 7.3% during the first halves of 2012 and 2011, respectively. Significant production gains that began in 2010 as a result of rapid growth in supply from shale basins began to slow at the beginning of 2012, largely in response to lower prices. Slowing production growth continued through the first half of 2013, limiting the overhang of supply and resulting in rising prices. Production growth continued in the Appalachian Basin's Marcellus Shale play—increasing around 50% during the first six months of 2013, compared to the first six months of 2012—and boosted production levels in Pennsylvania.
• Storage inventories decreased below five-year average levels. Large withdrawals of Lower 48 natural gas storage inventories at the end of March pushed stocks below their five-year average levels for the first time since August 2011. This year's cold March temperatures led to high inventory drawdowns that month. The cold weather and high withdrawals persisted well into April, when net storage injections would normally begin to take place. Bigger withdrawals from storage counter-balanced higher total natural gas demand, which was only partially offset by slightly rising dry natural gas production, and as a result inventories fell.

Despite relatively high injections during May and June, storage levels have remained below their five-year average, supporting gas prices in the $4.00/MMBtu range. The Short-Term Energy Outlook projects that Lower 48 working inventories will reach 3,809 Bcf by the end of the injection season on October 31, 2013, with injection levels similar to those in 2008-11 but much higher than in 2012

FONTE : EIA

Petrobras afreta 2 FPSOs da SBM

Dutch oilfield services supplier SBM Offshore reported Monday that contracts have been executed for the $3.5-billion, 20-year charter and operation of two FPSO vessels: Cidade de Maricà and Cidade de Saquarema. 

Both FPSOs are scheduled for operation in the Lula field in the pre-salt province, offshore Brazil, in block BM-S-11. The BM-S-11 block is under concession to a consortium that comprises Petrobras, BG E&P Brasil and Petrogal Brasil.

The FPSOs will be owned and operated by a joint venture owned by affiliated companies of SBM Offshore, Mitsubishi Corporation, Nippon Yusen Kabushiki Kaisha, and Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. in which SBM Offshore shareholding will be 56 percent.

SBM Offshore is in charge of the construction of the vessels. They will be direct copies of the blueprint for FPSO Cidade de Ilhabela, which is scheduled to launch in 2014.

Cidade de Maricà and Cidade de Saquarema are expected to be delivered in late 2015 and early 2016 respectively.

SBM CEO Bruno Chabas commented in a company statement:

"We are delighted to confirm signature of this contract, within such a short interval of the letter of intent (22 March 2013). It is a sign of the commitment of both Petrobras and SBM to successfully fast-track this project. The FPSO teams – comprised of our most experienced personnel – have ramped up in record time since reception of the LOI and we are pleased to proceed with the official green light to full execution of the project."

Fonte : RigZone

BP compra participação na Bacia do Potiguar

BP reported Monday lunchtime (UK time) that it has completed a deal with Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) to farm into five deepwater exploration and production concessions operated by Petrobras in the Potiguar Basin in the Brazilian Equatorial Margin.

Subject to regulatory approvals, BP Energy do Brasil Ltda. will take a 30-percent interest in blocks POT-M-663, and POT-M-760, and a 40-percent interest in blocks POT-M-665, POT-M-853 and POT-M-855. Together these blocks cover a total area of 1,475 square miles.

Following the farm-in and the signature of concession agreements awarded in Brazil Round 11, BP will hold interests in concessions in 27 blocks in Brazil, of which BP will operate eight. Petrobras will also hold interests in 22 of the blocks: 12 operated by Petrobras, six by Total, and four by BP.

BP Brazil President Guillermo Quintero commented in a company statement:

"This is another step in building our presence in Brazil. Since first gaining interests in 10 blocks with our purchase of Devon Energy do Brasil in 2011, we have now expanded our upstream portfolio to interests in 27 blocks in 7 basins, which includes the largest deep-water exploration portfolio held by an international oil company in Brazil."

The blocks that BP is farming into were awarded in Brazil Round 7 in 2005. They are located between 25 miles and 69 miles offshore from the coasts of Rio Grande do Norte and Ceará states in water depths that range from 164 feet to 6,890 feet.

Fonte : Rigzone

OGX poderá ter que refazer plano de desenvolvimento de Tubarão Azul

A diretora-geral da Agência Nacional de Petróleo (ANP), Magda Chambriard, disse hoje (12) que a petrolífera do grupo EBX, de Eike Batista, a OGX, poderá interromper a produção no Campo de Tubarão Azul, único polo produtor da empresa, na Bacia de Campos. Ela informou que a Agência vai analisar se o campo é viável economicamente e, caso positivo, a OGX terá que fazer novo plano de desenvolvimento da área.

"Se o [campo] Tubarão Azul for econômico, no nosso ponto de vista a OGX terá que reapresentar seu plano de desenvolvimento. E se não for econômico para a OGX, a empresa terá que devolver o campo", disse.

Magda Chambriard disse que há três poços no Campo de Tubarão Azul, sendo que “um produziu muito pouco, mas outros dois têm produção ainda em análise pela ANP”, e que o estudo deve estar pronto na próxima semana.

No dia 1º de julho, a OGX anunciou que o campo, cuja produção teve início em 2012, deve cessar vazão em 2014.

Fonte: Agência Brasil

ANP: desafio é dobrar as reservas e a produção de petróleo

Dobrar em dez anos a produção de petróleo e gás natural e as reservas provadas do país, atualmente da ordem de 15 bilhões, é o desafio do setor nacional de hidrocarbonetos, disse na segunda-feira (15) a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard. Segundo ela, a indústria do petróleo já responde por 63% dos investimentos feitos pelo país e precisará investir na próxima década cerca de US$ 400 bilhões somente na área de serviços para atender ao setor observando a exigência de conteúdo nacional.

“A exigência de conteúdo nacional mínimo nos projetos da área de serviço voltados para a indústria petrolífera criou um nicho de oportunidades para as empresas brasileiras e estrangeiras radicadas no país que não pode ser desprezado. Está claro que a Petrobras é a principal empresa demandadora desses serviços, mas também estão surgindo outras empresas estrangeiras aqui radicadas, como a Shell, a British Petroleum (BP), além das brasileiras que estão crescendo como a OGX e a Queiróz Galvão - todas obtendo êxito e se expandindo no setor petróleo”, disse.

A diretora-geral da ANP lembrou, ainda, que 60 mil empregos foram criados no país em decorrência da exigência de conteúdo local mínimo e da revitalização da indústria naval. “E não haverá retrocesso. Foram criados para ficar”, ressaltou.

A executiva destacou que na 11ª Rodada de Licitação, prevista para maio, o governo procurou descentralizar as áreas ofertadas, que a exceção de alguns blocos no Espírito Santo, estão todas localizadas no Nordeste e no Norte do país.

“São ao todo dez estados que serão beneficiados na rodada. Há todo um esforço do governo de descentralizar a atividade de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil. Em sua grande maioria, blocos em áreas de nova fronteira. Temos petróleo em terra e mar. Queremos mostrar que o Brasil, quando se pensa petróleo, é muito mais que só o Sudeste e o pré-sal”.

Ao falar para empresários ligados ao Lide-Rio - Grupo de Líderes Empresários, com o objetivo de discutir a 11ª Rodada de Licitação e o pré-sal - Magda Chambriard informou que a ANP já habilitou 61 das 71 empresas que manifestaram interesse em participar da licitação. O órgão está concluindo o processo de qualificação. As empresas terão até o próximo dia 26 para apresentar as garantias que viabilizarão a sua participação na rodada.

A agência pretende assinar os contratos de concessão decorrentes desta rodada, simbolicamente, no dia 6 de agosto deste ano, exatamente 15 anos depois da assinatura dos primeiros contratos da chamada Rodada Zero, que deu início ao processo de flexibilização do setor petróleo no país.

Ela disse, ainda, que a ANP está reavaliando a participação da HRT como operadora em águas profundas no leilão de áreas exploratórias previsto para maio. A comissão de licitação da ANP habilitou a empresa como operadora A (que dá direito a operar em águas profundas), mas a diretora-geral questionou a experiência da companhia. "A HRT é uma empresa que está indo bem, investiu bastante, está operando direitinho e se habilitou para a 11ª rodada com muita pontuação. No entanto, o nosso edital exige e ela precisa comprovar se de fato tem experiência para operar no mar", disse.

Fonte: Agência Brasil
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Comentários :
1) Para crescer as reservas, é necessário investir em Exploração. Manter a periodicidade das Rodadas de Licitação e não haver mudanças na tributação da fase exploratório é a chave para este objetivo

2) HRT. Segundo os geólogos, geofísicos e afins, a formação na África é muito parecida com a do Brasil. A HRT irá começou a perfurar na costa da Nâmbia este ano. Será que isto vale como experiência? A conferir.........

Resultado do 2o Trimestre 2011 Petrobras

A Petrobras divulgou ontem, dia 15, o resultado do 2o Trimestre de 2011.
Os jornais de hoje ressaltam o aumento de R$ 5,5 bilhões no Lucro Líquido , em comparação do 1o Semestre 2011 x 2010. Esse número pode gerar conclusões errôneas. O preço internacional do barril de petróleo subiu, e os custos operacionais da Petrobras também. Como então, a companhia aumentou seu lucro?

Resposta : Resultado Financeiro.

A Petrobras no ano passado fez caixa. Com a Cessão Onerosa, foi cedido 5 bilhões de barris, mediante o pagamento de US$ 42,5 bilhões. Com esses novos "ativos", ela foi ao mercado aberto, aumentando o número de ações. Conseguiu arrecadar US$ 70 bilhões, gerando um resultado positivo de US$ 27,5 bilhões (Capitalização - Cessão Onerosa).

No 1o Semestre de 2010, a Petrobras teve prejuízo financeiro de R$ 1,3 bilhão. Agora em 2011, o lucro foi de R$ 4,9 bilhões, o que gera uma diferença positiva de R$ 6,2 bilhões...... que já é superior ao aumento de lucro líquido. Existem outras comparações interessantes :

Shell vende participação no pré-sal da Bacia de Campos

A Queiroz Galvão Exploração e Produção(QGEP) e a Barra Energia adquiriram 10% do BM-S-8 da Shell, por US$ 350 milhões. Para a transação ser concretizada, ainda é necessário a aprovação da ANP.

Plano de Negócios Petrobras 2011-2015

Saiu hoje no jornal Brasil Econômico, a notícia que deverá ser anunciado no dia 22 o PN da Petrobras.
Segundo o jornal, o valor deve ser próximo dos US$ 224 bilhões.

a conferir..........

Teste de Longa Duração no Pré Sal em Marlim Leste / Start of EWT in pre-salt of Marlim Leste field

Petrobras anuncia o teste de longa duração(TLD) no pré-sal, em Tracajá, na área de Marlim Leste. Será utilizado a P-53 para a produção do óleo. Abaixo, a nota da companhia : 

Start of EWT in pre-salt of Marlim Leste field

  

Rio de Janeiro, February 24^th, 2011 – Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras announces the start up of the Extended Well Test (EWT) for the Tracajá reservoir, located 124 km off the coast of Rio de Janeiro, in the pre-salt area of Marlim Leste field, in Campos Basin.

The EWT is being executed in the 6-MLL-70 well, where the oil was found in September of 2010 at a depth of 4,442m and which was interconnected to the P-53 FPSO, using the available production and offloading infra-structure. The test began with a flow rate of 23,300 barrels per day.

EWT’s objective is to obtain information about the characteristics of the reservoir in order to establish the definitive project for production development in the future.

The Tracajá Discovery Assessment Plan (PAD), presented to the National Petroleum, Natural Gas and Biofuels Agency (ANP) in 2010, further provides for the drilling of one to two extension wells for the complete delimitation of the accumulation.

The Tracajá discovery is part of the Planóleo Program, which is designed to intensify exploration and production work in areas surrounding fields that are already producing in order to harness the capacity of existing facilities, reduce costs and streamline the production of new volumes of oil.

Sincerely,

Investors Relations

IEA Members Could Supply 4 Million Barrels a Day for a Year

Bloomberg, 22 February 2011

IEA Members Could Supply 4 Million Barrels a Day for a Year

By Grant Smith - Feb 21, 2011 10:39 AM GMT-0300

The International Energy Agency’s member governments hold enough crude oil to provide 4 million barrels a day from inventories to the market for a year, said David Fyfe, head of the IEA’s oil industry and markets unit.

Crude stockpiles held by governments of the group’s 28 member countries are about 1.6 billion barrels, Fyfe said at the International Petroleum Week conference in London today.

“Our organization is on fairly high alert, as it always is,” he said. “We’re in a state of constant readiness.”

Brent crude rose to more than $100 a barrel last month as the ouster of Tunisia’s president and protests in Egypt that led to the fall of President Hosni Mubarak sparked concern that unrest may disrupt supplies from the Middle East. Libya, the eighth-largest oil producer among those with quotas in the Organization of Petroleum Exporting Countries, has become the focal point of region-wide protests.

OPEC is pursuing a “sensible” policy of gradual supply growth, Fyfe said today. A sustained price of $95 a barrel would be a burden on the economy, he said, adding that the market is “relatively well-supplied” with stockpiles at a “comfortable” level and demand growth slowing.

O Preço do Petróleo........

A curva acima mostra o preço do Brent, semanal, de 2004 até hoje. A curva foi corrigida pelo CPI (índice de preço ao consumidor) dos EUA. Observamos que os preços atuais, encontram-se no mesmo patamar que de 2004-2005, quando não existia crise nenhuma.

Ao longo desses anos, a produção do petróleo tem se concentrado cada vez mais em lugares de mais difíceis( profundidade, instabilidade institucional, etc), o que eleva o custo para se produzir. Dificilmente, conseguiremos viver os preços do início dos anos 2000, que oscilava entre 25 - 35 dólares o barril.

Um fato interessante a ser ressaltado, é o descolamento entre o WTI o Brent.....

Petrobras anuncia nova descoberta no pré-sal

A Petrobras anunciou hoje mais uma descoberta no pré-sal, na bacia de Santos.
Abaixo, a nota oficial da companhia :

New Discovery in Santos Basin pre-salt

 

Rio de Janeiro, February 15th, 2011 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras announces the discovery of a new accumulation of good quality oil (26º API) in the Santos Basin pre-salt reservoirs.

The discovery resulted from drilling well 4-BRSA-818 (4-RJS-668), named Macunaíma, at a water depth of 2,134 meters, located in the 1-RJS -617D (Parati) assessment area and 244 km off the coast of Rio de Janeiro State.

The discovery was confirmed through oil logging via cable test in the reservoirs located at a depth of about 5,680 meters.

Petrobras is the operator of the consortium for the exploration of block BM-S-10 (65%), which is also composed of BG Group (25%) and Partex Brasil (10%).

The consortium will continue the activities and investments necessary to assess the deposits discovered in this area as per the Evaluation Plan approved by the National Petroleum Regulator (ANP), the completion of which is expected to take place in April of 2012.

Mudanças a vista no Repetro

Ricardo Vigliano

O desenvolvimento do pré-sal deverá implicar em um novo alinhamento das regras de conteúdo nacional e do Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação (Repetro). Pelas regras atuais, um equipamento fabricado no Brasil e exportado fictamente (virtualmente) para se beneficiar do regime não é considerado nacional. O alerta foi dado pelo advogado Luiz Antônio Lemos, do escritório Campos Mello. “A cartilha usada pela ANP não deixa claro e as certificadoras não reconhecem”.

Em outro episódio, uma mudança nos quadros da Receita Federal levou o órgão a rever a aplicação do Repetro no afretamento de embarcações. A mudança repentina de interpretação da norma acarretou atrasos e suspensões do processo de importação de diversas embarcações para atividades de E&P, causando transtornos a toda a indústria.

A estratégia do governo de restringir cada vez mais a aplicação do Repetro para estimular a fabricação nacional de bens para a indústria do petróleo pode esbarrar na falta de capacidade do parque instalado brasileiro para fazer frente às encomendas do pré-sal. Segundo Lemos, a cada ano uma nova instrução normativa é publicada. “Vai chegar o momento em que o parque vai precisar importar e não terá como”, afirmou.

A política de conteúdo nacional também tem tornado mais seletiva a concessão de vistos de trabalho na indústria. Alinhado com a política de desenvolvimento do parque nacional, o Ministério do Trabalho em algumas situações chega a condicionar a contratação de estrangeiros a uma contrapartida na forma de transferência de conhecimento. “O governo aceita o expatriado, mas para ensinar”, resumiu o advogado.
Acostumado a orientar empresas estrangeiras de petróleo e gás que querem se instalar no Brasil, Lemos acredita que o país continuará atraente para investimentos no setor apesar de complexo em termos de normas. “O ânimo das empresas diante de um mercado aquecido para grandes fornecimentos é maior do que as barreiras”, analisou.

Na visão do especialista, a receita para empresas estrangeiras que procuram um lugar nas encomendas no mercado brasileiro é a associação com empresas nacionais que atuam no setor, em particular aquelas com quem já mantém algum vínculo de representação comercial. “É preciso entender bem o mercado para montar uma boa proposta ou a empresa pode ficar entre não ser competitiva ou perder dinheiro”, avaliou.
Um bom assessoramento também é providencial na hora de selecionar o parceiro para uma sociedade. “A primeira coisa que sugerimos é contratar um bom escritório de contabilidade para cuidar dos livros. As regras mudam toda hora e por falta de informação os passivos podem ir se acumulando mesmo antes da operação”, ressaltou.

Unidade Offshore de Transferência de Exportação

A Petrobras vai inaugurar um novo modelo de  base marítima de operações.
Esta unidade será instalada a 90 km da costa.

O custo está estimado entre US$300 a US$ 350 milhões, cada unidade.

A unidade será composta de um FSO( Floating Storage Offloading), com capacidade de estocagem para 2 milhões de barris de óleo.

Sondas de Exploração da Petrobras III

A Petrobras fechou o contrato com o Estaleiro Atlântico Sul (EAS), no valor de US$ 4,637 bilhões para a construção do primeiro lote, de sete sondas de exploração.

A primeira sonda tem previsão para entrar em operação em 2015

Shell vai aumentar sua produção no Brasil

A Shell resolveu antecipar a fase 2 de desenvolvimento da produção no Parque das Conchas. 

A empresa deverá afretar duas sondas e perfurar 10 poços nos próximos 18 meses.

Commodity Corner: Oil Prices Edge Upward

Rigzone |

Thursday, February 10, 2011

Crude oil for March delivery surged toward $88 Thursday but ended the day much closer to the bottom of the trading range. For the first time in six days, crude futures settled higher Thursday. Prices inched upward 2 cents to settle at $86.73 a barrel on the New York Mercantile Exchange (NYMEX). Crude rose to a high of $87.90 earlier Thursday on news of strikes sweeping across Egypt. However, it relinquished its early wins as traders absorbed the now-false rumors that Egyptian President Hosni Mubarak would step down by the end of the day. Since Jan. 25, traders have been keeping a close eye on Egypt's political unrest for fear of it spread to nearby countries—some of which are the world's leading oil producers. With the prospect of civility in Egypt, now in question following Mubarak's surprise decision, analysts predict no immediate threat for global oil supplies. Natural gas for March delivery fell to its lowest in almost three months, settling below $4 per thousand cubic feet. Down 1.4%, natural gas ended Thursday's trading session at $3.986 per thousand cubic feet. The U.S. Energy Information Administration (EIA) reported 2.144 trillion cubic feet for the week ended Feb. 4. In spite of freezing temperatures and above-average withdrawals from gas in storage, natural gas continues its bearish decline. The intraday range for natural gas was $3.97 to $4.15. Gasoline prices also settled lower at $2.47 a gallon. The 2.2% decrease in gasoline prices came after fluctuating between $3.97 and $4.15.

Sondas de Exploração da Petrobras II

Abaixo, a nota oficial da Petrobras :

Contratação da construção e afretamento de sondas com o EAS e a Sete Brasil S.A.

Rio de Janeiro, 11 de fevereiro de 2011 – Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras informa que aprovou a contratação para construção e afretamento do primeiro lote de 7 (sete) sondas a serem construídas no Brasil, atendendo aos parâmetros vigentes de custo internacional para esse tipo de equipamento.

O vencedor do contrato de construção foi o Estaleiro Atlântico Sul (EAS), localizado no Estado de Pernambuco. O valor do lote foi de US$ 4.637.000.130,00, o que corresponde a uma redução de US$ 13.000.000,00 em relação à proposta original, e preço unitário de US$ 662.428.590,00. A previsão de entrada em operação da primeira sonda é 2015.

Esse lote faz parte dos processos de licitação destinados à contratação de até 28 (vinte e oito) sondas de perfuração marítima para atendimento do programa de perfuração de longo prazo da Companhia, prioritariamente para utilização nos poços do pré-sal.

O contrato de afretamento será realizado com a Sete Brasil S.A (Sete BR), que assumirá o contrato de construção com o EAS. A Sete BR é uma empresa constituída pelo Fundo de Investimentos em Participações - FIP Sondas, gerido pela Caixa Econômica Federal (CEF), que detem 90% da empresa e terá como quotistas investidores de mercado, incluindo fundos de pensão e bancos de investimentos brasileiros. A Petrobras deterá 10% das ações da nova empresa.

A Sete BR admitirá como parceiras e co-proprietárias dos navios-sonda, empresas com experiência operacional para efetuar a operação das sondas na prestação dos serviços contratados pela Petrobras. A taxa diária de afretamento correspondente ao equipamento já foi definida e quando adicionada à taxa média vigente para operação do mesmo totaliza um custo entre US$ 430 mil e US$ 475 mil por dia, em linha com as taxas mais competitivas do mercado internacional.

A Sete BR, para financiar a construção das sondas, contará com o capital próprio, provido pelos sócios e com recursos de financiamento de longo prazo concedidos pelo BNDES, que irá financiar a parcela correspondente ao conteúdo brasileiro de bens e serviços para construção de cada sonda, além de recursos provenientes das agências de fomento à exportação dos países que fornecerão o conteúdo a ser importado e dos bancos comerciais. Os financiadores terão em seu benefício uma garantia de performance contratada pelo estaleiro EAS e uma garantia de crédito contratada pela Sete BR, ambas fornecidas pelo Fundo Garantidor da Construção Naval - FGCN, que teve sua capacidade especialmente ampliada para fazer frente a este tipo de garantia.

Adicionalmente, foi decidido pelo cancelamento da licitação para contratação de até duas sondas de perfuração, uma vez que os preços apresentados não se mostraram adequados para a Companhia.

O terceiro processo licitatório, destinado à contratação do afretamento de lotes de até 4 (quatro) sondas de perfuração, ainda encontra-se em análise com expectativa de conclusão em até 30 (trinta) dias.

Sondas de Exploração da Petrobras

A Petrobras criou a empresa "Sete Brasil", uma holding independente, para gerir os ativos das sondas de exploração  na área do Pré-sal.
A empresa será formada pela Petrobras e um Fundo de Investimentos em Participações(FIP) , composto por 4 fundos de pensão e dois bancos nacionais.
Fundos de Pensão : Petros, Previ, Funcef e Valia
Bancos : Santander e Bradesco

A expectativa é que o FIP seja de R$ 2 bilhões

Commodity Corner: Oil Falls; Natural Gas Holds On

Crude oil for March delivery settled at $86.71 a barrel Wednesday.

The midweek 23-cent decline in oil futures followed the U.S. Department of Energy's weekly report of commercial crude inventories. According to the DOE's Energy Information Administration (EIA), oil stocks rose by 1.9 million barrels last week to 345.1 million barrels.

Front-month crude fluctuated from $86.53 to $87.95 during Wednesday's trading.

March natural gas futures remained unchanged Wednesday, settling at $4.04 for the second consecutive day. Predictions of milder weather for much of the U.S. appeared to balance out analysts' expectations that EIA would announce an above-normal drop in inventories when it releases its weekly natural gas storage report Thursday.

Natural gas peaked at $4.08 and bottomed out at $3.99 Wednesday.

Gasoline for March delivery gained four cents to end the day at $2.53 a gallon. It traded within a range from $2.48 to $2.53.

Commodity Prices Brent Crude:  0.67  (0.68%) $99.92 Light Crude:  0.23  (0.26%) $86.71 Natural Gas:  0  (0%) $4.04 Closing prices for February 9

Brent Crude Oil

Light Crude Oil

Natural Gas

fonte: Rigzone.com

Alta das commodities turbina inflação

Autor(es): Leandro Modé e Raquel Landim,

O Estado de S. Paulo - 10/02/2011

Cálculo elaborado pelo economista Affonso Pastore mostra que cada 1% de aumento eleva o IPCA em 0,12 ponto porcentual

Cada 1% de aumento do CRB (indicador que sintetiza as oscilações das principais commodities mundiais) em reais eleva o IPCA, índice oficial de inflação do Brasil, em 0,12 ponto porcentual. O cálculo foi elaborado pelo professor Affonso Celso Pastore, ex-presidente do Banco Central (BC).

Um exemplo prático deixa claro o tamanho do problema: a alta de 19% do CRB em reais entre julho de 2010 e janeiro deste ano deve provocar elevação total de 2,28 ponto porcentual do IPCA. Esse efeito não se dá de imediato. Nas contas de Pastore, deve se diluir ao longo de oito meses.

O impacto no bolso do consumidor brasileiro é evidente. Levantamento da RC Consultores, feito a pedido do Estado, mostra alta generalizada no preço das commodities nas bolsas internacionais. Só em janeiro, subiram os preços do trigo (5,2%), da soja (5,5%), do café (6,0%), do açúcar (2,1%) e do milho (3%).

Fatores como custo mão de obra também influenciam nos preços locais, mas derivados de todos esses produtos ficaram mais caros no Brasil. No mais recente Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA-15), o pãozinho subiu 1,5%, o óleo de soja, 3%, o cafezinho, 0,9%, o álcool, 4,3%, e o frango, 3%.

Na semana passada, a FAO (Organização das Nações Unidas para Agricultura e Alimentação) divulgou que os preços dos alimentos atingiram o maior valor em 21 anos. Esse ciclo de alta foi detonado por problemas climáticos em grandes produtores, como Rússia, Estados Unidos, Argentina e Austrália.

A redução da oferta e a demanda firme dos emergentes, sobretudo da China, compuseram a receita perfeita para a explosão de preços. Outro fator importante é a injeção de liquidez pelo Federal Reserve (Fed, o BC dos EUA) para aquecer a economia. Com os juros baixos nos países ricos e a falta de confiança para investir, o dinheiro acabou "canalizado" para as commodities.

Fernando Sampaio, sócio-diretor da LCA Consultores, acredita que a alta de commodities não terá vida longa, porque a oferta tende a se regularizar e os emergentes estão buscando desaquecer suas economias. Mas essa visão ainda não é consenso.

Dilema. Enquanto a tendência de alta das commodities persiste, o governo Dilma enfrenta um dilema. Preocupada com a estagnação da indústria, a equipe econômica adotou medidas para conter a valorização do real. "Se o câmbio for a R$ 1,50, quebra mais um pedaço da indústria", disse Fábio Silveira, sócio-diretor da RC Consultores.

Schwartsman, do Santander, não entra no mérito de uma possível desindustrialização. Mas diz que o caminho para enfrentar a valorização do real é outro. Em primeiro lugar, ele acredita que a principal razão para a alta da moeda brasileira é a valorização das commodities - como se sabe, são esses produtos os responsáveis pelo superávit comercial do País nos últimos anos.

A solução, diz ele, não está em tentar conter a especulação, como tem feito o governo. Mas entender que se trata de uma questão estrutural - relacionada à demanda crescente da China e outros emergentes por matérias-primas -, que exige soluções estruturais.

Praticamente desde o Plano Real, o câmbio tem sido utilizado como ma "âncora" para segurar os preços e compensar choques externos. Por enquanto, isso acabou.

World oil supply rose by 0.5 million barrels a day in January as production from members of the Organization of the Petroleum Exporting Countries increased to a two-year high, the International Energy Agency said Thursday.

World oil supply rose by 0.5 million barrels a day in January as production from members of the Organization of the Petroleum Exporting Countries increased to a two-year high, the International Energy Agency said Thursday. 

  Despite this extra supply, the IEA, which represents major energy consuming countries, increased its 2011 oil price assumption by $9 to $90 a barrel for benchmark crude West Texas Intermediate. The agency said the safety cushion provided by oil stocks in developed economies fell to a two-year low and its oil demand forecast for 2011 increased by 120,000 barrels a day on the back of improved economic prospects in the U.S. and higher Chinese consumption.

  Most of the OPEC oil supply boost of 280,000 barrels a day came from Iraq's Rumaila and Zubair oil fields, where international oil companies have been working to turn around decades of neglect and improve resource recovery, the IEA said in its monthly report.

  Qatar and the United Arab Emirates also produced an additional 200,000 barrels a day of natural gas liquids as new gas projects came onstream, the IEA said.

  Those countries are OPEC members, but neither Iraqi crude nor natural gas liquids are subject to the group's export quotas. OPEC said there is no need to raise its crude oil production ceiling. The group's spare production capacity fell by 0.2 million barrels a day to 4.7 million barrels a day.

  Speaking to Dow Jones Newswires Wednesday, Iran's OPEC governor Muhammad Ali Khatibi said the group is currently supplying more crude oil than the market needs for the first half of the year.

  After clashing last month over the need for additional supply to keep a lid on prices, OPEC and the IEA almost agreed on the required level of the group's production in 2011.

  This near-agreement came as OPEC, in its monthly report also published Tuesday, increased its estimate for how much crude the world will need from the group this year by 400,000 barrels a day to 29.8 million barrels a day. The IEA put that figure at 29.9 million barrels a day.

  Non-OPEC supply was unchanged in January after a series of weather related shutdowns constrained production in several parts of the world, the IEA said.

  Although supply has risen, the IEA maintained that fundamentals were bullish for the oil price. "The physical market has tightened significantly in 2010," it said. "A cushion of stocks and spare capacity does provide some potential to constrain further price increases in 2011. That is just as well, given the potentially damaging short-term economic impacts were prices to continue to rise."

  Patterns of oil consumption reinforced the belief that developed economies are recovering faster than expected. "Despite very cold weather in all three [OECD] areas, demand growth was to a large extent driven by industrial and transportation fuels--in line with an economic recovery somewhat more pronounced than previously thought," the IEA said.

  However, the agency also warned of "persistent frailties in advanced economies and inflationary pressures in emerging countries," that could make demand growth slower than expected.