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Sugerido por Roberto São Paulo – SP
Da International Energy Agency
O Brasil na ponta do desenvolvimento das tecnologias de águas profundas e de baixo teor de carbono
(WORLD ENERGY OUTLOOK 2013—SUMÁRIO–Portuguese Translation)
O Brasil, país destacado nesta edição anual do Outlook, torna-se um dos grandes exportadores de petróleo e um líder mundial da produção de energia. Devido principalmente a uma série de recentes descobertas offshore, a produção de petróleo do Brasil triplica, atingindo 6 mb/dia em 2035, ou seja, um terço do crescimento líquido da produção mundial de petróleo, fazendo do Brasil o sexto produtor mundial.
A produção de gás natural aumenta mais de cinco vezes, permitindo cobrir todas as necessidades domésticas do país em 2030, embora estas aumentem significativamente. O acréscimo da produção de petróleo e de gás depende fortemente dos desenvolvimentos em águas profundas, processos complexos e de capital intensivo, que exigem níveis de investimento a montante superiores aos do Médio Oriente ou da Rússia. Uma grande parte do financiamento deverá provir da Petrobras, a companhia de petróleo nacional responsável pelo desenvolvimento de campos em locais estratégicos, estando em jogo a sua capacidade de mobilizar recursos efetivamente, através de uma grande variedade de programas de investimento. Os compromissos assumidos a favor do fornecimento de bens e serviços de origem brasileira exercem uma pressão crescente numa cadeia de aprovisionamento já muito demandada.
As fontes de energia abundantes e diversificadas do Brasil sustentam um aumento de 80% da sua utilização de energia, incluindo a conclusão do acesso universal à eletricidade. O aumento do consumo é motivado pelas necessidades de energia de uma classe média em expansão, acarretando um forte crescimento da demanda de combustíveis para o transporte e a duplicação do consumo de eletricidade. Para satisfazer esta demanda, será necessário investir substancial e atempadamente em todo o sistema de energia – 90 bilhões de dólares por ano, em média. O sistema de leilões para a nova geração e transmissão de eletricidade será vital, ao injetar capitais adicionais no sector da energia e reduzir a pressão nos preços ao consumidor final. De igual modo, o desenvolvimento de um mercado do gás bem-sucedido e atrativo para novos atores pode dinamizar os investimentos e melhorar a competitividade da indústria brasileira. Um maior enfoque político na eficiência energética aliviaria as tensões eventuais no seio de um sistema energético em rápido crescimento.
O setor da energia do Brasil continua a ter uma das menores intensidades de carbono no mundo, apesar da maior disponibilidade e utilização de combustíveis fósseis. O Brasil, que já é um líder mundial no domínio das energias renováveis, praticamente duplicará essa produção a partir de fontes renováveis em 2035, mantendo a sua quota de 43% na matriz energética nacional. A hidroeletricidade continua a ser a espinha dorsal do sector da energia, embora a dependência em relação à hidroeletricidade decline, em parte devido ao afastamento e à sensibilidade ambiental de muitos recursos remanescentes, situados principalmente na Amazónia. Entre os combustíveis que aumentam a sua quota-parte na matriz energética, a energia eólica terrestre, que já demonstrou a sua competitividade, o gás natural e a eletricidade gerada pela bioenergia destacam-se à frente. No setor do transporte, o Brasil já é o segundo produtor mundial de biocombustíveis e a sua produção, composta principalmente por etanol a partir da cana de açúcar, aumenta mais do triplo.
Áreas de cultivo apropriadas são mais que suficientes para absorver este acréscimo sem afetar as zonas sensíveis do ponto de vista ambiental. Em 2035, os biocombustíveis brasileiros satisfazem praticamente um terço da demanda doméstica de combustíveis para o transporte e as suas exportações líquidas representam cerca de 40% do comércio mundial de biocombustíveis.
WORLD ENERGY OUTLOOK 2013—SUMÁRIO–Portuguese Translation
Agência Internacional de Energia (AIE)—-November 2013-pdf -12 páginas
Perspetivas de um mundo da energia em rápida evolução Hoje em dia, muitos dos factos dados por adquiridos de longa data no setor da energia estão a ser reescritos. Assim, os principais importadores tornam-se exportadores, enquanto países que durante muito tempo foram definidos como grandes exportadores de energia passam a ser os motores do crescimento da demanda mundial. A combinação adequada de políticas e tecnologias está a provar que a interligação entre crescimento económico, demanda de energia e emissões de CO2 relacionadas com a energia pode ser reduzida. O desenvolvimento do petróleo e do gás não convencionais, bem como das energias renováveis, altera a nossa compreensão da distribuição dos recursos energéticos do planeta. O conhecimento da dinâmica que sustenta os mercados da energia é fundamental para os decisores que tentam conciliar objetivos económicos, energéticos e ambientais. Aqueles que anteciparem as evoluções mundiais da energia poderão retirar os maiores proveitos, enquanto aqueles quem não o souberem fazer estarão em risco de tomar decisões políticas e de investimento desacertadas. A presente edição do World Energy Outlook(WEO-2013) examina as implicações de vários conjuntos de opções para as tendências da energia e do clima até 2035 e apresenta perspetivas que poderão ajudar os responsáveis políticos, a indústria e as várias partes interessadas a orientar-se num mundo da energia em rápida evolução.
O centro de gravidade da demanda de energia está a mudar decididamente em direção àseconomias emergentes, em particular a China, a Índia e o Médio Oriente, países que incrementam a utilização mundial de energia de um terço. No Cenário Novas Políticas – cenário central do WEO-2013 – a China domina o panorama energético na Ásia, até a Índia assumir essa posição de principal motor de crescimento, a partir de 2020. Da mesma forma, a Ásia do Sudeste emerge como um centro de consumo crescente (evolução descrita em pormenor no Relatório Especial do WEO: Southeast Asia Energy Outlook, publicado em Outubro de 2013). A China tornar-se-á em breve o primeiro país importador de petróleo e a Índia passará a ser o maior importador de carvão no início da década de 2020.
Os Estados Unidos da América encaminham-se decididamente para a satisfação de todas as suas necessidades de energia, a partir de recursos domésticos, o que deverá ocorrer por volta de 2035.
No seu conjunto, estas mudanças constituem uma reorientação do comércio da energia, desde a bacia do Atlântico até à região Ásia-Pacífico. Os preços elevados do petróleo, as diferenças persistentes entre regiões nos preços do gás e da eletricidade, assim como o preço cada vez mais elevado das importações de energia em muitos países evidenciam mais amplamente a relação entre energia e economia. A interligação entre energia e desenvolvimento está patente em África onde, apesar da riqueza de recursos existentes, a utilização da energia por habitante ainda representa menos de um terço da média global em 2035. Hoje, a África conta com cerca de metade dos 1300 milhões de pessoas no mundo que não têm acesso à eletricidade e um quarto dos 2600 milhões de pessoas no mundo que dependem do uso tradicional da biomassa para cozinhar. Globalmente, os combustíveis fósseis continuam a satisfazer uma parte predominante da demanda de energia mundial, com repercussões nas relações entre energia, meio ambiente e mudança climática .
Responsável por dois terços das emissões globais de gases com efeito de estufa, o setor da energia será crucial para determinar se os objetivos das alterações climáticas serão atingidos. Embora certos esquemas de redução de carbono tenham exercido alguma pressão, iniciativas como o Plano de Ação para o Clima do Presidente dos Estados Unidos, o plano da China para limitar a proporção do carvão na sua matriz energética, o debate europeu sobre os objetivos de 2030 em matéria de energia e clima, assim como as discussões no Japão sobre um novo plano para a energia, têm todas a capacidade potencial de limitar o crescimento das emissões de CO2 relacionadas com a energia. No nosso cenário central, que integra o impacto de certas medidas já anunciadas pelos governos para melhorar a eficiência energética, apoiar as energias renováveis, reduzir os subsídios aos combustíveis fósseis e, em certos casos, definir um preço do carbono, as emissões de CO2 relacionadas com a energia amentam, apesar de tudo, 20% até 2035. Nestas condições, o mundo encontra-se numa trajetória coerente com uma subida média da temperatura a longo prazo de 3,6°C, um valor muito acima da meta internacionalmente acordada dos 2°C.
Quem tem energia para competir?
As amplas diferenças de preços da energia entre regiões suscitaram um debate sobre o papel da energia como fator incitador ou pelo contrário, limitador do crescimento económico. O preço do petróleo bruto Brent manteve-se em média em torno de 110 dólares por barril em termos reais desde 2011, o que constitui um período de preços elevados sem precedente na história comercial do petróleo. Contudo, ao contrário dos preços do petróleo bruto, bastante uniformes no mundo inteiro, os preços de outros combustíveis variam consideravelmente de uma região para outra. Embora as diferenças de preços do gás sejam muito inferiores aos níveis extraordinários atingidos em meados de 2012, o gás natural ainda é comercializado nos Estados Unidos a um terço do preço de importação na Europa e a um quinto do preço de importação no Japão. Os preços da eletricidade também variam: em média, os consumidores industriais japoneses ou europeus pagam a sua energia mais do dobro do preço dos seus homólogos nos Estados Unidos e mesmo a indústria chinesa paga praticamente o dobro do preço dos EUA. Na maioria dos setores e dos países, a energia representa uma parte pouco significativa do cálculo da competitividade. Contudo, os custos da energia podem ser de uma importância para as indústrias de grande intensidade energética, como a química, o alumínio, o cimento, o ferro e o aço, o papel, o vidro e a refinação de petróleo, especialmente quando os bens produzidos são comercializados internacionalmente. Os setores de grande intensidade energética representam no mundo inteiro cerca de um quinto do valor agregado industrial, um quarto do emprego industrial e 70% da utilização da energia industrial.
As variações de preços da energia afetam necessariamente a competitividade industrial,influenciando as decisões de investimento e as estratégias das empresas. Embora as diferenças de preços do gás natural se reduzam no nosso cenário central, permanecem ainda significativas até 2035 e, na maioria dos casos, as diferenças de preços da eletricidade mantêm-se. Num grande número de economias emergentes da Ásia, o forte aumento da demanda interna de bens produzidos com alta intensidade energética sustenta um acréscimo rápido da sua produção (paralelamente ao crescimento das exportações). No entanto, os custos relativos da energia têm um papel mais decisivo na configuração de futuros desenvolvimentos noutras partes do mundo, em particular nos países membros da OCDE. As taxas de crescimento das exportações de produtos com alta intensidade energética são ligeiramente superiores nos Estados Unidos, com desenvolvimentos no sector químico, o que nos dá uma clara indicação da relação existente entre os preços da energia relativamente baixos e a situação na indústria. Em contrapartida, a União Europeia e o Japão experimentam uma redução das exportações nos setores de alta intensidade energética, especialmente na indústria química – com uma redução de cerca de um terço na atual participação no mercado.—–
—-O Médio Oriente, a única fonte de petróleo a baixo custo, permanece no centro do mapa da produção de petróleo a longo prazo. O papel dos países da OPEP, que estancam a sede de petróleo do mundo, diminui temporariamente nos próximos dez anos, devido à subida de produção dos Estados Unidos, das areias petrolíferas do Canadá, das águas profundas do Brasil e dos líquidos de gás natural no mundo inteiro. Todavia, em meados da década de 2020, a produção não-OPEP começa a baixar e os países do Médio Oriente fornecem a maior parte do incremento do abastecimento mundial. Globalmente, as companhias de petróleo nacionais, assim como os respetivos governos, controlam cerca de 80% do total das reservas de petróleo, tanto comprovadas como prováveis.
A necessidade de compensar o declínio da produção dos campos de petróleo existentes é o que motiva principalmente os investimentos petrolíferos a montante até 2035. análise que realizamos com base em mais de 1 600 campos confirma que, após o pico de produção de um campo médio convencional, espera-se uma queda de produção anual de aproximadamente 6% por ano. Embora este valor possa variar em função do tipo de campo de petróleo, a produção de petróleo bruto convencional a partir dos campos existentes deverá decrescer mais de 40 mb/dia em 2035. Entre as outras fontes de petróleo, a maior parte das fontes não convencionais depende muito da perfuração contínua, de modo a evitar uma queda rápida dos níveis do campo. Dos 790 bilhões de barris de produção total necessária para satisfazer o nível da demanda segundo as nossas estimativas para 2035, mais de metade serve apenas para compensar o declínio da produção…..
Este relatório foi inicialmente escrito em inglês.
Embora tenham sido envidados todos os esforços para assegurar a fidelidade da tradução, poderá haver ligeiras diferenças entre esta e a versão original.
This publication reflects the views of the IEA Secretariat but does not necessarily reflect those of individual IEA member countries. The IEA makes no representation or warranty, express or implied, in respect of the publication’s contents (including its completeness or accuracy) and shall not be responsible for any use of, or reliance on, the publication.
IEA PUBLICATIONS, 9 rue de la Fédération, 75739 Paris Cedex 15
Layout and printed in France by IEA, November 2013
Photo credits: © GraphicObsession
Para mais informações e para descarregar gratuitamente o presente relatório, visite a página:
www.worldenergyoutlook.org
http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/name,45455,…
To read Executive Director Maria van der Hoeven’s remarks at the launch, please click here. pdf – 12 páginas
- Light tight oil does not diminish the importance of Middle East supply, IEA says in latest World Energy Outlook
International Energy Agency (IEA)—12 November 2013
The World Energy Outlook is for sale at the IEA bookshop. Journalists who would like more information should contact [email protected].(708 pages, ISBN 978-92-64-20130-9, paper)
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AGÊNCIA INTERNACIONAL DE ENERGIA
A Agência Internacional de Energia (AIE) é um organismo autónomo, criado em Novembro de 1974, com uma missão
dupla: promover a segurança energética entre os países membros, ao propor uma resposta colectiva às rupturas de
abastecimento de petróleo, e aconselhar os países membros acerca de uma política energética consistente.
A AIE desenvolve um extenso programa de cooperação energética entre 28 economias avançadas, através do qual
cada uma se compromete a manter stocks de petróleo equivalentes a 90 dias das suas importações líquidas.
A agência tem por objectivos:
—Assegurar o acesso dos países membros a fontes de aprovisionamento fiáveis e amplas de todas as formas de energia, em particular, através da manutenção de uma capacidade de resposta de emergência eficiente em caso de ruptura do abastecimento de petróleo.
—Promover políticas energéticas sustentáveis que estimulem o crescimento económico e a protecção do meio ambiente num contexto global – em particular em matéria de redução das emissões de gases com efeito de estufa, que contribuem para a alteração climática.
—Melhorar a transparência dos mercados internacionais através da colecta e análise de dados relativos à energia.
—Apoiar a colaboração mundial em matéria de tecnologias energéticas de modo a assegurar os abastecimentos de energia no futuro e a minorar o seu impacto ambiental, inclusive através de uma maior eficiência energética, do desenvolvimento e da disseminação de tecnologias hipocarbónicas.
—Encontrar soluções para os desafios energéticos mediante o empenho e o diálogo com os países não-membros, a indústria, a as organizações internacionais e outras partes interessadas.
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Os custos da Petrobras
RESULTADO DO TERCEIRO TRIMESTRE 2013
Petrobras—Relacionamento com Investidores–Rio de Janeiro – 25 de outubro de 2013 – Petrobras divulga hoje seus resultados consolidados expressos em milhões de reais, segundo os padrões internacionais de contabilidade (International Financial Reporting Standards – IFRS).–RMF 3T13 (IFRS)pdf 28 páginas
…….DESTAQUES FINANCEIROS
(Lifting Cost sem participações governamentais (3T-2013 x 2T-2013): O indicador em dólar permaneceu estável. Desconsiderando os efeitos cambiais, o indicador aumentou 3% em função do aumento nos gastos com pessoal, decorrente do provisionamento do reajuste salarial e da gratificação contingente em negociação no ACT 2013.
(Jan-Set/2013 x Jan-Set/2012): O indicador em dólar aumentou 8%. Desconsiderando os efeitos cambiais, o acréscimo de 15% decorreu do maior número de
intervenções em poços na Bacia de Campos, devido ao PROEF (Programa de Aumento da Eficiência Operacional), da entrada em operação dos FPSOs Cidade de Anchieta (Baleia Azul), Cidade de São Paulo (Sapinhoá), Cidade de Paraty (Piloto Lula NE) e Cidade de Itajaí (Baúna), com custos unitários iniciais mais elevados, além do reajuste salarial concedido no ACT 2012 e do provisionamento do reajuste em negociação no ACT 2013.
Lifting Cost com participações governamentais (3T-2013 x 2T-2013): O indicador em dólar aumentou 4%. Excluindo o efeito cambial, o indicador aumentou 6%,
devido à variação do preço médio de referência do petróleo nacional, vinculado às cotações internacionais.
(Jan-Set/2013 x Jan-Set/2012): Excluindo o efeito cambial, o indicador permaneceu estável. A parcela de Participações Governamentais, excluindo o efeito cambial, foi menor em 10%, devido à redução do preço médio de referência do petróleo nacional, em dólares, vinculado às cotações internacionais, e aos novos patamares das alíquotas de participação especial sobre os campos de Marlim, Jubarte e Barracuda, em decorrência da menor produção.
(3T-2013 x 2T-2013): Aumento de 6% do indicador em dólar. Em reais, o indicador aumentou 17%, principalmente, em função do aumento dos gastos com pessoal, decorrente do provisionamento do reajuste salarial e da gratificação contingente, em negociação no ACT 2013.
(Jan-Set/2013 x Jan-Set/2012): O indicador em dólar foi 9% menor. Em reais, houve aumento de 1%, devido, principalmente, ao aumento dos gastos com pessoal, em função do reajuste salarial concedido no ACT 2012 e do provisionamento do reajuste salarial em negociação no ACT 2013, compensados, em parte, pela maior carga fresca processada e pela redução dos gastos com manutenção derotina.
—————————-
(*)Não revisado pelo auditor independente.
(7)No 1T-2013, o indicador gerencial Lifting Cost foi revisado, em aderência aos critérios internacionais de contabilidade (IFRS), para não mais contemplar os gastos com paradas programadas. Pelo critério anterior, baseado nos princípios contábeis norte-americanos USGAAP, os gastos com paradas programadas influenciavam o indicador no período de sua realização, ou seja, no momento do consumo do material ou da realização do serviço. Para manter a comparabilidade entre os períodos, a série histórica de 2012 foi ajustada de acordo com os novos critérios. Cabe ressaltar que essa adequação não trouxe efeitos para os procedimentos adotados na elaboração das demonstrações contábeis societárias e no cálculo do EBITDA da Petrobras, que já consideram os gastos de amortização das paradas programadas no grupo de Depreciação/Amortização, de acordo com o período de suas campanhas.
(12)No 1T-2013, o indicador gerencial Custo do Refino foi revisado, em aderência aos critérios internacionais de contabilidade (IFRS), para não mais contemplar os gastos com paradas programadas. Pelo critério anterior, baseado nos princípios contábeis norte-americanos USGAAP, os gastos com paradas programadas influenciavam o indicador no período de sua realização, ou seja, no momento do consumo do material ou da realização do serviço. Para manter a comparabilidade entre os períodos, a série histórica de 2012 foi ajustada de acordo com os novos critérios. Cabe ressaltar que essa adequação não trouxe efeitos para os procedimentos adotados na elaboração das demonstrações contábeis societárias e no cálculo do EBITDA da Petrobras, que já consideram os gastos de amortização das paradas programadas no grupo de Depreciação/Amortização, de acordo com o período de suas campanhas.
Custo de Extração e de refino
…..–Outro ponto importante que influencia diretamente a capacidade sustentada de produção de petróleo é o custo de extração, o qual está intimamente associado a fatores como: qualidade do óleo cru, localização geográfica do campo e grau de desenvolvimento deste (EPE, 2007). No caso brasileiro, assumindo os dados(8) da Petrobras como referência, verifica-se claramente um aumento dos custos, sem considerar as participações governamentais. 9 Tais custos mais do que dobraram nos últimos cinco anos – os valores do terceiro trimestre variaram de 3,42 US$/barril em 2003 para 10,42 US$/barril em 2008 –, refletindo não somente um cenário de escassez mundial de equipamentos e serviços, como também a expansão da fronteira petrolífera em direção a áreas mais inóspitas, leia-se, no caso brasileiro, a exploração offshore em profundidades cada vezmaiores (gráfico 17).—-
…Deve-se destacar ainda o comportamento do consumo de gasolina, que desde meados dos anos 1990 se mantém – com aumentos e quedas – no intervalo
entre 15 e 20 milhões de m 3 anuais. O não crescimento explosivo do referido consumo se deve, ainda que em parte, à tecnologia flex-fuel, lançada em março de 2003. À medida que a tecnologia vem ganhando aceitação no mercado, estimulando, inclusive, a produção cada vez maior de veículos leves com a tecnologia, 16o consumo de gasolina tornou-se mais elástico ao preço, ainda que existam consumidores que considerem fatores não pecuniários (extrapreço) para decidir pelo combustível a ser adquirido.
Frente a esse contexto de demanda por derivados, um aspecto relevante a examinar corresponde à dinâmica recente do segmento de refino. Como se sabe, um dos grandes desafios da atividade de refino de petróleo é o gerenciamento das restrições quanto à produção dos derivados que se deseja. Em função das características do óleo processado e dos condicionantes de ordem tecnológica das instalações, não é possível conciliar perfeitamente o volume ofertado de petróleo e a demanda de derivados, sobretudo em relação ao perfil desta demanda. Além disso, há de se considerar outra restrição, a ambiental, que define a necessidade de aumentar a qualidade dos produtos, como a redução do teor de enxofre.———-Se, por um lado, não houve investimentos relevantes na expansão da capacidade do parque de refino, por outro lado, nas décadas de 1990 e 2000, houve, segundo a EPE (2007), uma nítida tendência de priorizar investimentos de adaptação/modernização das unidades de destilação atmosférica(17) das refinarias, de modo a viabilizar o processamento de cargas mais pesadas com acidez naftênica(18) – característica típica de grande parte do petróleo nacional. Com isso, se buscava adaptar os rendimentos ao perfil da demanda por derivados cada vez mais leves. O programa Fundo de Barril, iniciado pela Petrobras nos anos 1980, constitui um exemplo emblemático neste sentido. Tendo sido criado para permitir a adequação do perfil de produção das refinarias do Sistema Petrobras à demanda nacional, o referido programa baseou-se em mudanças nos projetos ou nas condições operacionais de algumas de suas unidades para reduzir a produção de óleo combustível e aumentar a produção de óleo diesel. De forma geral, em consonância com esta tendência presente de adaptar as refinarias existentes para processar petróleo pesado e produzir derivados mais leves, os custos de refino vêm aumentando em resposta à crescente complexidade das refinarias (gráfico 21).—-
Perspectivas de Desenvolvimento do Setor de Petróleo e Gás no Brasil
20/07/2010—Comunicado do Ipea nº 55 – Junho de 2010-pdf 60 páginas
1 INTRODUÇÃO
A indústria brasileira do petróleo iniciou seu desenvolvimento efetivo a partir do monopólio estatal exercido pela Petrobras, instituída por meio da Lei n o 2004, em outubro de 1953, com o objetivo de executar as atividades do setor petrolífero no Brasil em nome da União.(1) Na liderança deste processo durante cinco décadas, a Petrobras (Petróleo Brasileiro S/A) imprimiu sua identidade à construção de uma indústria estratégica e de elevado impacto sistêmico.
No âmbito das reformas estruturais do Estado brasileiro, ocorridas nos anos 1990, foi alterada a organização econômica do petróleo (Lei n o 9.478/1997). A reforma objetivou tornar compatível o desenvolvimento do setor petrolífero com o novo padrão de desenvolvimento econômico, inaugurado com a reforma do Estado implementada, a partir de 1995, com o governo Fernando Henrique Cardoso.
Contudo, importa destacar que o sucesso da organização econômica anterior da indústria, sob o comando da Petrobras, conduziu a decisão da coalizão política reformadora para uma opção peculiar e distinta daquela implementada para todas as outras indústrias de infraestrutura. No setor petrolífero, a introdução de “pressões competitivas” abdicou de um processo de privatização stricto sensu, sendo substituída por uma estratégia gradualista, implementada por meio de estímulo ao ingresso de agentes privados e à formação de parcerias entre a estatal e os agentes privados.
As recentes descobertas em águas ultraprofundas, na área geológica do pré- sal, foram fruto do processo de cooperação da Petrobras com as empresas recém-chegadas ao Brasil para projetos de exploração após o processo de abertura. Tais descobertas constituem igualmente um fator indutor do desenvolvimento setorial de grande magnitude e relevância que justificou a decisão governamental de readequar o marco regulatório nas etapas de exploração e de produção da indústria brasileira de petróleo e de gás natural…..
…..2.2 Tecnologia
A dificuldade de recuperação das reservas, a qualidade do petróleo não convencional e, em alguns casos, o difícil acesso implicam custos maiores quando comparados com a produção de óleos convencionais. Como consequência direta, aviabilidade de projetos desta natureza está associada a preços de petróleo mais elevados, como visto no gráfico 6.
O petróleo não convencional produzido no Canadá encontra-se sob a forma de areia betuminosa, localizada principalmente na província de Alberta, sendo
disponíveis duas tecnologias de produção de betume: mining e in situ.(4)
Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE) (2005), os custos de produção em areia betuminosa pela tecnologia mining caíram de US$ 30/barril,
em 1985, para cerca de US$ 15/barril, em 2003. No caso da tecnologia in situ, a queda dos custos foi menos expressiva, porém ainda relevante: em 1985 o custo era de cerca de US$ 17/barril, e em 2003 foi para cerca de US$ 10/barril. Uma vez findo o processo de extração do betume da areia, por qualquer uma
das duas técnicas, é possível então adicionar hidrocarbonetos leves ao betume e processá-lo para gerar óleo sintético mais leve, o chamado syncrude, que pode ser então vendido para qualquer refinaria.
A Venezuela também se constitui em um importante player na produção de petróleo não convencional, ao deter bilhões de barris de óleo ultrapesado e depósitos de betume, a maior parte deles localizados na região do Orinoco, no centro do país. Estimativas do Department of Energy (DOE) (2008a) indicam a posse de reservas recuperáveis de 100 a 270 bilhões de barris. Para explorar estes recursos, o governo, por intermédio da Petróleos de Venezuela S/A (PDVSA), estabeleceu associações estratégicas com empresas estrangeiras – BP, Total, Chevron e Statoil – de modo a produzir o syncrude. A capacidade produtiva instalada deste óleo sintético a partir destas quatro associações totaliza 580 mil barris/dia.
A concretização dessa tendência de aumento da oferta de óleo a partir de petróleo ultrapesado e de areias betuminosas depende, todavia, da confluência de alguns fatores, seja na Venezuela e no Canadá, como também na China e no Kuwait, outros países com potencial produtivo.
O desenvolvimento tecnológico envolvido na redução da dependência do suprimento energético, advindo de um conjunto de países e regiões não confiáveis, não se resume à incorporação de combustíveis líquidos não convencionais, mas inclui a superação dos desafios tecnológicos associados à exploração de áreas geológicas desfavoráveis, como no golfo do México, águas profundas e ultraprofundas, como no Brasil.—-
—-3 FATORES DETERMINANTES DO DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E DE GÁS NO BRASIL–
–Outro ponto importante que influencia diretamente a capacidade sustentada de produção de petróleo é o custo de extração, o qual está intimamente associado a fatores como: qualidade do óleo cru, localização geográfica do campo e grau de desenvolvimento deste (EPE, 2007). No caso brasileiro, assumindo os dados(8) da Petrobras como referência, verifica-se claramente um aumento dos custos, sem considerar as participações governamentais. 9 Tais custos mais do que dobraram nos últimos cinco anos – os valores do terceiro trimestre variaram de 3,42 US$/barril em 2003 para 10,42 US$/barril em 2008 –, refletindo não somente um cenário de escassez mundial de equipamentos e serviços, como também a expansão da fronteira petrolífera em direção a áreas mais inóspitas, leia-se, no caso brasileiro, a exploração offshore em profundidades cada vezmaiores (gráfico 17).—-
——-A primeira descoberta data de novembro de 2007, quando então a Petrobras, como operadora – em uma joint venture formada junto à British Gas (BG) e à Galp Energia –, anunciou a finalização de testes de formação no campo de Tupi, na bacia de Santos, tendo sido estimadas reservas recuperáveis da ordem entre 5 e 8 bilhões de BOE com qualidade média (28 a 30 graus API – American Petroleum Institute). Após isto, outras descobertas vieram a reforçar a perspectiva de existência de gigantescas reservas: oscampos de Júpiter, Iara, Carioca, Bem-te-vi, Parati, Guará, e, mais recentemente, parque das Baleias.—-
—-O sucesso desse programa e a consequente superação dos desafios tecnológicos impostos pela exploração de petróleo no pré-sal estão intimamente associados à segunda meta delineada para a indústria petrolífera nacional, na medida em que delimita uma oportunidade capital para que a indústria nacional de fornecimento de bens e serviços aumente sua competitividade, criando bases para uma expansão sustentada.
A divulgação de dados recentes a respeito do planejamento de algumas das contratações de equipamentos por parte da Petrobras para o período até 2015 indica claramente a existência de uma mudança na escala de compras, em consonância com as perspectivas de expansão da produção e do consumo domésticos de petróleo – e de gás natural também. Cria-se, portanto, uma oportunidade excepcional para que o parque nacional de fornecedores se desenvolva e se consolide como supridor competitivo, inclusive em termos internacionais (tabela 2).
Conforme se verifica na tabela 3, que considera apenas duas das esferas da competitividade aparente(15) – i.e, preços e prazo de entrega –, em termos de preço, o setor apresenta-se em situação inferior ao dos concorrentes internacionais. Em termos de prazo de entrega, as atividades mapeadas encontram-se em situação relativamente parecida com o quadro internacional…….
……..Deve-se destacar ainda o comportamento do consumo de gasolina, que desde meados dos anos 1990 se mantém – com aumentos e quedas – no intervalo
entre 15 e 20 milhões de m 3 anuais. O não crescimento explosivo do referido consumo se deve, ainda que em parte, à tecnologia flex-fuel, lançada em março de 2003. À medida que a tecnologia vem ganhando aceitação no mercado, estimulando, inclusive, a produção cada vez maior de veículos leves com a tecnologia, 16o consumo de gasolina tornou-se mais elástico ao preço, ainda que existam consumidores que considerem fatores não pecuniários (extrapreço) para decidir pelo combustível a ser adquirido.
Frente a esse contexto de demanda por derivados, um aspecto relevante a examinar corresponde à dinâmica recente do segmento de refino. Como se sabe, um dos grandes desafios da atividade de refino de petróleo é o gerenciamento das restrições quanto à produção dos derivados que se deseja. Em função das características do óleo processado e dos condicionantes de ordem tecnológica das instalações, não é possível conciliar perfeitamente o volume ofertado de petróleo e a demanda de derivados, sobretudo em relação ao perfil desta demanda. Além disso, há de se considerar outra restrição, a ambiental, que define a necessidade de aumentar a qualidade dos produtos, como a redução do teor de enxofre.
Atualmente existem 14 refinarias no Brasil, sendo 12 pertencentes à Petrobras, contabilizando a Ipiranga, e duas refinarias privadas (Univen e Manguinhos), como demonstra a tabela 4. A participação da Petrobras é, como esperada, bastante expressiva. Em termos de capacidade nominal instalada, segundo a ANP (2008), a Petrobras detém 99% da capacidade, totalizando cerca de 2 milhões de barris por dia de capacidade instalada.
—-Se, por um lado, não houve investimentos relevantes na expansão da capacidade do parque de refino, por outro lado, nas décadas de 1990 e 2000, houve, segundo a EPE (2007), uma nítida tendência de priorizar investimentos de adaptação/modernização das unidades de destilação atmosférica(17) das refinarias, de modo a viabilizar o processamento de cargas mais pesadas com acidez naftênica(18) – característica típica de grande parte do petróleo nacional. Com isso, se buscava adaptar os rendimentos ao perfil da demanda por derivados cada vez mais leves. O programa Fundo de Barril, iniciado pela Petrobras nos anos 1980, constitui um exemplo emblemático neste sentido. Tendo sido criado para permitir a adequação do perfil de produção das refinarias do Sistema Petrobras à demanda nacional, o referido programa baseou-se em mudanças nos projetos ou nas condições operacionais de algumas de suas unidades para reduzir a produção de óleo combustível e aumentar a produção de óleo diesel. De forma geral, em consonância com esta tendência presente de adaptar as refinarias existentes para processar petróleo pesado e produzir derivados mais leves, os custos de refino vêm aumentando em resposta à crescente complexidade das refinarias (gráfico 21).
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(1.) Desde a fundação do Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil (1907) e do estabelecimento do Código de Minas
(1934) até a criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP), em 1938, o debate girava em torno das possibilidades
geológicas brasileiras em hidrocarbonetos para desenvolver no Brasil o refino do óleo importado. A percepção da rela-
ção entre ambas as atividades e, especialmente, de que a nacionalização do refino seria a chave para o financiamento
das atividades de pesquisa/exploração/produção – que concentram os riscos e os custos da indústria petrolífera – não
eram alheias às lideranças do movimento pró-monopólio estatal (PINTO JR. et al., 2007).
(4). A primeira corresponde à mineração da areia betuminosa “a céu aberto”, sendo efetiva para o caso da extração
em depósitos localizados próximos à superfície. A técnica in situ, por sua vez, apresenta-se efi caz para o alcance de
depósitos localizados no subsolo (o que corresponde a 80% dos depósitos de areia betuminosa no país), e se resume
à injeção de vapor e solventes para a separação do betume da areia e posterior suspensão do óleo para reservatórios
de coleta na superfície.
(8). Disponível em: <http://www2.petrobras.com.br/portal/frame_ri.asp?pagina=/ri/port/index.asp&lang=pt&area=ri>.
(9). As participações governamentais respondem pela soma dos seguintes tributos: bônus de assinatura, royalties, par-
ticipação especial e pagamento pela retenção ou ocupação da área.
(15). A competitividade é entendida como “a capacidade (da empresa) de formular e implementar estratégias con-
correnciais, que lhe permitam ampliar ou conservar, de forma duradoura, uma posição sustentável no mercado”
(FERRRAZ; KUPFER; HAGUENAUER, 1996, p. 3). Assim, para efeito de análise prática, é possível entender a compe-
titividade de uma firma como a capacidade de ofertar produtos ao mercado a preços competitivos, com qualidade
adequada e prazos de entrega.
(16). Dados da Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea) (ANP, 2008) indicam que,
em 2007, do total da produção de autoveículos leves (automóveis e comerciais leves), 69% se referiam à produção
com tecnologia flex-fuel. Em 2003, ano de lançamento comercial da tecnologia, apenas 2,9% dos autoveículos leves
produzidos possuíam a tecnologia flex.
(17). A unidade básica de uma refinaria e a que determina sua capacidade de processamento é a destilação atmosférica.
O perfil tecnológico de uma refinaria varia, contudo, em função do número e da capacidade de processamento de
unidades subsequentes a esta unidade básica.
(18). Segundo EPE (2007), a acidez naftênica é provocada pela presença de compostos oxigenados de origem ácida. É
definida como a quantidade de KOH, em miligramas, necessária para neutralizar 1 g de amostra. Petróleo com índice
de acidez superior a 0,5 mg KOH/g produz corrosão em equipamentos e tubulações.
A indústria naval brasileira deverá gerar 30 mil novos empregos
Quatro novos estaleiros devem gerar 30 mil novos empregos na indústria naval
—–12/01/2014 – 15p8—Economia—-Nielmar de Oliveira—Repórter da Agência Brasil
Atualmente, o setor emprega por volta de 78 mil pessoas nos estaleiros em operação. Mas nos próximos dois anos, quatro estaleiros entrarão em operação: Jurong Aracruz (ES); Enseada (BA); EBR (RS); e CMO (PE), o que aumentará a oferta de mão de obra.
Em entrevista à Agência Brasil, o presidente do Sinaval, Ariovaldo Rocha, disse que o setor prevê para os próximos dez anos “uma demanda firme e continuada por navios e plataformas de petróleo” no país. Segundo ele, o Sinaval aguarda a divulgação do Plano de Negócios da Petrobras 2014-2018 que, em sua opinião, deverá “trazer uma nova perspectiva de encomendas de plataformas em função do leilão do Campo de Libra, feito no ano passado, pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
“As reservas existentes no Campo de Libra devem provocar uma revisão para cima das previsões de demanda de plataformas, de navios de apoio marítimo e de navios petroleiros”, disse Ariovaldo Rocha.
No entendimento do presidente do Sinaval, a fase atual de expansão da construção naval brasileira decorre da decisão política do governo brasileiro de que as reservas offshore de petróleo descobertas no país deveriam reverter em benefício à sociedade, com a geração de emprego e o desenvolvimento de um novo setor produtivo.
“Como os estaleiros internacionais estavam com dificuldades para atender novas demandas e a frota de petroleiros da companhia para o transporte de petróleo e derivados era composta por navios com idade acima de 20 anos de uso, houve o entendimento que era necessário renová-la”, ressaltou o presidente do Sinaval.
Apesar dos avanços, Rocha avalia que a construção naval brasileira ainda é “modesta” no cenário mundial. “Estamos construindo cerca de 370 navios, incluindo 14 plataformas de petróleo e 28 navios-sonda. Estão em construção, no Brasil, cerca de 6 milhões de toneladas de porte bruto. No mundo, estão em construção mais de 140 milhões de toneladas de porte bruto, em 4.800 empreendimentos”.
Para ele, o projeto do governo é muito claro: utilizar a capacidade de compra, decorrente dos investimentos na expansão da produção de petróleo e gás, para criar um novo segmento industrial capaz de gerar empregos, formar pessoal e distribuir renda na rede de fornecedores.
“Para isso, [o governo] implantou a regra do conteúdo local, que prevê a substituição competitiva das importações de sistemas e equipamentos, fortalecendo empresas locais e atraindo empresas internacionais para investir no Brasil e construir aqui suas unidades industriais”, disse o presidente do Sinaval.
Edição: Marcos Chagas
URL:
http://agenciabrasil.ebc.com.br/noticia/2014-01-12/quatro-novos-estaleiros-devem-gerar-30-mil-novos-empregos-na-industria-naval
Plataformas de petróleo, barcos de apoio,e petroleiros
Campo de Libra exigirá a construção de novos petroleiros
12/01/2014 – 17p4—Economia—Nielmar de Oliveira/Repórter da Agência Brasil
Rio de Janeiro – A intensificação das operações de exploração e produção de petróleo na área do pré-sal da Bacia de Santos, principalmente com o início das atividades no Campo de Libra, levará a Transpetro – o braço logístico da Petrobras – a lançar uma terceira fase do Programa de Modernização da Frota de Petroleiros da Petroleiros (Promef 3).
A informação é do presidente da Transpetro, Sérgio Machado, ao fazer um balanço do andamento do programa em entrevista à Agência Brasil. “Com a intensificação da produção a partir do pré-sal nós vamos precisar de mais petroleiros. E, com está necessidade, certamente vai acontecer o Promef 3”, disse.
Machado ressaltou que somente para o desenvolvimento da produção do Campo de Libra, que integra a sessão onerosa de capitalização da Petrobras, licitado no final do ano passado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), será necessária a construção entre 12 e 18 plataformas de petróleo e de cerca de 60 barcos de apoio.
“Para transportar todo esse petróleo que essas plataformas produzirão, há a necessidade de mais petroleiros. Um país que sai de uma produção de 2 milhões para 6 milhões de barris por dia vai certamente precisar de muito mais petroleiros”, destacou Machado.
O presidente da Transpetro ressaltou o fato de a maior parte da produção de petróleo no país ser em alto-mar, o que exige todo um trabalho de logística para escoar o óleo, fazer com que ele chegue aos pontos de refino, ou mesmo a outros países – no caso do excedente ser exportado.
“Nós precisaremos cada vez de mais navios para transportar esse petróleo”, disse o presidente da Transpetro. Ele ressaltou que a subsidiária ainda não tem definição sobre o assunto e muito menos data determinada para a sua implementação.
“Não há data marcada para o lançamento [de um novo Promef], o que se tem é a certeza da necessidade de se dar continuidade ao programa e de ampliação e desenvolvimento da indústria naval brasileira”, admitiu Sérgio Machado.
Edição: Marcos Chagas
http://agenciabrasil.ebc.com.br/noticia/2014-01-12/campo-de-libra-exigira-construcao-de-novos-petroleiros
Petróleo na Africa
É de se esperar que exista a mesma quantidade de petróleo na costa do Brasil e na África. Provavelmente será a Petrobrás que irá dar suporte para as petroleiras de lá. Desde modo vejo que o Pré-sal tem potencial de extração de 150 a 200 anos.
A Africa é o fututo do Brasil.