Juíza obriga Petrobras a incluir deficientes em todos os concursos

A Petrobras não poderá mais discriminar pessoas com deficiência em concursos públicos para contratação de empregados, segundo determinou em primeira instância a juíza Cléa Maria Carvalho do Couto, da 61ª Vara do Trabalho do Rio de Janeiro.

Segundo a decisão, decorrente de ação da procuradora Lisyane Motta, do Ministério Público do Trabalho do Rio de Janeiro, "estão vedadas restrições decorrentes de alegadas insalubridade, periculosidade, exposição a riscos e situações de emergência característica dos cargos".

Nos editais, segundo o Ministério Público do Trabalho, a Petrobras justifica a exclusão dos cargos em razão de estarem diretamente relacionados à operacionalização de plataformas marítimas, refinarias e terminais marítimos, o que exigiria aptidão plena.

Procurada pela Folha, a Petrobras afirmou que "cumpre, rigorosamente, a legislação relativa a reserva de vagas em processos seletivos para pessoas com deficiência. A companhia recorrerá da decisão judicial de primeiro grau."

Mas, segundo Lisyane, a empresa interpreta equivocadamente o conceito de exigência de aptidão plena.

"A sentença deixa claro que a aptidão plena para determinados cargos não pode ser interpretada literalmente. Seria supor que é vedado a pessoas com deficiência o acesso a concursos públicos, uma garantia constitucional. O entendimento restritivo é discriminatório", disse a procuradora.

Ela espera que a estatal não recorra da decisão da juíza, que inclui uma multa de R$ 500 mil que será aplicada apenas no final do processo.

"Não é só a multa, até porque o valor é muito pequeno, mas o fundamental é que daqui para frente vão ter que abrir as vagas, passando por um processo de avaliação caso a caso, não pressupondo que a pessoa é incapaz", afirmou a procuradora.

Apesar de caber recurso, a procuradora disse que torce para que a estatal não recorra. "Seria maravilhoso que eles não recorressem, era o que eu esperaria, seria uma sinalização de que eles estão dispostos a aplicar uma política inclusiva".

 Fonte:  NN - A Mídia do Petróleo

China vai ser o maior importador de petróleo

A China deverá ultrapassar os Estados Unidos como maior importador de petróleo do mundo até 2014, segundo afirmou a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Essa é a mais nova evidência de que o boom de óleo e gás de xisto nos EUA está revolucionando os mercados de energia do planeta.

"Com o boom de xisto (...) ameaçando reduzir drasticamente as necessidades de petróleo importado dos Estados Unidos, a China deverá passar a ocupar o lugar de importador número um", afirmou a Opep em um relatório publicado nesta semana em seu website.

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A Opep, cujos países-membros fornecem mais de um em cada três barris de petróleo consumidos em todo o mundo, afirmou que as crescentes importações da China estão sendo acompanhadas por um também crescente aumento na capacidade de processamento das refinarias no país.

A organização citou analistas que dizem que as importações de petróleo da China devem atingir 6 milhões de barris por dia neste ano. Enquanto isso, a Energy Information Administration (EIA), órgão do governo americano com sede em Washington, estima que as importações de petróleo dos EUA devem ficar abaixo desse patamar já em 2014.

As mudanças já estão em andamento em ambos os países. Em dezembro, a China importou em média 5,57 milhões de barris por dia, uma alta de 8% em relação ao ano anterior, disse a Opep.

Segundo a EIA, os EUA importaram 7,95 milhões de barris de por dia em janeiro, uma queda de 8% em relação a agosto passado.

Os EUA detém a posição de maior importador de petróleo desde os anos 70, quando a produção interna começou a cair.

Num relatório de novembro, a Agência Internacional de Energia (AIE), que reúne os países importadores, previu que os EUA se tornarão o maior produtor mundial de petróleo até 2020, e que a América do Norte se tornará exportadora dez anos mais tarde. 

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Petrolíferas dos EUA já pensam em exportação

O Congresso dos Estados Unidos proibiu grande parte dessas exportações após o embargo árabe do petróleo dos anos 70, visando proteger os estoques do país. Mas, com o atual boom da produção doméstica, petrolíferas estão questionando se os EUA precisam mesmo de cada gota de petróleo que extraem.

"Vivemos num mundo interconectado e mutuamente dependente, que precisa do livre comércio", disse Ryan Lance, diretor-presidente da ConocoPhillips . Isto deve incluir, "em algum momento, até mesmo exportações de petróleo".

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Aqueles contrários à ideia dizem, porém, que as exportações poderiam elevar os preços dos combustíveis para os consumidores e empresas americanas e tornar o país mais dependente do petróleo estrangeiro.

Alguns executivos do setor dizem que exportar petróleo resolveria um problema que as refinarias do país enfrentam. Os EUA produzem cada vez mais petróleo do tipo leve, mas a maioria de suas refinarias está equipada para refinar o petróleo pesado da América Latina e outras regiões, que contém mais enxofre e é mais difícil de ser processado.

Marvin Odum, diretor da divisão da Royal Dutch ShellPLC nos EUA, disse, numa conferência organizada pelo The Wall Street Journal em março, que parte do petróleo bruto produzido no país deveria ser exportada para países onde poderia ser refinado mais facilmente, como o México ou os países da Europa Ocidental. A Shell e outros produtores lucrariam vendendo petróleo para um grupo maior de compradores, inclusive fora dos EUA.

Não há indicações de que as petrolíferas tenham criado um programa formal de lobby para pressionar pelas exportações, embora o principal grupo do setor, o Instituto Americano de Petróleo, afirme que poderá apoiar essa iniciativa no futuro.

Mas qualquer plano de exportação deve encontrar forte resistência dos que desejam que os EUA continuem reduzindo sua dependência do petróleo estrangeiro e também das refinarias capazes de processar e lucrar com o relativamente barato petróleo americano. Bill Day, porta-voz da Valero Energy Corp., uma das maiores refinarias independentes dos EUA e grande compradora do petróleo doméstico, disse que a empresa está acompanhando cuidadosamente a questão.

O apoio do público também é improvável, dizem analistas. O petróleo bruto representa 72% do preço da gasolina e as petrolíferas teriam dificuldade para explicar por que os EUA estão exportando sua crescente produção em vez de baixar os preços para o consumidor, disse Mike Kelly, analista da Global Hunter Securities.

A Comissão de Energia e Comércio da Câmara deve realizar audiências neste trimestre sobre a viabilidade de exportar petróleo e gás, mas alguns parlamentares estão pedindo mais restrições às possíveis exportações.

Em março, os deputados Ed Markey, de Massachusetts, e Rush Holt, de Nova Jersey, apresentaram propostas de leis que permitiriam ao governo aceitar pedidos de prospecção em território federal somente de empresas que prometam vender o petróleo nos EUA. "O petróleo americano deve ficar no país para beneficiar nossos consumidores, não ser enviado para a Europa ou a Ásia para aumentar os lucros das petrolíferas", disse Markey.

Espera-se que os EUA passem a produzir 9 milhões de barris diários de petróleo leve em 2020 — quase o dobro dos 4,6 milhões de barris diários de 2011, segundo a consultoria Turner, Mason & Co. Mas a capacidade do país de refinar este tipo de petróleo deve aumentar apenas um pouco, dos atuais 7,7 milhões de barris diários para 8 milhões.

O debate sobre as exportações petrolíferas pode repetir a discussão sobre a exportação de gás natural liquefeito. Os produtores americanos vêm pedindo ao governo federal permissão para vender o gás no exterior, onde os preços são muito mais altos do que nos EUA.

Mas a Dow Chemical Co. e outras empresas já afirmaramque as exportações elevariam o preço do gás natural no mercado interno e prejudicariam a indústria local. O Departamento de Energia dos EUA deve decidir sobre o tema ainda este ano.

 Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Shell abre inscrições para programa de estágio

A Shell está com inscrições abertas para o seu Programa de Estágio até o próximo dia 14 deste mês. A petrolífera anglo-holandesa disponibiliza 25 vagas para estudantes dos cursos de Administração, Comunicação Social, Contabilidade, Direito, Economia, Engenharias (mecânica, produção, petróleo e química), Geologia, Informática e afins, Marketing, Relações Internacionais e Psicologia.

 Os candidatos precisam ter nível avançado de inglês e previsão de formatura para julho de 2015. A avaliação será em seis etapas eliminatórias: teste online de capacidade analítica e raciocínio lógico, triagem de currículos, teste online de inglês, teste de inglês por telefone e entrevistas individuais, uma com RH e outra com o supervisor da área.

“O Programa de Estágio da Shell dá ao estudante a chance de aplicar, na prática, alguns conhecimentos teóricos adquiridos na universidade”, comenta Guilherme Perdigão, que entrou na Shell como estagiário e hoje é vice-presidente da América Latina de Negócio de Lubrificantes.

“Ao sair do ambiente acadêmico para o profissional, o aluno sai da zona de conforto e é isso que fará com que ele aprenda mais e se torne um profissional qualificado e rico em experiências”, completa o executivo.

As inscrições poderão ser realizadas pelo site da companhia.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Nova rodada de licitações atrai 71 empresas

Encerrado o prazo para entrega de documentos de qualificação para a 11ª Rodada de Licitações da ANP, 71 empresas, oriundas de 18 países e 3 territórios ultramarinos, submeteram documentação à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Entre as brasileiras estão OGX, Novo Norte Energia, Alupar e Queiroz Galvão Exploração e Produção.

A 11ª. Rodada vai licitar 289 blocos em 23 setores, totalizando 155,8 mil km², distribuídos em 11 bacias sedimentares - Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul.

Dos total de blocos, 166 estão localizados no mar, sendo 94 em águas profundas, 72 em águas rasas, e 123 em terra. A 11ª Rodada será realizada nos dias 14 e 15 de maio, no Rio de Janeiro.

O objetivo deste leilão é promover o conhecimento das bacias sedimentares, desenvolver a pequena indústria petrolífera e fixar empresas nacionais e estrangeiras no país, dando continuidade à demanda por bens e serviços locais, à geração de empregos e à distribuição de renda. Para alcançar esses objetivos, a ANP mantém a aplicação de regras de conteúdo local, que possibilitam o fortalecimento de fornecedores nacionais de bens e serviços.

A oferta de áreas em diversos estados brasileiros contribuirá para a redução das desigualdades a partir da descentralização da produção de petróleo e gás no país, incentivando o crescimento da indústria petrolífera em regiões em que este segmento é inexistente ou incipiente.

A distribuição das empresas por localização foi a seguinte:

Brasil - 19

Estados Unidos - 8

Reino Unido - 6

Canadá - 5

Japão - 5

Austrália - 3

Ilhas Cayman - 3

Colômbia - 3

Bermudas - 2

República Popular da China - 2

Espanha - 2

França - 2

Noruega - 2

Panamá - 2

Angola - 1

Dinamarca - 1

Guernesei - 1

Itália - 1

Malásia - 1

Portugal - 1

Tailândia - 1

Fonte: Redação

Royalties do petróleo e federalismo: um debate mais amplo

No debate sobre a nova distribuição dos royalties do petróleo entre estados e municípios produtores e não produtores, convém lembrar, de início, que os municípios produtores perdem mais com a reforma do que os estados. Cingir a discussão ao interesse destes últimos, assim, é uma simplificação pouco fecunda do problema. Ao contrário do que ocorre nos Estados Unidos, os municípios brasileiros têm o status de entes federativos (Constituição Federal, art. 1º, caput).

Por outro lado, tendo em vista o artigo 20, parágrafo 1º, da Constituição, é preciso compreender que a verba vinda dos royalties é uma compensação aos estados e municípios produtores e/ou afetados pela exploração de petróleo e gás, em virtude das consequências sociais, ambientais e econômicas da atividade. Pretender que todos os entes da Federação tenham direito à compensação é desrespeitar o critério de divisão constitucionalmente estabelecido, além de uma ficção, sob o ponto de vista dos fatos.

Não foram poucos os acidentes ambientais envolvendo a extração de óleo na costa brasileira, gerando consequências locais sensíveis. Por outro lado, a indústria do petróleo cria demandas que obrigam os entes produtores a efetuar pesados investimentos em infraestrutura, serviços e pessoal. Para citar um exemplo, a cidade de Macaé, no estado do Rio de Janeiro, que no final de década de 70 era uma vila de pescadores, hoje conta com mais de 200 mil habitantes.

Sob o ponto de vista jurídico-constitucional, a nova distribuição proposta desafia princípios basilares, em especial a proporcionalidade. A mesma pretensão de “justiça federativa” dos entes não produtores poderia ser realizada, por exemplo, mediante um redesenho do Fundo de Participação dos Estados. Ou, ainda, mediante outorga, pela União, de um quinhão maior da receita tributária aos demais entes federativos (na média, a União fica com aproximadamente 70% da receita tributária).

O Supremo Tribunal Federal já decidiu que os royalties são receita originária dos estados e municípios, não são um “repasse” de verbas. Os entes federativos que exigem a compensação que o artigo 20 da Constituição Federal lhes garante não estão pedindo esmola, nem “mesada”, à União. Estão exercendo uma prerrogativa constitucional, como deve ocorrer no Estado democrático de direito, em especial quando adotado o modelo federativo.

*Rodrigo Meyer Bornholdt, doutor em Direito pela UFPR e João Fábio da Fontoura, mestre em direito pela UFSC - sócios da Bornholdt Advogados.

Fonte: Redação TN

Produção de petróleo tem queda de 8,5% em fevereiro, diz ANP

Foto: divulgação

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP) comunicou que o Brasil produziu, em fevereiro, 2,017 milhões de barris diários de petróleo, dado que representa queda de 8,5%  em comparação com o mesmo período do ano passado, e de 1,8% em comparação com janeiro deste ano.

Segundo a agência reguladora, a diminuição do volume produzido ocorreu por conta das constantes paradas programadas na manutenção de plataformas da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. A queda da produção foi parcialmente compensada no início da operação de três plataformas na bacia de Santos, em São Paulo.

O campo de petróleo mais produtivo foi Marlim Sul, na bacia de Campos (RJ), que registrou produção média diária de 334.200 barris de petróleo. A Petrobras registrou 93,1% da produção de petróleo no Brasil em fevereiro, seguida pela Statoil, Shell Brasil, BP Energy e OGX.

Recorde em gás natural

A queda na produção de petróleo foi amenizada pelo recorde na produção de gás natural, já que o Brasil atingiu recorde de produção com 76,5 milhões de metros cúbicos por dia, em fevereiro. A marca anterior foi em dezembro do ano passado quando o país produziu 76,2 milhões de metros cúbicos. De acordo com a ANP, houve um aumento de 14,1% na comparação com fevereiro de 2012.

O campo de Manati, na bacia de Camumu (BA) registrou maior produção de gás natural com aproximadamente 6,6 milhões de metros cúbicos diários. Assim como na produção de petróleo, a Petrobras também foi a principal empresa na produção de gás no Brasil; logo atrás vieram a Queiroz Galvão, OGX e BG. 

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Petrobras tem de refazer cálculo de royalties

A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) determinou que a Petrobras refaça os cálculos de seis anos de produção de gás natural no Campo de Albacora, na Bacia de Campos.

O órgão regulador entendeu que a Petrobras calculou descontos de volumes de forma irregular, reduzindo pagamento de royalties e participações especiais. Segundo duas fontes da autarquia, o entendimento forçará a Petrobrás a elevar em mais de R$ 200 milhões o pagamento das taxas. A decisão da diretoria ocorreu em reunião em 14 de março de 2013. A Petrobras enviou ontem pedido de recurso à ANP. Este é o último de vários processos dentro da autarquia sobre divergência no cálculo dos volumes produzidos e no pagamento de royalties e participações.

Os processos que estão sendo julgados nos últimos meses na diretoria se referem a investigações iniciadas em 2009, 2010 e 2011. Em alguns casos, são expedidas multas. Em 16 de abril do ano passado, por exemplo, a ANP aplicou à Petrobras multa de R$ 173 milhões por pagamento incompleto de participações especiais.

Em julho passado, a Petrobras conseguiu liminar suspendendo efeito da multa e o processo segue em análise na Justiça. "A Petrobras tem judicializado a maioria dos processos", disse uma fonte da ANP.

Fase errada

No caso de Albacora, a agência determinou o recálculo da produção de gás das plataformas P-25 e P-31 da concessão, no período de janeiro de 2003 a agosto de 2009. As duas plataformas de Albacora ficam entre 100 km e 140 km da costa de Macaé (RJ). Na reunião, a agência manteve o indeferimento de pedido da Petrobras para o desconto de volumes de condensado (parcela líquida obtida do gás).

O produto inicial da extração de petróleo é uma mistura de óleo e gás. A ANP considerou que a Petrobras fez a medição de volume na fase errada do processo de separação dos combustíveis. O aferimento ocorreu antes da separação, com o gás ainda em fase chamada de úmida. Sem desconto. A agência considera que deveria haver um ponto de medição na fase líquida, como manda portaria da autarquia. Por isso, não considerou o desconto a que a Petrobras teria direito no volume usado no cálculo dos royalties.

Os argumentos da Petrobras serão analisados pela área técnica da autarquia antes de ser feito o cálculo final de volume e de pagamento de royalties e participações. Caso não concorde com a determinação da ANP, a Petrobras pode mais uma vez recorrer da determinação na Justiça.

A companhia enfrenta fiscalização por erros no sistema de medição da vazão dos poços. Em alguns casos, declara mais do que o produzido. Em outros, declara menos, o que acarreta em menor volume de pagamento de impostos.

Em janeiro de 2012, por exemplo, foi aplicada multa de R$ 75 mil por informações inverídicas no demonstrativo de apuração de participações especiais. Em 20 de outubro de 2011, foi aplicada multa de R$ 320 mil pelos mesmos motivos. Também a aplicação destas duas multas estão sob judice.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Graça Foster não poupará esforços para elevar ações da Petrobras

A presidente da Petrobras, Graça Foster, esteve presente em um painel sobre os desafios e oportunidades do setor energético no Brasil, promovido pela Fundação Getulio Vargas (FGV).  “Desafio e oportunidade são duas palavras que eu gosto muito. Pois devemos fazer dos desafios grandes oportunidades para a nossa companhia. Eu digo sempre que quem trabalha para a Petrobras, trabalha para o nosso país. Somos partes integrantes de um grande valor”, disse abrindo seu discurso, que seguiria por até 90 minutos. 

Graça apresentou um balanço das duas últimas décadas da companhia e fez projeções para 2030. Entre 2000 e 2012, a Petrobras cresceu 10 vezes o investimento anual. Em 2001, foram investidos US$ 4,2 bilhões e, no ano passado, esse valor cresceu para US$ 42,9 bilhões. Os números representam a grande transformação pela qual a empresa vem passando, segundo a presidente. “Foi esse investimento continuado que nos fez alcançar, agora em 2012, reservas provadas – e elas levam um tempo para serem chamadas assim – com 15,3 bilhões de barris de óleo equivalente. Mas isso é o que está provado”, reforça. Graça afirma que com o pré-sal o número da companhia irá dobrar para mais de 30 bilhões de barris.

Quando se fala em metas para a produção petrolífera, as cifras são, na maioria das vezes, generosas – milhões de barris, bilhões de dólares, vinte, trinta, cinquenta anos. Não é a toa que a indústria de combustíveis fósseis cresce firme e, no horizonte, ainda há muito a se explorar. Isso porque o setor trabalha através de ciclos de 10 anos, o tempo necessário para exploração de um poço, desde estudos preliminares até os primeiros barris.

O pré-sal, descoberto há sete anos, produz hoje cerca de 300 mil barris por dia. Daqui a sete anos, deverá produzir 4,2 milhões de barris de petróleo diários e os custos durante a exploração chegam US$ 1 milhão por dia. “Nós investimos, no ano passado, R$ 84 bilhões. Uma empresa que investe tanto assim, sua presidente e seus diretores não podem dormir  direito”, brincou. O jornalista econômico George Vidor, mediador do painel, falou da relevância do setor para o país, chegando a compara-lo com o maior evento esportivo que o Brasil vai sediar em 2016. "No Rio de Janeiro, nem as Olimpíadas movimentam economicamente tanto quanto a indústria do petróleo", avaliou.

De acordo com a presidente, as refinarias também vão dobrar a produção. No último sábado (30), a Petrobras bateu recorde de refino ao processar uma carga de 2,137 milhões de barris de petróleo. Dados levantados pela petrolífera apontam que o setor de transportes é o que mais cresce, elevando a demanda por petróleo. Por isso, a capacidade de refino do país é tão importante e consta, nos planos da Petrobras, o estudo de viabilidade econômica para a construção das refinarias Premium I e II, além da conclusão das obras de Abreu e Lima, que já tem cerca de 74% de sua estrutura, mesmo sem a participação da parceira PDVSA, estatal venezuelana. 

Graça não responde, no entanto, quando a importação de combustíveis deixará realmente de pesar na balança comercial e nas contas da empresa. A única garantia vem com a pergunta do público, presente no painel, sobre o que fará para evitar as recentes quedas no valor das ações da Petrobras: "trabalhar. Vou trabalhar bastante. É isso que posso dizer", disse a presidente, acrescentando que os grandes investimentos aumentam o nível de endividamento da empresa, forçando a queda das ações, mas, conforme a produção vai crescendo os bons resultados logo virão também.

 Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Pré-sal gera contratos de mais de US$ 760 milhões com navios sonda

Foto: Reuters

Fornecimento de sistema elétrico para 29 navios sonda do pré-sal, encomendados pela Sete Brasil, gera mais de US$ 760 milhões em contratos firmados com especializadas em conversão de energia. Só a General Eletric anunciou acordos que ultrapassam US$ 600 milhões para fornecer pacotes de eletrificação a 22 das 29 embarcações que irão atender a exploração de águas profundas no Brasil.

Leia também: GE assina contrato de US$ 500 milhões com a Petrobras

A previsão da multinacional americana é de que as embarcações estejam construídas até 2020 pelos estaleiros Atlântico Sul (EAS), em Ipojuca (PE); Rio Grande (RS), da Ecovix - Engevix; Enseada do Paraguaçu (EEP), em Maragojipe (BA); e Brasfels, em Angra dos Reis (RJ), da Keppel Offshore & Marine.

A maior concorrente da GE nas demandas da Sete Brasil é a companhia suíça ABB, que atenderá aos outros sete navios sondas, por US$ 160 milhões.

De acordo com o presidente da GE Power Conversion para a América Latina, Wendell Oliveira, a companhia acertou em investir no momento certo e ter largado na frente na produção local. Segundo ele, a empresa reuniu um portfólio completo, de forma que não deve encontrar dificuldade para manter sua posição na área de petróleo, nos próximos anos.

Em 2011, a GE adquiriu globalmente a francesa Converteam, especializada em conversão de energia, por US$ 3,2 bilhões. Unida ao portfólio de motores e geradores elétricos da GE, a divisão foi rebatizada de Power Conversion. No Brasil, a unidade nasceu com a fábrica que era da Converteam, em Betim (MG), de painéis de controle, acionamentos, inversores, entre outros equipamentos, e somou-se à Gevisa, de motores elétricos da GE, em Campinas (SP).

Os sistemas de energia e automoção dos navios contratados começam com 40% de nacionalização e alcançam 60% nas últimas embarcações. 

Fonte: Valor Econômico

Liminar dos royalties não está na pauta do STF

Não está na pauta do Supremo Tribunal Federal (STF) desta semana a apreciação da liminar da ministra Carmén Lúcia, que anulou os efeitos da nova lei de redistribuição dos royalties. No entanto, segundo a assessoria de imprensa do STF, até esta quinta-feira (04) Carmén Lúcia pode pedir que o assunto entre para apreciação dos demais ministros.

Na semana passada, por causa do recesso do Judiciário, não houve sessão. A expectativa é que a liminar fosse avaliada pelos demais ministros do STF nesta semana. A espera agrada os Estados produtores de petróleo, Rio de Janeiro, Espírito Santo e São Paulo, já que continuam recebendo os royalties pela lei antiga, Lei 9.478.

Carmén Lúcia deferiu, no dia 18 de março, a liminar concedida em ação direta de inconstitucionalidade (ADI) movida pelo governo do Rio suspendendo a eficácia da nova lei dos royalties do petróleo até o julgamento de mérito pelo STF.  O Rio, maior produtor de petróleo do país, argumentou perda de R$ 4 bilhões em arrecadação apenas neste ano.  A decisão da ministra suspende integralmente a lei, tanto para os campos já em fase de produção quanto para os que ainda não foram licitados.

Segundo a Agência Nacional de Petróleo (ANP), o país tem 135 municípios que podem ser classificados como produtores de óleo e gás, destes 63 são confrontantes (que possuem produção no mar). Quinze deles ficam no Rio.  

Em março, a ANP repassou para a União, Estados e municípios brasileiros R$ 1,404 bilhão em royalties pela produção de janeiro de 2013. Os onze Estados produtores receberam quase R$ 415 milhões. O Rio, principal produtor,  recebeu maior valor pela commodity, R$ 264,065 milhões.

Como fica a divisão agora

A ANP avaliou, na segunda semana de abril, que no mínimo até o leilão de maio (11ª rodada) continua valendo a lei antiga, para que o STF tenha tempo de julgar as quatro ações diretas de inconstitucionalidade movidas pelos Estados produtores. O governo espera que o STF dê seu parecer definitivo antes novembro, para dar segurança jurídica aos contratos do primeiro leilão específico do pré-sal, que deverá ocorrer em 28 de novembro.

Uma nova fórmula de distribuição dos royalties na exploração do petróleo já foi aprovada duas vezes pelo Congresso, vetada por dois presidentes, e restabelecida pelo Legislativo este ano. Em 15 de março, a presidente Dilma chegou a promulgar a lei, que foi suspensa três dias depois por uma liminar. Se for julgada como constitucional, a perda de receita do Rio poderá ser de R$ 3 bilhões só em 2013, e chegar até R$ 75 bilhões, em 2020.

Temendo uma nova derrota no Supremo, os Estados não produtores agora propõem uma emenda à Constituição (PEC). A proposta foi protocolada pelo deputado Marcelo Castro (PMDB), do Piauí.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Petrobras registra novo recorde de processamento de petróleo

Foto: divulgação

A Petrobras bateu o recorde diário de processamento de petróleo em suas 12 refinarias localizadas no Brasil, de acordo com informação divulgada nesta terça-feira (02) pela petroleira.

A carga refinada no dia 30 de março alcançou 2,137 milhões de barris, elevando em 12 mil barris a marca de 2,125 milhões de barris de petróleo processados, registrada no último dia 3 de março.

Leia também: Graça Foster não poupará esforços para elevar ações da Petrobras

A presidente da Petrobras, Graça Foster, disse na segunda-feira (01) em evento da FGV (Fundação Getúlio Vargas), no Rio, que a empresa investiu mais de US$ 25 bilhões nas refinarias para torná-las mais flexíveis.

Grande parte do resultado é atribuído a maior refinaria da Petrobras, a Refinaria de Paulínia, localizada na cidade de mesmo nome, em São Paulo, cuja capacidade de processamento atingiu 396 mil barris por dia. No exterior, a empresa tem três refinarias, cujo processamento é reduzido. 

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Produção de gás natural no Brasil chega a 76,5 MMm³/d

A produção de petróleo e gás natural no Brasil em fevereiro foi de aproximadamente 2.017 Mbbl/d (mil barris por dia) e 76,5 MMm³/d (milhões de m³ por dia), respectivamente, totalizando em torno de 2.499 Mboe/d (mil barris de óleo equivalente por dia). De acordo com os dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) houve redução de cerca de 8,5% na produção de petróleo se comparadacom o mesmo mês em 2012, e 1,8% na produção de petróleo se comparada ao mês anterior.

A queda do volume produzido decorreu, principalmente, de paradas programadas para manutenção em plataformas da Bacia de Campos, nos campos de Marlim, Marlim Leste e Roncador. A queda da produção foi parcialmente compensada pela entrada em operação de três novas plataformas: o FPSO (unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarga) Cidade de São Paulo, no projeto-piloto de Sapinhoá, o teste de longa duração de Sapinhoá Norte e o FPSO Cidade de Itajaí, todos na Bacia de Santos.

Já a produção de gás natural teve um novo recorde, com uma elevação de cerca de 14,1% se comparada ao mesmo mês em 2012, ou de 0,9% se comparada ao mês anterior.

Segundo o boletim da ANP, o campo de Marlim Sul, na bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo e o segundo maior produtor de gás natural, com uma produção média de 334,2 Mboe/d. O campo com maior produção de gás natural foi Manati, bacia de Camamu, com produção média de 6,6 MMm³/d.

Pré-sal

A produção do pré-sal foi de 283,1 Mbbl/d de petróleo e 9,4 MMm³/d de gás natural, totalizando 342,3 Mboe/d. Esta produção foi oriunda de 26 poços: 5 em Baleia Azul, 1 em Caratinga e Barracuda, 3 em Jubarte, 4 em Linguado, 4 em Lula, 1 em Marlim e Voador, 2 em Marlim Leste, 3 em Pampo, 2 em Sapinhoá e 1 em Trilha.

A produção de petróleo e gás natural no Brasil foi oriunda de 9.149 poços, sendo 794 marítimos e 8.355 terrestres. O campo com o maior número de poços produtores foi Carmópolis, bacia de Sergipe, com 1.120 poços.

O grau API médio do petróleo produzido no mês foi de aproximadamente 24,3°, sendo que 7,7% da produção é considerada óleo leve (>=31°API), 64,2% é óleo médio (>=22°API e <31°API) e 28,1% é óleo pesado (<22°API), de acordo com a classificação da Portaria ANP nº 09/2000.

Fonte: Redação

Produção industrial cai 2,5% em fevereiro e tem o pior resultado em 5 anos

A produção industrial brasileira recuou 2,5% em fevereiro, após sinalizar uma retomada no primeiro mês do ano, colocando em risco a recuperação da atividade econômica do país. Os dados foram divulgados nesta terça-feira (02) pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). O resultado é o pior desde dezembro de 2008, auge da crise global, quando a produção industrial recuou 12,2%.

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Comparada a fevereiro do ano anterior, a produção industrial diminuiu 3,2%. Em ambos os casos, os resultados vieram piores do que o esperado pelo mercado. De janeiro para fevereiro, a maioria dos setores apresentou resultados negativos: 15 dos 27 pesquisados pelo IBGE, com destaque para a influência negativa exercida pelo setor de veículos automotores, que recuou 9,1% nesse mês, eliminando o avanço de 6,2% verificado em janeiro último. O resultado do setor, um dos de maior peso na indústria, foi reflexo do recuo das vendas com a redução do desconto do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI).

Entre os piores desempenhos, considerando o peso de cada um deles na indústria, destacam-se farmacêutica (-10,8%), refino de petróleo e produção de álcool (-5,8%), bebidas (-5,2%), alimentos (-1,3%), mobiliário (-9,9%), celulose e papel (-2%)e indústrias extrativas (-1,9%).

Os melhores desempenhos ficaram com equipamentos de transporte (9,9%), máquinas e equipamentos (1,7%), fumo (36,2%) e máquinas e aparelhos elétricos (4,6%). 

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Shell inicia operações com sonda na Bacia de Campos

A Shell, petrolífera anglo-holandesa, acaba de iniciar as operações com a sonda Noble Max Smith, que chegou ao Brasil em meados de fevereiro deste ano. Segundo comunicado da empresa,  o equipamento será utilizado na Bacia de Campos, Rio de Janeiro.

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Em nota, a companhia informou que a  Noble Max Smith, da Noble Corporation, chegou ao país com o objetivo de retomar o desenvolvimento do campo que irá operar, com o aumento da produtividade na área. Além desta sonda para operação offshore, a companhia também conta com a Noble Bully II.

O equipamento realizará perfurações em três novos poços em Bijupirá e um em Salema. A Max Smith, que é uma sonda semissubmersível, pode chegar a perfurar até 7.600m de profundidade em lâminas d’gua de até 2.100m.

Parque das Conchas

Por sua vez, a Bully II é utilizada há quase um ano na Fase 2 de desenvolvimento do Parque das Conchas (BC-10), onde está perfurando 11 poços, sendo sete de produção e quatro de injeção de água para estimular a produção.

Por ser menor, porém dotada de equipamentos mais avançados, a Bully II oferece ganho em eficiência, assim como sua ‘irmã’, a Bully I, utilizada na operação no Golfo do México.

De acordo com o comunicado, tais sondas permitem o encaixe remoto de válvulas nos poços perfurados e geram menos custo, mais rapidez na operação, menor consumo de combustível, redução nas emissões de gás carbônico e um aumento na segurança: por serem mais finas e menores, estão menos vulneráveis a fatores climáticos, como correntes marítimas e tempestades.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo