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Polo de Guamaré se mantêm no Rio Grande do Norte

A unidade industrial da Petrobras em Guamaré é o epicentro de produção de petróleo do Rio Grande do Norte. Localizado na costa branca, o polo está em lugar estratégico para receber todo petróleo produzido nas concessões em atividade no RN, sendo 66 em terra e 12 no mar. É no ativo de Guamaré onde se encontra a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC), responsável pelas produções de gasolina, querosene de aviação e gás que se consome no estado. A Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UFPF) e o Terminal Aquaviário (Transpetro) também compõe o complexo.

A importância do polo para o RN se revela no Produto Interno Bruto Industrial do estado: ela é responsável por cerca de 40% deste. No entanto, o complexo terá mudança nas operações no início de 2018. A RPCC, hoje autônoma, será integrada ao ativo de Exploração e Produção. A decisão da estatal, anunciada no fim de outubro, faz parte de um planejamento de contenção de gastos. De acordo com o gerente geral da Unidade Operacional da Petrobras no Rio Grande do Norte e no Ceará, Tuerte Amaral Rolim, isso não representa que a RPCC receberá menos investimentos ou diminuirá a capacidade de produção. “Nós vamos otimizar a estrutura e o processo industrial do polo, unificando as operações de Exploração e Produção com as da refinaria”, destacou.

O redimensionamento significa uma economia de R$ 35 milhões, segundo informações da empresa. Os cortes está sobretudo nos cargos administrativos e gerenciais da RPCC. “As pessoas que hoje ocupam estes cargos serão remanejadas. Este é um plano nacional que provoca muita mudança”, continuou Tuerte Rolim. Ele negou enfaticamente que isso representa demissões, apesar da declaração de extinção dos cargos. Hoje, 700 funcionários trabalham no polo, entre contratados e terceirizados.

A Refinaria tem capacidade de produzir 2 milhões de litros de gasolina por dia, o suficiente para abastecer 50 mil carros. A média de produção atualmente, no entanto, é de 1,2 milhão. A quantidade segue a demanda do mercado e, neste ano, já bateu recorde de produção de querosene para aviação. Em agosto, foram produzidos 19.841 metros cúbicos do combustível. O volume é 8% superior ao recorde anterior, obtido em janeiro deste ano. Na ocasião, a estatal afirmou que a marca foi possível em função do aperfeiçoamento de processos promovido pelo Programa de Produção de Médios (diesel e QAV) e Gasolina, o Promega.

Os investimentos no Rio Grande do Norte em 2017  somam R$ 800 milhões. É uma cifra considerada alta pelo gerente geral Tuerte Rolim, diante do processo de contenção de gastos da estatal. Mas este número vem caindo ano a ano. Em 2015, por exemplo, a Petrobras injetou no RN cerca de R$ 1,3 bilhão de reais. A justificativa é a dívida da estatal diante da crise econômica brasileira e da desvalorização do petróleo. “Todas as empresas de petróleo sofreram dificuldades porque o preço do barril caiu mundialmente, mas a Petrobras foi mais afetada porque foi a operadora com mais investimentos de 2008 para cá, devido ao pré-sal”, disse.

Outra medida realizada no estado para diminuir os gastos da empresa é a venda de campos chamados “maduros”, quando a capacidade de produção destes diminui. Há 10 anos, o RN chegou a produzir 100 mil barris por dia, enquanto hoje produz uma média 48 mil. Segundo Tuerte, “o petróleo no RN não está em decadência, mas em um declínio natural. Decidimos vender porque estes poços seriam melhor aproveitados por pequenos produtores”. Ele nega que isso represente um abandono da Petrobras ou o fim do petróleo. “Novas tecnologias vão surgindo para melhorar a extração deste petróleo e a quantidade de barris pode subir. Nós temos grandes expectativas acerca do RN”. Em relação ao gás natural, a produção atual chega a 930 mil metros cúbicos diários.

Infraestrutura

No polo industrial de Guamaré, todo petróleo extraído nos 5.551 poços existentes, tanto terrenos quanto marítimos, chegam por meio de dutos. São 30 quilômetros de vaporduto e dois quilômetros de oleoduto e gasoduto. Os campos contemplados vão de Ubarana, primeiro a ser descoberto aqui no estado e localizado na bacia hidrográfica, ao que é produzido em terra em Mossoró, Alto do Rodrigues, Açu, Carnaubais e Macau.

O petróleo e o gás chegam a Guamaré para realizar todo processamento. Depois de prontos (quando são separados da água) são refinados para serem transformados em gasolina e querosene na Refinaria Clara Camarão. Uma cifra segue para a Transpetro, de onde é levada para outros lugares.

Toda esta produção da RPCC abastece o Rio Grande do Norte, mas ainda precisa passar por outros processos antes de serem colocados para o comércio. A gasolina, por exemplo, é misturada com álcool antes de chegar no consumidor. Este é um processo é realizado em outros estados, o que acaba encarecendo o valor do litro no RN.

Números

R$ 35 milhões é quanto a Petrobras calcula que vai economizar com as mudanças na unidade.

700 funcionários trabalham, hoje, no polo de Guamaré, entre efetivos e terceirizados.

R$ 800 milhões é o volume de investimentos planejados pela Petrobras para o RN, durante este ano.

Fonte: Tribuna do Norte | Luiz Henrique Gomes

Petrobras rebaixa refinaria potiguar a ativo industrial

A Petrobras anunciou, aos trabalhadores da Unidade de Negócios do Rio Grande do Norte e Ceará (UN-RNCE) o rebaixamento da Refinaria Potiguar Clara Camarão da categoria na qual estava inserida para “Ativo Industrial de Guamaré”. A medida faz parte da reestruturação aprovada na noite da quarta-feira, 25, pelo Conselho de Administração da Petrobras. O projeto inclui áreas operacionais de exploração e produção e de refino e gás natural, o que resultará em uma economia anual estimada em R$ 35 milhões. A estatal não anunciou quais outros empreendimentos passarão por mudanças, tampouco o que será feito com a estrutura da unidade de Guamaré.

“A Refinaria Clara Camarão, do alto de suas sucessivas conquistas de aumento de capacidade, aprimoramentos técnicos, investimentos em expansão e gestão técnica e comercial especializada, deixará de ser considerada uma refinaria. Portanto, ficará totalmente excluída do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural”, declarou o presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), Jean Paul Prates. Ele denuncia que a medida foi tomada pela estatal sem nenhum comunicado oficial ou diálogo com líderes políticos e empresarias do estado.

No mês passado, conforme publicizado pela própria Petrobras, a Refinaria Potiguar Clara Camarão bateu recorde de produção de querosene de aviação, o QAV.  Em agosto, foram produzidos 19.841 metros cúbicos do combustível. O volume é 8% superior ao recorde anterior, obtido em janeiro passado. Na ocasião, a estatal informou que a marca foi possível principalmente em função do aperfeiçoamento de processos promovido pelo Programa de Produção de Médios (diesel e QAV) e Gasolina, o Promega.

Para Jean Paul Prates, o recorde comprova a viabilidade técnica e financeira da Refinaria, a única produtora de querosene de aviação na região Nordeste.

“A Refinaria Potiguar Clara Camarão recebeu recentemente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Combustíveis (ANP) a autorização para passar a processar 45 mil barris por dia de petróleo com possibilidade de expansão em curto prazo para 66 mil barris por dia de capacidade. Passou assim à frente da Refinaria de Manaus quando à capacidade de processamento. Uma conquista importante para o RN e que deveria ser comemorada como consolidação de uma jornada que pode levar à revitalização do setor de petróleo no estado, se devidamente trabalhada”, defendeu o presidente do SEERN.

Para Jean Paul Prates, o rebaixamento de categoria da Clara Camarão pode sinalizar o risco de fechamento da refinaria. “A exclusão dessa unidade dos planos regulares quanto ao parque de refino nacional implicará, cedo ou tarde, no fechamento dessa refinaria, que, acompanhado da redução e minimização da participação na Petrobras nos campos produtores ao longo do tempo, resultará na finalização gradual da presença da estatal brasileira no nosso estado”, disse. O presidente do SEERN fez um apelo para que a decisão da Petrobras seja revertida imediatamente e que seja mantido o status de refinaria.

“Permito-me sugerir ao governador do Estado e a seu secretariado que convoquem a bancada de parlamentares do Estado e encaminhem imediatamente à Presidência e à Diretoria da Petrobras pedido formal de esclarecimentos sobre os reais planos de investimento e estrutura de gestão da empresa no Rio Grande do Norte, em especial quanto à Refinaria Potiguar Clara Camarão”, declarou. O secretário de Estado do Desenvolvimento Econômico, Flávio Azevedo, disse que foi informado da decisão da Petrobras e enviou comunicado ao governador Robinson Faria. “É um absurdo. A Petrobras explora nosso solo há anos e agora faz isso sem nenhum comunicado, sem abrir um canal de negociação. Iremos cobrar explicações”, disse.

Reestruturação
Segundo nota divulgada pela Petrobras com a reestruturação haverá redução aproximada de 11% no número de funções gerenciais e a continuidade do processo de reestruturação iniciado em junho de 2016, quando foram reduzidos aproximadamente 40% dos cargos gerenciais em áreas administrativas.

No processo de reestruturação na área de exploração e produção, a companhia redistribuiu, entre as unidades operacionais, os campos por tipo de reservatório, a fim de equilibrar a produção entre elas e potencializar projetos de desenvolvimento da produção.

Na Diretoria de Refino e Gás Natural, as principais alterações são a melhoria das estruturas das refinarias e fábricas de fertilizantes, preservando a segurança, a disponibilidade operacional e a eficiência. Além disso, haverá a criação de estruturas de segurança, meio ambiente e saúde e eficiência operacional no gás natural, com a melhoria das estruturas de suporte.

Fonte: Ricardo Araújo | Tribuna do Norte

Refinaria Potiguar Clara Camarão deixa de ser refinaria e mudará de nome: o que significa isso, afinal?

Chega-me a triste confirmação de que foi oficializada internamente a devolução da Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC)  para a Diretoria de Exploração & Produção que passará a se chamar “Ativo Industrial de Guamaré“. A medida vinha sendo internamente planejada e discutida, com alto grau de discordâncias, e foi objeto de nossa nota do dia 16 de junho de 2016, alertando para as consequências disso para o RN e para o Nordeste.

O que pode parecer apenas uma decisão interna sem maiores consequências, não é.

Esta decisão significa, em poucas palavras, que a Refinaria Potiguar Clara Camarão, do alto de suas sucessivas conquistas de aumento de capacidade, aprimoramentos técnicos, investimentos em expansão e gestão técnica e comercial especializada, deixará de ser considerada uma REFINARIA. Portanto, ficará totalmente excluída do Plano Estratégico e das discussões da Diretoria de Refino e Gás Natural (anteriormente denominada Refino e Abastecimento).

Isso é decretar a morte da nossa refinaria, assim como se decretou recentemente a suspensão das atividades de perfuração terrestre em todo o País e o fechamento da planta de biodiesel de Guamaré – sem que houvesse qualquer entendimento ou conversa com os líderes políticos e empresariais do nosso Estado, que, durante décadas, promoveu, com prioridade, incentivos fiscais, licenças e parcerias sócio-ambientais com a empresa para ajudar a viabilização de seus projetos.

A reboque desta decisão intempestiva, não há como deixar de trazer à pauta estadual a denúncia de que poderão nos tirar a refinaria simplesmente para alegar uma redução de custos que, na verdade, significará mais um retrocesso do investimento da Petrobras no Estado – o maior de todos.

Ao contrário do que se está planejando internamente, o que deveria ser feito é justamente o contrário: a incorporação de todo o Pólo Guamaré à nova Diretoria de Refino e Gás Natural, incluindo as UPGNs e os terminais de despacho e recebimento de produtos. Isso sim, seria medida de eficientização das estruturas logísticas e da gestão dos ativos da empresa no RN. E também indicaria, claramente, um caminho de avanço – e não de retrocesso – dos investimentos e da presença da Petrobras na nossa região.

Portanto, é hora de nos prepararmos para um amplo debate quanto ao planos reais da Petrobras quanto ao Rio Grande do Norte. E nisso, juntarmo-nos aos nossos vizinhos – Ceará e Paraíba – que também possuem ativos de produção e processamento de petróleo que serão afetados por estas decisões – tanto campos considerados maduros quanto unidades industriais/logísticas e novas fronteiras a ser exploradas.

É urgente agir enquanto tais discussões se encontram em estágio de planejamento e discussão – e, em especial, REQUERER da Petrobras informações claras e efetivas sobre o seus planos reais para esta região, em especial para o Rio Grande do Norte, sua casa e área de operações que sempre a tratou com todo o carinho e merecida atenção.

Vale lembrar que a RPCC passou recentemente por uma ampliação que duplicou a sua capacidade de produção de QAV. Para isto, contou com a contribuição importante do Governo do Estado, que lhe concedeu o diferimento fiscal para o combustível possibilitando atrair novos empreendimentos conexos, incluindo mas não se limitando à possibilidade de acolher centro(s) de conexões de vôos no Aeroporto Internacional Aluisio Alves, em São Gonçalo do Amarante).

A Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) recebeu recentemente da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a autorização para passar a processar 45 mil barris por dia de petróleo com possibilidade de expansão em curto prazo para 66 mil barris por dia de capacidade. Passou assim à frente da Refinaria de Manaus (REMAN) quanto a capacidade de processamento. Uma conquista importante para o RN e que deveria ser comemorada como consolidação de uma jornada que pode levar à revitalização do setor de petróleo no Estado, se devidamente trabalhada. A nova capacidade representa a possibilidade de refinar quase 80% da produção de petróleo atual de toda a Bacia Potiguar (que inclui campos no Rio Grande do Norte e no Ceará), podendo rapidamente se atingir a auto-suficiência em refino no Estado.

Por fim, sabemos que a RPCC é uma unidade lucrativa e que conta com um histórico de gestores e operadores técnicos competentes e bem sucedidos nas suas respectivas missões.  Foi uma conquista histórica para o Estado, e um sinalizador de novos empreendimentos e investimentos no futuro.

Como Secretário de Estado de Energia à época, fui testemunha e partícipe direto da ampla discussão da sociedade civil organizada do RN, do Governo do Estado e de toda a bancada parlamentar federal e estadual em uníssono, com a Petrobras e o Governo Federal. Não houve qualquer interesse escuso, negociata ou picaretagem envolvida nesta decisão e implementação. A principal meta estabelecida foi conseguir processar todo o petróleo produzido no Estado – historicamente um dos mais importantes para a produção nacional e ainda o maior produtor nacional de petróleo terrestre, à época em vias de começar operações em águas profundas também com perspectivas de incrementar a produção local de cru.

Temos a certeza de que esta medida irá, inevitavelmente, criar insegurança quanto à futura capacidade de fornecimento para o mercado local, anulando a conquista concreta de uma operação lucrativa e com potencial de ocupar nichos do mercado regional altamente promissores, para os quais certamente não faltariam atrativos ao financiamento próprio ou externo à companhia. A exclusão desta unidade dos planos regulares quanto ao parque de refino nacional implicará, cedo ou tarde, no FECHAMENTO desta refinaria, que, acompanhado da redução e minimização da participação da Petrobras nos campos produtores ao longo do tempo, resultará na finalização gradual da presença da estatal brasileira no nosso Estado.

Sem a Refinaria de Guamaré, como refinaria, não há como se pensar no futuro do setor de petróleo no Rio Grande do Norte. Seremos relegados a um província decadente e insignificante, e gradualmente a atividade se reduzirá a números meramente simbólicos, tanto de produção quanto de empregos e resultados sociais e econômicos. Não precisa ser assim. Não pode ser assim.

Desta forma, e com alto grau de urgência, gostaria de deixar aqui um apelo firme para que seja revertida imediatamente tal decisão e nos seja confirmada a manutenção do status da refinaria, na sua atual configuração organizacional, subordinada ao REFINO, de forma a assegurar a continuidade do seu planejamento e operação dentro desta área especializada da empresa.

Como cidadão e como líder empresarial do setor energético, em nome dos dois sindicatos empresariais dos quais participo, permito-me sugerir ao Governador do Estado e a seu secretariado que convoquem a bancada de parlamentares do Estado e encaminhem imediatamente à Presidência e à Diretoria da Petrobras pedido formal de esclarecimentos sobre os reais planos de investimento e estrutura de gestão da empresa no Rio Grande do Norte, em especial quanto à Refinaria Potiguar Clara Camarão. E que também se articulem com os nossos estados vizinhos, capitaneados pelos Governadores Camilo Santana (Ceará) e Ricardo Coutinho (Paraíba) para que sejam reforçadas a importância das Bacias Sedimentares do Nordeste Setentrional (Barreirinhas, Parnaíba, Ceará, Potiguar, Paraíba-Pernambuco e Araripe) e dos investimentos e operações nelas desenvolvidas para a geração de emprego e renda nestas região.

Jean-Paul Prates

Presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Estado do Rio Grande do Norte (SEERN)

Membro do Conselho Fiscal do Sindicato das Empresas do Setor de Petróleo Gás e Combustíveis do Estado do RN (SIPETRO/RN)

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Os números atuais da REFINARIA POTIGUAR CLARA CAMARÃO (RPCC) justificam plenamente a inclusão da unidade no Plano Nacional de Refino.
A RPCC tem licença da ANP para processar 7.100 m3/dia de Petróleo, podendo chegar a 11.000m3/d em curto prazo. Por questões de mercado, atualmente, ela processa 5.500m3/dia; tem capacidade imediata para processar: 6.600 m3/dia;
Após refino e processamento deste ÓLEO, são produzidos (atualmente) os seguintes derivados: QAV: 580m3/dia, para os mercados de RN, PB, CE e PI. Diesel – S-500: 1.600m3/dia, para RN, CE, PI. Gasolina A: 1.500m3/dia; (mesclada à nafta craqueada de alta octanagem, que vem da Bahia, para os mercados RN/CE/PI) – a melhor gasolina do Brasil.
120 empregados próprios e 280 contratados;
Nas bases já instaladas operam 9 distribuidoras; sendo 3 proprietárias e 6 em regimes diversos tais como comodato, aluguel acordo de operação, re-compra, etc. Isso mostra a importância e potencial da unidade com REFINARIA, não como UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural).
1 base (instalada) da BR;
1 base (instalada) da ALE: aí funcionam: Ale e Ipiranga;
1 base (instalada) da NELOG: aí funcionam: Nelog, FAN, Dislub e SETTA;
1 base (em construção) da RAIZEM (Shel – Raizem);
1 base (já com licença): SP Opera ainda uma planta de tratamento de água produzida (reutilização) com capacidade para 60 m3/dia.
Mais a respeito:
Refinaria Clara Camarão bate recorde de produção de querosene de aviação (06/01/2017)
Refinaria do RN corre o risco de perder “status” de refinaria (16/06/2016)
RN pode perder refinaria Clara Camarão (16/06/2016)
RN deverá perder refinaria Clara Camarão (16/06/2016)
Refinaria de Guamaré ultrapassa a de Manaus e produz a melhor gasolina do Brasil (30/04/2016)
Petróleo, gás, biodiesel e eólicas destacam Guamaré como pólo energético (10/10/2013)
Gerente da Petrobras apresenta projeto para a Refinaria Potiguar Clara Camarão (18/11/2009)
Refinaria Clara Camarão coloca o RN no mapa nacional do refino de petróleo (06/01/2009)

Governo derruba liminar e leilão do pré-sal é realizado

O Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), com sede em Brasília, derrubou uma decisão da Justiça do Amazonas e manteve a 2ª e a 3ª rodadas dos leilões do pré-sal marcadas para esta sexta (27), de acordo com a Advocacia-Geral da União (AGU).

Na noite de quinta (26), o juiz Ricardo Augusto de Sales, da 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas, concedeu liminar (decisão provisória) para suspender os leilões. A AGU recorreu na manhã desta sexta.

A liminar foi concedida no Amazonas, pelo juiz Ricardo Sales, da 3ª Vara Cível da Justiça Federal de Manaus. Ele argumentou que os valores cobrados pelas áreas são baixos e que a lei que pôs fim à exclusividade da Petrobras no pré-sal apresenta “vício constitucional”.

“Aponto que esse aparente vício constitucional macula o processo legislativo da lei de 2016 quepromoveu drásticas alterações na Lei nº 12.351, de 2010, no que concerne ao regime de partilha de produção em áreas do pré-sal e às competências dos órgãos e entidades públicos envolvidos”, afirmou. Para o juiz, o projeto teria que ser de autoria do Executivo, e não do senador José Serra (PSDB-SP).

Nos leilões, a ANP vai oferecer oito áreas do pré-sal por R$ 7,75 bilhões. É o primeiro leilão do pré-sal desde 2013, quando o governo ofereceu a área de Libra.

A ANP qualificou 17 empresas, entre elas algumas das maiores petroleiras mundiais, como Exxon, Shell e Total.

Analistas e governo projetam boa disputa 

A retomada ocorre após mudanças na legislação, que puseram fim à exclusividade da Petrobras e amenizaram os compromissos de compras de bens e serviços no Brasil.

Governo e mercado esperam disputa pelas áreas, ao contrário do que ocorreu no último leilão do tipo, em 2013, quando consórcio liderado pela Petrobras apresentou a única oferta pela área de Libra.

Se vender todas as oito áreas ofertadas, o governo arrecadará R$ 7,75 bilhões –nos leilões do pré-sal, o bônus é fixo e vence a empresa que oferecer a maior parcela do petróleo produzido à União.

A perspectiva de sucesso é vista pelo governo como um reforço da agenda positiva após a votação na Câmara dos Deputados que impediu investigações contra o presidente Michel Temer na última quarta-feira (25).

“Vencemos a última sombra que pairava sobre a economia brasileira”, disse em discurso na feira OTC (Offshore Technology Conference) o ministro de Minas e |Energia, Fernando Coelho Filho, que reassumiu o cargo nesta quinta (26) depois de reforçar a base do governo durante a votação na Câmara.

Ao falar em “sinergia quase perfeita” entre governo e empresas, ele disse esperar que os leilões desta sexta sejam “um sucesso”, mesmo posicionamento do diretor-geral da ANP, Décio Oddone, que aposta em disputas acirradas por algumas áreas.

Para analistas, a grande presença de executivos de alto escalão de petroleiras estrangeiras durante a OTC, esta semana, é um indicativo do interesse do setor pelo pré-sal.

Na plenária em que o ministro falou, havia um presidente, três vice-presidentes e dois executivos-chefes de exploração de seis das 17 empresas qualificadas para participar da disputa.

“Esses leilões são uma janela de oportunidade única, porque não há muitas oportunidades iguais no mundo e ninguém sabe o que vai acontecer depois das eleições no Brasil”, disse Ricardo Bedregal, da consultoria especializada IHS Markit.

Entre os inscritos, estão empresas que já têm fatias em áreas do pré-sal, como a britânica Shell, a francesa Total e a norueguesa Statoil, além de estreantes como a gigante norte-americana Exxon e da Petronas, de Cingapura.

Executivos do setor apostam em participação agressiva da Exxon, que demonstrou grande apetite em leilão do pós-sal realizado em setembro, quando participou de consórcios responsáveis por ofertas de R$ 3,76 bilhões, o equivalente a 98% do valor total arrecadado.

Para a segunda rodada, que será realizada primeira, a expectativa é que a maior disputa se dê sobre a área de Carcará, na Bacia de Santos. Trata-se de um pedaço de jazida já descoberta em área hoje sob concessão da norueguesa Statoil, da brasileira Barra Energia e da portuguesa Galp.

Já na terceira rodada, as atenções estão voltadas para Peroba, também em Santos. Ao lado de Norte de Sapinhoá e Alto de Cabo Frio Central, ela integra a lista de áreas em que a Petrobras decidiu exercer o direito de preferência.

Isso é, a estatal poderá ter uma participação de 30% no consórcio mesmo se perder a disputa.

Para essa rodada, o mercado aposta em repetição dos consórcios formados para o último leilão, juntando Exxon e Petrobras, Shell e a espanhola Repsol e Total com a britânica BP.

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Fontes:

Folha de São Paulo | Nicola Pamplona

Valor Econômico

Portal G1

 

 

Agência Nacional do Petróleo quer implantar calendário permanente de leilões no país

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Décio Oddoni, manifestou nesta terça-feira, 24, otimismo com a realização da 3ª e 4ª Rodadas do pré-sal, que acontece na sexta-feira (27). “Todas as áreas do pré-sal terão interessados, porque é uma área de alta produtividade. Tem poços produzindo 40 mil barris por dia, o que acontece em pouco países. É um volume de produtividade muito grande”, disse.

A avaliação da ANP é de que haverá uma disputa acirrada entre as 16 petrolíferas que estão habilitadas para as duas rodadas com oferta de oito blocos, todos na região do pré-sal.

Oddoni anunciou que o governo pretende adotar um calendário fixo de leilões para os próximos cinco anos. “Nós vamos complementar com as áreas ofertadas para 2020 e 2021, cumprindo assim cinco anos de calendário. A ideia é ter um calendário fixo, uma oferta permanente. E isso será implementado a partir do ano que vem”, disse.

A intenção do governo, disse Oddoni, “é criar um banco de oferta que estará sempre a disposição das companhias, com condições mínimas, preços mínimos, programa exploratório mínimo. Se alguém se manifestar [interessado] vai haver o leilão”.

Oddoni disse que das oito áreas que serão leiloadas na próxima sexta-feira, em regime de partilha, o Estado deverá se apropriar de 75% de toda a renda gerada com a atividade de exploração e produção proveniente do pré-sal. Na avaliação do diretor da ANP, estão incluídos os recursos provenientes do bônus de assinatura, que pode chegar a R$ 7,75 bilhões; royalties, impostos e tributos decorrentes da atividade.

Fonte: Tribuna do Norte

Pós-Lava Jato, a Petrobras fica cada vez mais enxuta e menos estatal

Empresa prioriza redução da dívida e foco nos resultados, abre mão de áreas de negócios, como fertilizantes e biocombustíveis, e deixa de lado papel de motor da indústria nacional

A Petrobras da era pós-Lava Jato é uma empresa menor e cada dia mais preocupada em gerar resultados para seus acionistas, não tão voltada aos interesses do Governo, dona de um terço de capital social. Nos últimos três anos, os investimentos caíram para menos da metade, e o número de trabalhadores vinculados à companhia foi drasticamente reduzido. Boa parte de seus ativos está à venda, e a empresa procura sócios internacionais. A Petrobras não subvenciona mais o combustível e tampouco vai privilegiar a indústria nacional se esta não for mais competitiva que a estrangeira. “Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente. É a lógica do negócio. Somos uma empresa e temos que apresentar resultados”, alerta Nelson Silva, diretor de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão da Petrobras.

A Operação Lava Jato, que começou em 2014 ao descobrir um complexo esquema de subornos na Petrobras para enriquecer diretores e políticos, passou como um rolo compressor sobre a estatal brasileira. O cálculo do prejuízo da petroleira com a corrupção na companhia chegou a 6 bilhões de reais, mas esse não foi o único golpe. Formava-se a tempestade perfeita: uma recessão que reduziu o consumo de combustíveis, instabilidade política e, sobretudo, a queda do preço do petróleo. O barril de Brent despencou de 100 dólares (311 reais) em 2014 para 50 (155 reais) em 2015, atingindo em cheio as previsões financeiras da estatal. O setor petroleiro no mundo todo, não só a Petrobras, viu-se obrigado a revisar seus planos.

A Petrobras se propôs a mudar, começando por suas normas internas, para se proteger da corrupção. As mudanças na governança – mais controle e rigidez na contratação de diretores e o fim das decisões monocráticas – começaram a ser implantadas após o escândalo que estourou durante o Governo de Dilma Rousseff. As reformas estruturais, paradoxalmente, consolidaram-se com Aldemir Bendine, hoje preso acusado de corrupção.

Dilma foi destituída, e Michel Temer, também denunciado por corrupção, prometeu uma Petrobras com uma gestão empresarial sem interferências políticas. A nova equipe, presidida por Pedro Parente, concentrou-se então na nova estratégia da companhia, baseada principalmente em fazer caixa vendendo ativos e em segurar a dívida, o calcanhar de Aquiles da maior empresa do Brasil. A nova Petrobras, segundo especialistas consultados pelo EL PAÍS, é uma companhia com uma visão mais empresarial, mais dedicada aos acionistas e menos ao seu lado estatal.

A petroleira mais endividada do mundo

Após conquistar o título de empresa de petróleo mais endividada do planeta, com cerca de 125 bilhões de dólares (387 bilhões de reais) no vermelho, a redução da dívida e da conta dos juros tornou-se uma medida urgente. Um abismo separa a companhia de seus competidores. “Enquanto a Petrobras paga cerca de 7,3 bilhões de dólares (22,6 bilhões de reais) de juros, a maioria das empresas integradas do setor desembolsa em torno de um bilhão a 1,5 bilhão (entre 3,1 e 4,65 bilhões de reais)”, afirma Nelson Silva. “Essa diferença de seis bilhões de dólares (18,6 bilhões de reais) por ano que estou pagando de juros tira a minha capacidade de investir e pagar dividendos.” Silva continua: “Se minha situação financeira fosse como a dos meus competidores, poderia investir todo ano numa unidade inteira de pré-sal. Com a plataforma, os poços, as linhas de produção capazes de produzir 150.000 barris por dia… O custo de oportunidade disso é imenso. Daí a urgência de reduzir a dívida.”

O valor devido atingiu um ponto tão crítico em 2015 que, para pagá-lo, a Petrobras teria precisado usar toda a sua geração de caixa durante mais de cinco anos. O limite considerado razoável internamente é metade disso. Não é o ideal, mas é a partir desse coeficiente que se considera que uma empresa possui condições de financiamento no mercado. “Grande parte dessa dívida foi contraída com decisões de investimento em projetos, hoje parados, que não deram retorno e causaram um grande estresse na empresa”, explica Silva.

Para fazer caixa, a empresa cortou gastos e começou a se desfazer de ativos não estratégicos e menos rentáveis – uma abordagem já iniciada em 2012. A nova Petrobras tende também a se dedicar quase exclusivamente à produção e venda de óleo e gás, deixando para trás os negócios de fertilizantes, petroquímica, produção de biocombustíveis e distribuição de gás liquefeito de petróleo, considerados “áreas não estratégicas” e que “não geravam valor para os acionistas”.

A saída da Petrobras dessas áreas incomoda os especialistas do setor. “Claro que é muito mais fácil que a Petrobras, cuja produção não se compara com a das outras petroleiras, seja apenas exportadora de petróleo”, afirma Luis Eduardo Duque, ex-assessor da direção da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). “É mais fácil exportar petróleo bruto do que abastecer o mercado interno, mas, nessa equação financeira de recuperação da Petrobras, não há uma política industrial para o Brasil. A Petrobras sempre foi um motor da industrialização do país.” Jean-Paul Prates, presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), também reivindica o papel da empresa na economia nacional. “A função da Petrobras não é só produzir petróleo e dar dinheiro aos acionistas. É fazer parte da gestão energética do país. Se não fosse assim, seria uma empresa privada qualquer.”

A venda de ativos tem também seus defensores. “Existe todo um argumento financeiro de que as empresas verticalmente integradas, que vão do poço de petróleo ao posto de gasolina, são mais rentáveis e enfrentam menos riscos. Mas, na prática, vimos ao longo de 20 anos que nem mesmo as grandes empresas internacionais conseguem adotar esse modelo”, explica Edmilson Moutinho, professor do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (USP). “No caso da Petrobras, havia também uma questão ideológica e de política de Estado, segundo a qual cabia à empresa ter a cadeia de abastecimento completa. Postos de gasolina, distribuição, refinarias… nenhum desses setores é tão estratégico que não possa estar em mãos de outras empresas”, diz o professor, que no entanto aponta uma preocupação. “Se há um segmento em que a gente precisa da Petrobras é a área de gás, que, antes de qualquer energia renovável, vai ocupar um papel importante na matriz energética mundial. Não acredito que o Brasil seja capaz de desenvolver estrategicamente esse setor através de agentes privados.”

Redução de custos

Após questionar cada uma das atividades e gastos da empresas e renegociar contratos, a companhia também reduziu o quadro de funcionários. Muitos deles foram convidados a sair. De 2014 a 2016, cerca de 15.000 trabalhadores também aderiram a um programa de demissão voluntária. Em dezembro de 2013, havia 320.152 funcionários subcontratados trabalhando interna ou externamente para a companhia, um número que em junho de 2017 já havia caído para 98.395, considerando apenas os profissionais terceirizados que trabalham regularmente nas instalações da empresa.

A redução do número de funcionários está diretamente relacionada com a paralisação dos investimentos da empresa. Em função da redução de investimentos, várias obras pararam porque não eram prioridade ou porque não geravam retorno. Grande parte desse número está relacionada a pessoas que deixam de trabalhar para a petroleira através de firmas contratadas, segundo a empresa.

Lógica empresarial

Seguindo uma lógica empresarial, não mais governamental, a Petrobras também mudou sua política de fixação do preço da gasolina e hoje reflete, quase diariamente, as variações do preço do petróleo.

Durante o Governo Dilma, que esteve ligada à Petrobras durante 13 anos, primeiro como ministra das Minas e Energia e depois como integrante do Conselho de Administração, a companhia foi usada como instrumento de política econômica. A Petrobras oferecia preços mais baratos que os do mercado internacional, subsidiando a diferença. Um relatório da Organização Mundial do Comércio (OMC) estima que essa política de preços de combustíveis gerou perdas de cerca de 60 bilhões de reais. A estatal, segundo a OMC, “cobria a diferença entre os preços do mercado mundial e o preço nacional de combustíveis”. Segundo o relatório, “essa política custou bilhões de dólares à empresa e contribuiu para transformá-la na petroleira mais endividada do mundo”.

Para Jean-Paul Prates, do CERNE, o debate do controle de preços sempre está inserido na discussão sobre qual deve ser o papel do Governo na estatal. Ou seja: se o Governo deve ser mais ou menos controlador. Prates defende um meio termo. “Não sou a favor de um controle total, mas sim de que o país possa aplicar o benefício de ser autossuficiente na produção de petróleo. O Brasil deve ter vantagens para a sua economia e indústria. Não tem por que se impor as mesmas condições e estar exposto ao mesmo risco e volatilidade do mercado que o Japão, que não produz uma gota de petróleo”, afirma. Para ele, é importante ter um mecanismo de ajuste periódico transparente e previsível, sujeito a critérios-chave como a inflação, o valor do dólar/euro e os preços internacionais do petróleo e dos combustíveis. “Assim, você deixa o mercado funcionar e não isola o Brasil, mas tampouco deixa o consumidor brasileiro tão exposto como o americano ou o japonês, que dependem totalmente do mercado global. Do contrário, de que adianta ser um país que alcançou a autossuficiência na produção de petróleo [em 2006]?”

Abertura ao capital estrangeiro

A busca do equilíbrio financeiro também levou a Petrobras a procurar sócios e investimentos estrangeiros. Mudanças aprovadas pelo Governo, como o fim da obrigatoriedade da Petrobras como operadora nos campos do pré-sal e a flexibilização das exigências para contratar um mínimo de serviços e produção de empresas brasileiras, hoje atraem companhias de fora do mercado nacional. “Essas mudanças que favorecem o investimento e a nossa necessidade de desinvestir, sob o ponto de vista financeiro e estratégico, estão criando condições para o investimento de capital. E não só estrangeiro”, afirma Silva.

“A nova estratégia da empresa mostra que ela precisa se capitalizar. E um dos caminhos é retomar o que foi feito na época de Fernando Henrique Cardoso [1995-2002], que estabelecia sociedades com outras petroleiras. Essa política está sendo estimulada porque é uma forma de colocar dinheiro na empresa”, explica o consultor do setor Adriano Pires, diretor fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura, muito crítico em relação à gestão petista da companhia. “Na época do Partido dos Trabalhadores [2003-2016], existia um discurso nacionalista de que o petróleo e o pré-sal eram nossos. Acreditava-se numa Petrobras [que podia existir] sozinha, sem precisar de mais ninguém”, lembra Pires. Mas ele observa que a concentração de poder sobre a petroleira vale para quando ela está em tempos de vacas gordas e magras. “Além de monopolista, era a única compradora de bens e serviços do Brasil graças às políticas de conteúdo local, o que acabou destruindo a cadeia produtiva. Quando a Petrobras começou a ter dificuldades, as empresas que trabalhavam para ela pararam”, diz Pires.

As empresas brasileiras não terão por que ser favoritas

Reduzir as exigências de conteúdo local, abrindo oportunidades para os chineses, canadenses e norte-americanos, é uma das questões mais polêmicas na indústria que orbita em torno da Petrobras. Dilma sempre defendeu que valia a pena a Petrobras pagar um pouco mais no início para priorizar a produção de equipamentos, plataformas e sondas nacionais. Em seguida, segundo ela, a indústria ganharia escala e seria competitiva. A estratégia seria recompensada no médio prazo porque os preços cairiam e a Petrobras contaria com uma rede de distribuidores, favorecendo a empresa e a indústria nacional. Mas o modelo fracassou.

“As políticas de conteúdo local foram questionadas e perderam sentido no mundo inteiro. Uma empresa quer o melhor distribuidor, o que entrega antes, mais barato e com maior qualidade”, explica Moutinho, do Instituto de Energia e Ambiente da USP. “Essa política gerou empregos e resgatou investimentos, mas estava replicando um vício: a criação de empresas pouco competitivas e sem nenhum compromisso com a tecnologia e a pesquisa. Boa parte desses negócios que dependem da Petrobras não tem nenhuma capacidade de vender seus equipamentos em nenhum outro lugar do mundo. É o conteúdo local que queremos? Não é sustentável”, afirma o professor.

Essa nova forma de fazer as coisas incomoda a indústria nacional, em muitos casos dependente das atividades da maior empresa do país. “A Petrobras sempre ajudou as empresas locais e se interessava em ter produtos e distribuidores nacionais. Isso agora deixou de ser importante – e enfrentará resistência de nossa parte”, lamenta César Prata, presidente do Conselho de Óleo e Gás da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq). “Oitenta por cento das empresas brasileiras são pequenas e médias, e não têm essa facilidade para se desnacionalizar e sobreviver.” Duque, ex-assessor da direção da ANP, completa: “Ninguém nega que seja bom haver uma abertura no setor e mais empresas estrangeiras nesse cenário. Isso é bom para o Brasil. Mas os cortes da empresa não podem impor custos excessivos ao país. A Petrobras não pode fazer o que quer, tem que considerar o Brasil.”

Silva, que assumiu após o impeachment de Dilma, tem outra opinião: a Petrobras tem que contratar quem entregar mais rápido, barato e com a melhor qualidade, seja qual for a nacionalidade do distribuidor. “Como comprador de equipamentos, para fazer justiça aos meus acionistas, tenho que comprar o que for melhor, mais barato e mais rápido. Quero comprar o máximo possível no Brasil sempre que [o fornecedor] for competitivo. Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente.”

Fonte: El País | Maria Martin

Petroleiras se unem a startups e investem em tecnologias energéticas

As grandes empresas petroleiras estão se unindo ao Vale do Silício e apoiando startups de tecnologia energética, um sinal de que os atores com mais recursos financeiros do setor estão apostando em uma nova estratégia.

Royal Dutch Shell, Total e Exxon Mobil, as maiores empresas de petróleo pertencentes a investidores, estão injetando capital em empreendimentos que pesquisam as vantagens das tecnologias energéticas. Os investimentos vão além da energia eólica e solar, em projetos que melhoram as redes elétricas e produzem novos combustíveis a partir de recursos renováveis.

Embora a quantia de dinheiro envolvida seja pequena — uma fração dos US$ 7,5 bilhões que o capital de risco e o capital privado injetaram no setor de energia limpa no ano passado –, os fundos apoiam trabalhos que podem evoluir e se transformar em grandes fluxos de renda nas próximas décadas em um momento em que os governos se empenham para limitar a poluição gerada pelos combustíveis fósseis e o aquecimento global.

“No setor de energia, as pequenas empresas têm muito poder disruptivo”, disse Geert van de Wouw, diretor-gerente da Shell Technology Ventures, em entrevista. “Nós sempre temos que estar alertas para garantir que permaneceremos em vantagem.”

A seguir, uma lista dos projetos que as maiores empresas petroleiras estão apoiando:

Shell Technology Ventures

Kite Power Systems, fabricante de uma pipa que voa em correntes de vento para gerar eletricidade renovável; Glasspoint Solar, uma empresa que desenvolveu uma forma de produzir vapor para uma melhor recuperação do petróleo com energia solar; Sense, uma startup que cria dispositivos que monitoram o consumo de energia de uma casa.

 

Exxon Mobil

Synthetic Genomics, que estuda como produzir biocombustíveis a partir de algas; FuelCell Energy, que está desenvolvendo células de combustível de carbonato para capturar emissões de CO2 de usinas de gás natural enquanto também produzem eletricidade.

Total Energy Ventures International

AutoGrid, uma empresa com sede na Califórnia que projeta softwares para redes inteligentes; United Wind, uma empresa que aluga turbinas eólicas para clientes no varejo e pequenas empresas; Off Grid Electric, uma instaladora de painéis solares para telhado com sede na Tanzânia que opera em áreas de pouco acesso à energia na África Subsaariana.

BP Ventures

Tricoya Technologies, fabricante de uma tecnologia que altera a estrutura química de resíduos de madeira para criar um material de construção mais durável e eficiente do ponto de vista energético; Fulcrum, uma produtora de biocombustível para jatos feito de resíduos urbanos, que captou US$ 30 milhões da BP; Solidia, uma empresa que está trabalhando na redução da pegada de carbono do concreto.

Chevron

Acumentrics, uma empresa de células de combustível que pode fabricar produtos a partir da cerâmica; Ensyn, que fabrica combustíveis e produtos químicos a partir de resíduos de florestas e da agricultura; Inventys, uma desenvolvedora de tecnologia de captura de carbono que armazena CO2 de fluxos de gás industriais.

Statoil Energy Ventures

ChargePoint, uma operadora de pontos de recarga de veículos elétricos com sede na Califórnia; Oxford Photovoltaics, uma empresa de tecnologia solar que está desenvolvendo painéis com perovskita, substância que poderia tornar os painéis fotovoltaicos tradicionais até 30 por cento mais eficientes; Convergent, uma desenvolvedora de armazenamento de energia em grande escala que trabalha em projetos com baterias chumbo-ácido, íons de lítio e do tipo flywheel nos EUA e no Canadá.

 

Fonte: Bloomberg | Ambiente Energia

Petrobras vai vender seis campos no mar do Rio Grande do Norte

A Petrobras vai vender seis dos 10 campos marítimos que detém sozinha, ou com parceiro, em produção no Rio Grande do Norte – um processo confirmado na sexta-feira (28) e que, para o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates, pode significar novos investimentos em tecnologia e revitalização de áreas já antigas e com produção em declínio.

A lista das que a estatal pretende repassar inclui o campo de Ubarana, o primeiro que descobriu  no estado e cuja produção também despencou nos últimos anos.

As informações foram  anunciadas ontem pela petroleira em Fato Relevante ao mercado, sob o título “Divulgação de Oportunidades de Desinvestimento – Teasers”. O processo de venda não está, porém, restrito às áreas do Rio Grande do Norte.

Histórico de Produção do Campo de Ubarana

No comunicado, a Petrobras  informa que “iniciou a etapa de divulgação das oportunidades de desinvestimento referentes à cessão da totalidade de seus direitos de exploração, desenvolvimento e produção em sete conjuntos de campos em águas rasas – totalizando 30 concessões – localizados nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Sergipe, Rio de Janeiro e São Paulo.

O “pacote” relativo ao RN é composto pelos campos de Agulha, Cioba, Ubarana, Oeste de Ubarana, Pescada e Arabaiana.

A Petrobras é operadora de todas as concessões, com 100% de participação, exceto nas de  Pescada e Arabaiana, com uma fatia de 65%, em cada. Os outros 35% estão com a Ouro Preto Óleo e Gás, que tem à frente Rodolfo Landim, ex-presidente da OGX Petróleo e Gás, de Eike Batista.

Apesar de já aparecerem na relação de ativos que estão  “na prateleira”, a efetiva inclusão das concessões de Pescada e Arabaiana “na oportunidade de desinvestimento”, como descreve a Petrobras, está sujeita ao não exercício de direito de preferência por parte da Ouro Preto.

Desinvestimentos
O campos aparecem listados no programa de desinvestimentos por meio do qual a Petrobras tenta repassar a outras operadoras ativos considerados “não prioritários”.

Prates, do Cerne, lembra que no ano passado a estatal chegou a parar plataformas em operação em áreas marítimas, um preparativo, diz ele, para inserí-las nesse pacote de vendas. Possíveis ganhos esperados com a transação não foram divulgados.

Mas a estratégia de venda é também vantajosa sob outro aspecto. É considerada um meio mais viável de se desfazer de áreas que já não produzem a contento, uma vez que o simples “fechamento” delas e devolução representaria custos.

“Vale mais a pena tentar vender a alguém que aceite levar adiante a produção, investir um pouco mais, tentar revitalizar, do que fechar, gastar e devolver para a ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) sem ganhar um tostão”, diz Prates, ressaltando que  “fechar” geraria custos porque seria preciso deixar tudo como estava antes de a empresa entrar.

Para o analista, a possível entrada de novos investidores poderá representar a retomada do crescimento da produção, “pelo menos por alguns anos”, “algum investimento em tecnologia, alguma revitalização local em termos de empregos e investimentos diretos na região, mas não é de se esperar grandes descobertas que mudem o rumo desses campos, que já se veem em meio a uma história de decadência”. “São campos muito antigos”, diz e acrescenta. “A nota triste disso é que a Petrobras praticamente sai do RN em termos de águas rasas, o que nunca foi muito grandioso, mas de alguma forma representa uma produção de petróleo significativa do ponto de vista do setor águas rasas no Brasil”.

Campos à venda
Os que estão no pacote de desinvestimentos, no mar do RN:

Operados só pela Petrobras
Campos: Ubarana, Cioba, Oeste de Ubarana, Agulha
Participação da Petrobras: 100%
Produção no 1º semestre de 2017: 3.729 barris de óleo equivalente/dia

*Operados com parceiro
Campos: Pescada e Arabaiana
Participação da Petrobras: 65%
Participação de outros: Ouro Preto (35%)
Produção no 1º semestre: 1.567 barris de óleo equivalente/dia

*Venda sujeita ao não exercício de direito primeira oferta por parte do parceiro nas concessões (Ouro Preto Óleo e Gás).

Outros destaques
PERFIL: Os campos do RN que estão à venda estão localizados em águas rasas a uma distância de 30 km da costa, e com profundidade de reservatório entre 1.300 e 3.900m. A maioria começou a produzir nos anos 80. Atualmente produzem com 54 poços e 25 plataformas fixas (das quais quatro são habitadas), duas com facilidades de separação gás/líquido;

TRANSAÇÃO: Todas as plataformas, dutos de exportação e um duto de importação de água para injeção estão incluídos no perímetro da Potencial Transação

UBARANA: Um dos campos à venda, o de Ubarana, foi o primeiro campo que a Petrobras descobriu no Rio Grande do Norte. A descoberta ocorreu em 14 de novembro de 1973 e a produção foi iniciada em 30 de junho de 1976. Está em curso na área um projeto de injeção de água para melhorar o perfil de produção.

OPERAÇÃO NO MAR
 são os campos marítimos que a Petrobras tem em desenvolvimento no RN.

10  é a quantidade que tem em produção. Seis, desse total, estão no programa de desinvestimentos.

 

Sindipetro critica venda 

O anúncio das vendas de 6 dos 10 campos marítimos detidos pela Petrobras no Rio Grande do Norte  não foi bem recebido pela categoria dos petroleiros. Ao passo em que o diretor-presidente do Centro de Estrategia em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates, disse que a venda pode representar novos investimentos em áreas que tinham sua produção em declínio nos últimos anos, o coordenador geral do Sindipetro, José Araújo, afirmou que a venda faz parte de um plano de retirada da Petrobras dos territórios marítimos e terrestres não apenas do RN, mas de outros estados como Ceará e Bahia e que dificilmente trará retornos positivos para o Estado.

Os campos marítimos colocados à venda fazem parte do programa de “desinvestimento” da empresa, que tenta fazer com que os ativos considerados “não prioritários” pela Petrobras sejam repassados a outros investidores.  De acordo com um comunicado oficial da Pertrobras, “foi iniciada a etapa de divulgação das oportunidades de desinvestimentos referentes à cessão da totalidade de seus direitos de exploração, desenvolvimento e produção”. Ao todo, 30 concessões localizadas nos estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Sergipe, Rio de Janeiro e São Paulo constam na lista divulgada. A produção média de petróleo e gás natural desses campos, no primeiro semestre de 2017, foi cerca de 73 mil barris de óleo equivalente por dia.

No RN, estão a venda os campos de Agulha, Cioba, Ubarana, Oeste de Ubarana, Pescada e Arabaiana. No ano passado, a Petrobras anunciou a paralisação de 7 plataformas marítimas no Estado, um preparativo para a venda dos campos. Com a concretização das vendas, a empresa ficará praticamente ausente da exploração marítima no Estado. Até o momento, não se sabe quanto a companhia pretende  lucrar com a venda dos campos. De acordo com Jean-Paul Prates, a venda é considerada um dos meios mais viáveis da empresa se desfazer de áreas que estão com baixa produção. Para ele, o simples fechamento dos campos resultaria também em um custo.

José Araújo, no entanto, afirma que o Sindipetro, que representa petroleiros não apenas da Petrobras, mas de outras empresas privadas no país, por ser um sindicato nacional, já observou que a venda não necessariamente vai representar uma melhoria para a situação atual dos campos. “É preciso lembrar que o PIB industrial do Rio Grande do Norte é praticamente metade da Petrobras. Nós vemos como essa situação se dá em outros Estados e consideramos isso um crime para a economia do Rio Grande do Norte”, disse.

A tendência é que pequenas e médias empresas de exploração de petróleo independentes passem a atuar nos campos. O processo, rodeado de incertezas, tem como algumas de suas maiores dificuldades o emprego, por parte dessas empresas, do mesmo nível de excelência exercido pela Petrobras tanto em nível de investimentos como em qualidade nos postos de trabalho em um campo que, de acordo com Jean-Paul Prates, possui “muitas regras específicas, regimes de trabalho diferentes e de meio ambiente que devem ser respeitadas”. Para a Petrobras e os novos empresários que passam a investir no setor, no entanto, a expectativa é de uma “revitalização” no setor de exploração de petróleo e gás. Os impactos da venda e o possível arremate dos campos por empresas menores será debatido por petroleiros ligados ao Sindipetro em um encontro nacional que será realizado entre os próximos dias 3 e 6 de agosto, na Bahia.

Os especialistas ressaltam, no entanto, que os campos colocados à venda são bastante antigos, e que a produção marítima do Rio Grande do Norte não é tão significativa em relação a sua produção terrestre, o que poderia ser propício para pequenas empresas que podem encontrar vantagens na exploração para um mercado específico. A Petrobras detém exclusivamente os ativos de quase todos os campos à venda, com exceção de Pescada e Arabaiana, onde a empresa detém 65% de cada. As etapas subsequentes do processo de venda ainda serão divulgadas pela companhia.

Campos terrestres
No ano passado, como parte do programa de “desinvestimento” a Petrobras já havia anunciado a intenção de vender 38 dos 68 campos terrestres do Rio Grande do Norte. À época, a venda dos campos foi contestada na justiça pelo Sindipetro e, em maio deste ano, a Petrobras anunciou a suspensão das vendas. Ao todo, os ativos que se encontravam no “pacote” do projeto de desinvestimento representavam cerca de 23% de toda a produção potiguar em terra, equivalente a 15 mil barris por dia.

Fonte: Renata Moura | Tribuna do Norte

Mobilidade, veículos elétricos e indústria do petróleo: uma conversa com Jean-Paul Prates

Presidente do CERNE, Jean-Paul Prates, concede entrevista exclusiva para a revista da Federação Nacional do Comércio de Combustíveis e de Lubrificantes (Fecombustíveis) e fala sobre mobilidade compartilhada, a expansão da tecnologia e o desenvolvimento de veículos elétricos e como essas mudanças poderão influenciar a dinâmica da indústria do petróleo no Brasil e no mundo  ao longo dos próximos anos.

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Energia limpa: América Latina se destaca na liderança global

Confira a matéria especial da Bloomberg sobre o crescimento da energia renovável na América Latina, em especial no Brasil. O conteúdo original (em inglês) está disponível aqui.

A Costa Rica, que tem cinco milhões de habitantes e nenhum exército, não é exatamente uma potência. Nos últimos tempos, no entanto, este país da América Central, que tem as dimensões da Dinamarca, tem atraído a atenção para uma virtude menos óbvia: tem a matriz elétrica mais limpa do hemisfério. Em 2016, mais de 98% da eletricidade do país veio da fonte  hídrica, eólica, solar, biomassa e geotérmica (gerada a partir de vulcões). Foi o segundo ano consecutivo em que a maior parte da energia do país veio de fontes renováveis.

Costa Rica não é exceção. Desde os ventos que varrem o deserto Atacama até o escaldante Nordeste do Brasil, a energia limpa está na agenda. Apesar do progresso lento das reformas do mercado de energia no México, a crise de crédito no Brasil e os gargalos de infraestrutura no Chile, outros países foram afetados pela falta de investimentos, que no ano passado diminuíram 30% se comparado a 2015, de acordo com a Bloomberg New Energy Finance (BNEF). Países da América Latina e do Caribe tornaram-se pioneiros da energia de baixa emissão de carbono. Mais de um quarto da energia primária na região agora vem de fontes renováveis, mais que o dobro da média global.

O aumento do uso de energias renováveis pode representar uma dupla vitória para a América Latina, trazendo um sistema elétrico mais limpo e inteligente. A energia de baixo carbono, que os governantes negligenciaram durante muito tempo em nome dos poços de petróleo e a construção de grandes hidrelétricas (que é uma fonte renovável, mas não “verde”), recebeu poucos incentivos além de possuir uma estrutura regulatória muitas vezes incompleta. Consequentemente, a energia limpa teve de competir para sobreviver a um modelo de negócio difícil, que também é uma vantagem em uma região onde o nacionalismo de recursos tornou-se vítima de nepotismo, desperdício e falta de transparência.

Basta olhar para a Petrobras, a companhia petrolífera brasileira que se tornou grande vítima da corrupção generalizada. A energia limpa não é imune à corrupção: basta lembrar dos “senhores do vento” da Itália, que intervieram em licitações públicas para grandes contratos. Mas o mercado renovável na América Latina é muito aberto: não há Solarbras ou Vientomex que dificultem a concorrência. Entre 2010 e 2016, mais de 40% do investimento aberto em iniciativas locais de energia limpa vieram de fora.  O Brasil aderiu com apenas US $ 53.000 milhões em seu mercado. Isso faz com que a energia limpa na América Latina seja um dos mercados mais amigáveis do mundo para o capital internacional, segundo informou a BNEF em março.

Mas há muito para ser amigável. O sol brilha desde a Cordilheira Andes até as margens do Atlântico, enquanto a Patagônia é um parque eólico natural. Parte desse potencial já tem sido aproveitado. Desde o início dos anos 70, regimes políticos ambiciosos transformaram seus países em potências mundiais e ergueram grandes hidrelétricas que, juntos, fornecem dois terços da eletricidade na região. O Brasil foi um dos primeiros a adotar o biocombustível. Desde a década de 1970, o etanol de combustão limpa substituiu 2.400 milhões de barris de petróleo (cerca da produção anual do Brasil) e tem mantido a atmosfera livre de 1.000 milhões de toneladas de dióxido de carbono, disse o especialista em energia José Goldemberg, presidente da Fundação de Amparo à Pesquisa de São Paulo.

Como em outras regiões, no entanto, o entusiasmo da América Latina para as energias renováveis diminuiu. Afinal, há décadas as plataformas de perfuração foram o monumento à soberania e o petróleo era o elixir de governos populistas que iam desde o mexicano Lázaro Cárdenas (1934-1940), que forçou seus compatriotas a penhorar jóias e gado para pagar a empresa de petróleo nacional, até o venezuelano Hugo Chávez, que transformou a empresa estatal de petróleo PDVSA  em uma caixa registradora do socialismo bolivariano. A descoberta do “pré-sal” brasileiro sob a plataforma continental – considerado um “bilhete de loteria premiado” pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva – prolongou o reinado do petróleo.

O Brasil nunca desistiu de energia hidrelétrica, mas a dependência do petróleo, especialmente quando os preços caíram, manchou a rede elétrica do país. Em 2012, apenas 6% da eletricidade gerada era proveniente de usinas térmicas. Mas em 2014, o Brasil teve quase um quarto de sua eletricidade produzida a partir de usinas térmicas a gás, carvão ou diesel, que emitem carbono. “A rede elétrica no Brasil é carbonizada”, disse Goldemberg. Erros na política fiscal agravaram a situação. Ao limitar artificialmente os preços da gasolina no início desta década para conter a inflação, o governo brasileiro subestimou a competitividade do etanol combustível, forçando dezenas de destilarias a fechar suas portas.

Ultimamente, no entanto, os formuladores de políticas estão à procura de alternativas. A queda do petróleo fez com que países como Equador, Venezuela e México permanecessem sem exportações de produtos. Além disso, cresce o consenso de que a menos que se ponha freio às emissões de carbono que aquecem o planeta, a América Latina vai pagar caro.

A adversidade e a resistência política também ajudaram a incentivar a inovação e o investimento em energia limpa. Sob a pressão de protestos e reivindicações, os governos têm procurado reduzir a quantidade de energia gerada por hidrelétricas, cujas enormes barragens provocaram o deslocamento de populações e o aumento das emissões de carbono, advindo da decomposição de florestas inundadas. Em toda a região, outras formas de energia com baixa emissão de carbono estão ganhando força. Entre 2006 e 2015, a capacidade renovável não-hídrica mais que triplicou na América Latina, concluiu BNEF.

O desenvolvimento tecnológico também fez com que o uso do vento, das ondas e do sol deixassem de ser um sonho exorbitante e passassem a se tornar uma opção viável e competitiva. Em um momento em que caem os preços para produzir eletricidade a partir de painéis fotovoltaicos, quatro países latino-americanos estavam entre os oito primeiros no índice de emissão de baixo carbono “Climate Scope” da Bloomberg, composto por 58 países.

Não que a energia renovável é livre de obstáculos. Para começar, há a inconstância inerente do vento e do sol, que tornam a fonte de energia instável e a maior preocupação dos investidores em relação ao risco. Outro grande obstáculo é a falta de linhas de transmissão, que não acompanharam o fornecimento de projetos eólicos e solares, deixando algumas novas plantas ociosas, informou a Bloomberg News. Não é um beco sem saída, mas são as dores do crescimento no que uma autoridade líder energia verde chamou de “alguns dos mercados de energia renovável mais dinâmicos do mundo.”

Entre os players vencedores figura o bilionário Mario Araripe, que construiu sua fortuna com a energia eólica. E, no entanto, enquanto investidores e alguns visionários se destacaram, os governantes estão abrindo caminho. Há uma década, nenhuma eletricidade vinda dos fortes ventos que sopram no nordeste do país alimentava o Rio Grande do Norte, um pequeno estado brasileiro do tamanho da República Dominicana. Graças a uma política inovadora, novas tecnologias, e os empréstimos subsidiados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento (BNDES), 85% da rede elétrica do estado é agora alimentado por cerca de 1.000 turbinas eólicas, muitos deles fabricados no Brasil, disse o ex-secretário de energia do estado, Jean-Paul Prates.

Prates, que preside o CERNE – think-tank de energia renovável – disse que atualmente a energia eólica brasileira compete em leilões públicos de energia juntamente com a eletricidade gerada por carvão, nuclear, gás natural e até mesmo energia hidrelétrica em pequena escala.

Os historiadores nos dizem que o Brasil foi descoberto graças aos navegantes portugueses que fugiram da inércia das marés da África, que dirigiram para o oeste e então apanharam as correntes marítimas das Américas e encontraram essa parte do Novo Mundo “, disse Prates. Meio milênio depois, uma redescoberta nascida no vento acaba de começar.

Fonte: Bloomberg View | Mac Margolis

Energia eólica e solar recebem duas vezes mais financiamento do que combustíveis fósseis

As energias eólica e solar estão prestes a se tornarem invencíveis, a produção de gás natural e petróleo está se aproximando do pico e os carros elétricos e baterias para as redes de eletricidade esperam o momento de assumir o controle. Este é o mundo que Donald Trump herdou como presidente dos EUA. E ainda assim o plano energético dele é eliminar restrições para ressuscitar um setor que nunca voltará: o de carvão.

As instalações de energia limpa quebraram novos recordes em todo o mundo em 2016 e as energias eólica e solar estão recebendo duas vezes mais financiamento que os combustíveis fósseis, segundo novas informações divulgadas pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF). Isso se deve em grande parte ao fato de os preços continuarem caindo. A energia solar está se tornando, pela primeira vez, a forma mais barata de gerar eletricidade nova no mundo.

Mas com os planos de desregulamentação de Trump, o que “vamos ver é a era da abundância — turbinada”, disse o fundador da BNEF, Michael Liebreich, durante apresentação em Nova York. “É uma boa notícia economicamente, mas há um pequeno senão: o clima.”

Queda nos custos

Os subsídios governamentais têm ajudado as energias eólica e solar a garantirem presença nos mercados globais de energia, mas as economias de escala são o verdadeiro motor por trás da queda dos preços. As energias eólica e solar não subsidiadas estão começando a ganhar a concorrência contra o carvão e o gás natural em um grupo cada vez maior de países.

Os EUA podem não liderar o mundo em energias renováveis enquanto porcentagem da produção de sua rede, mas vários estados estão superando as expectativas.

As energias eólica e solar decolaram — a tal ponto que as operadoras de rede da Califórnia estão enfrentando alguns dos mesmos desafios de regular as oscilações das energias renováveis de alta densidade que têm afetado a revolução energética da Alemanha. A expansão nos EUA não é a primeira, mas tem sido notável.

A demanda por eletricidade nos EUA vem caindo, em grande parte devido à eficiência energética maior em tudo, de lâmpadas e TVs à indústria pesada. Em um ambiente como esse, o combustível mais caro perde, e este perdedor, cada vez mais, tem sido o carvão.

Com a entrada das energias renováveis na matriz, até mesmo as usinas de combustíveis fósseis que ainda estão em operação estão sendo usadas com menor frequência. Quando o vento está soprando e o sol está brilhando, o custo marginal dessa eletricidade é essencialmente gratuito, e energia gratuita sempre ganha. Isso significa também lucros menores para usinas de energia baseadas na queima de combustível.

A má notícia para as produtoras de carvão fica ainda pior. Os equipamentos de mineração dos EUA se tornaram maiores, melhores e muito mais eficientes. Talvez o que mais afeta os empregos na indústria do carvão sejam os equipamentos de mineração melhores. O estado da Califórnia atualmente emprega mais gente na indústria de energia solar do que a indústria do carvão em todo o país.

Fonte: Bloomberg | Tom Randall

Recuperação da produção de petróleo em campos terrestres em debate no RN

O I Seminário Estratégico “Terras de Petróleo”, lotou o auditório da Fecomércio-RN na tarde desta sexta-feira, 19 de maio, e reuniu representantes do governo, lideranças sindicais e empresários do setor para discutir a atual situação da atividade na Bacia Potiguar. Na década de 90, a Bacia Potiguar, que engloba campos de produção de petróleo no RN e Ceará, chegou a produzir mais de 100 mil barris de petróleo por dia em sua parte terrestre. Hoje a produção oscila hoje entre 60 e 70 mil barris diários.

O durante a solenidade de abertura do evento, o presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean Paul Prates, destacou que esta é a primeira vez que estão juntos na mesma mesa de discussão empresários e trabalhadores do setor de petróleo. Prates também destacou que “é importante esclarecer que a atividade não morreu, apenas precisa de uma revitalização”, afirmou.

Secretário de Estadual do Desenvolvimento Econômico do RN, Flávio Azevêdo. (Foto: Sipetro/RN)

Secretário de Estadual do Desenvolvimento Econômico do RN, Flávio Azevêdo: “Produção de petróleo movimenta economia no Estado”. (Foto: Sipetro/RN)

O secretário de Estadual do Desenvolvimento Econômico do RN, Flávio Azevedo, destacou que, apesar da atual situação, a exploração de petróleo é uma atividade que ainda movimenta uma grande parcela da economia do Estado. “É importante para o RN, para pequenos e grandes produtores. Toda discussão que possa resultar em benefícios e que promova a geração de emprego e renda é bem-vinda”.

Destacando a importância de retomar a atividade, a senadora Fátima Bezerra marcou presença na abertura do evento. “É um tema de grande relevância econômica e social. Como presidente da Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo no Senado, me coloco à disposição para levar esta discussão ao Congresso Nacional”, afirmou a senadora.

O senador Garibaldi Alves Filho prestigiou o evento e também se colocou à disposição para ajudar nas discussões sobre os rumos do setor no Estado. “Quero ouvir dos especialistas no assunto sobre o que nós, da classe política, podemos fazer para contribuir nesta retomada da atividade na Bacia Potiguar”.

O presidente do Sindicato das Empresas de Petróleo e Gás do Rio Grande do Norte (SIPETRO/RN), Fernando Lucena Soares, disse que Mossoró, situada na região Oeste Potiguar, já foi a quarta cidade que mais produziu petróleo no Brasil e, atualmente, vem sofrendo com a desativação gradual dos campos de petróleo. “Esse é o pontapé inicial para movimentar o setor novamente e não há duvidas que é fundamental a retomada da atividade de produção e extração de petróleo em terra para a economia do Estado”.

Senador Garibaldi Alves Filho. (Foto: Sipetro/RN)

Senador Garibaldi Alves Filho. (Foto: Sipetro/RN)

A cadeia produtiva foi um dos pontos abordados pelo representante da Redepetro/RN, Gutemberg Dias. “É preciso que as entidades governamentais olhem com mais atenção para o setor de petróleo e gás no Rio Grande do Norte, pois o estado continua com grande potencial, principalmente nos segmentos que abrangem fornecedores e distribuição”, ressaltou Dias.

O coordenador-geral do Sindicato dos Petroleiros do Rio Grande do Norte, José Antônio de Araújo, fala agora no seminário que discute a recuperação da Atividade do petróleo em terra no Estado. “A indústria do petróleo responde por mais da metade do PIB do Estado.”

O representante dos trabalhadores também criticou o plano de desinvestimentos da Petrobrás e destacou a importância de iniciativas para se discutir a retomada da atividade e a revitalização dos campos de extração e produção de petróleo no RN.

De acordo com secretário-executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural (ABPIP), Anabal dos Santos Júnior, o Brasil passou a seguir uma tendência mundial quando abriu os campos maduros para negociação com empresas privadas.  “Os processos vão ter operadores compatíveis com o porte daquele negócio. Nós estamos construindo esse modelo aqui. Empresas grandes exploram campos grandes e empresas menores, campos menores”, disse ele.

Também participaram do Seminário o coordenador-geral da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis do Ministério das Minas e Energia, Clayton de Souza Pontes; o coordenador de Áreas Terrestres da Agência Nacional de Petróleo, José Fernandes de Freitas; representantes da UFRN, IFRN e Sebrae, além de outras entidades e empresários interessados na atividade.

Foto: Sipetro/RN

Foto: Sipetro/RN

REATE

O REATE é uma iniciativa da Secretaria de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, que está mobilizando entes públicos, lideranças empresariais e de trabalhadores da indústria para discutir e implementar medidas que ajudem o processo de revitalização da atividade petrolífera em terra.

Bacia Potiguar

A Bacia Potiguar, que também inclui uma parte marítima, é uma bacia sedimentar brasileira localizada ao longo da costa do estado do Rio Grande do Norte e extremo-oeste do estado do Ceará. Possui uma área de 119.030 mil quilômetros quadrados, sendo 33.200 km2 emersa e 86.100 km² submersa.

O início da exploração petrolífera dessa bacia se deu em 1952 em terra (com a primeira descoberta no campo de Mossoró em 1979) e 1972 no mar (com a primeira descoberta no campo de Ubarana em 1973). Atualmente ainda existem mais de 3.800 mil poços produtores de petróleo e gás no Rio Grande do Norte e no Ceará.

Fonte: Sipetro/RN

Programa quer revitalizar áreas de exploração de petróleo no RN

A matéria do jornal Tribuna do Norte de sábado, 20 de maio, relata que a implementação do Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (Reate) no Rio Grande do Norte será acompanhada por uma Comissão Interestadual formada por representantes de empresas independentes exploradoras de petróleo, além de lideranças sindicais patronais e representativas dos trabalhadores do setor. A medida foi anunciada ontem durante o I Seminário Estratégico “Terras de Petróleo”, que debateu a decadência da produção no estado e as novas oportunidades de negócios com os leilões de campos maduros feitos pela Petrobras.

“É possível reverter o quadro. Pode não ser com a grandiosidade de investimentos que tivemos no passado, mas é preciso explorar outros meios de produção, que podem gerar o encontro de óleo novo”, disse Jean-Paul Prates, presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne) e um dos organizadores do evento. De acordo com o Ministério de Minas e Energia, o “objetivo do Reate é criar sinergias entre os produtores, fornecedores e financiadores dessa atividade para aumentar a exploração e produção, visando uma indústria de E&P terrestre forte e competitiva, com produção crescente e com pluralidade de operadores e fornecedores de bens e serviços”.

O presidente do Cerne destacou que a bacia petrolífera do Rio Grande do Norte é explorada há pelo menos 40 anos e os campos estão com produção menor, o que está causando o desinvestimento por parte da Petrobras. Ele destacou, porém, que a abertura de leilões pela estatal não significa que ela sairá do Rio Grande do Norte e encerrará suas atividades na região Oeste, principalmente. “A Petrobras está mais dedicada aos campos com maior produção, como as Bacias de Santos e Campos, além do pré-sal”, declarou.

Questionado se o Rio Grande do Norte se tornou desinteressante para a Petrobras, Jean-Paul Prates avaliou que não. “A questão não é essa. Não se tornou totalmente desinteressante. A Petrobras está priorizando outros focos de produção. Ela deve servir como uma empresa âncora para empresas regionais, mas sem se ausentar do estado”, destacou. O secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Flávio Azevedo, enfatizou a importância da produção petrolífera no estado, durante o evento. “A atividade ainda é de grande importância para o estado, para pequenos e grandes produtores. Qualquer discussão que possa beneficiar e promover a geração de emprego, renda e desenvolvimento social é muito bem-vinda”.

Fonte: Tribuna do Norte | Ricardo Araújo

E agora, Brasil? Como será o amanhã no setor de petróleo?

Numa iniciativa elaborada para atrair investimentos, o governo programou um calendário de dez leilões de petróleo até 2019. Depois de ficar seis anos sem realizar certames, a decisão é apontada como uma estratégia acertada para que o país volte a fazer parte do mapa dos investidores estrangeiros. Mas enquanto o Brasil cria as bases para a expansão do setor de óleo e gás, o mundo já procura novas fontes de energia consideradas mais limpas. No encontro promovido pelo jornal O GLOBO “E agora, Brasil?”, especialistas discutiram como o país deve atravessar essa fase de transição.

Para David Zylbersztajn, ex-diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e diretor-sócio da DZ Negócios com Energia, o calendário de dez rodadas de petróleo pode ser considerado “ousado”.

— Vejo com muita satisfação a volta dos leilões, ficamos seis anos sem fazer. A sinalização é ótima. Se fizermos sete ou oito, isso pode ser considerado um sucesso. (O resultado) vai depender do que vai acontecer no mundo, das mudanças no México, na África. As empresas vão, neste momento, para países como México, Líbia, Iraque, além de Moçambique, Nigéria e Senegal. Os estudos indicam que a era do petróleo foi o século XX.

DEMANDA NÃO DEVE AUMENTAR

Para Zylbersztajn, quando se olha para o futuro, outras fontes tendem a ganhar espaço, como o gás natural e a energia solar.

— O gás natural é a energia de transição. O mundo hoje passa do petróleo para o gás natural — disse, destacando que um passo posterior seria o maior investimento em energia solar.

Alguns fatores que pesam contra a aposta na expansão do setor de petróleo são a falta de perspectiva de aumento de preço, diante da retomada da produção em alguns países e da abertura de mercado no México. Nos cálculos de Zylbersztajn, a demanda global por petróleo deve passar de 92 milhões a 93 milhões de barris diários para 94 milhões nos próximos anos. Com a perspectiva de produção em abundância, alguns mercados saíram na frente. O especialista destaca que, somente no ano passado, 13 mil famílias estrangeiras deixaram Macaé com o fim da euforia do petróleo.

Segundo Zylbersztajn, não se discute no Brasil qual projeto de país que se imagina no setor de energia e os impactos que as diferentes fontes poderão acarretar no futuro:

— Quando se descobriu o pré-sal, pensava-se que ele seria o passaporte para o futuro. Essa é uma das grandes besteiras que ouvi nos últimos anos, porque no século XXI estamos apostando em uma energia do século XX. O pré-sal hoje está salvando a produção brasileira de petróleo. Estamos apostando em uma energia do passado. Existe uma busca frenética, países como Japão, Alemanha, Estados Unidos e China procuram o sucessor do petróleo — disse Zylbersztajn.

O executivo destacou que o país não terá mais condições de desenvolver projetos de grande porte de usinas hidrelétricas. Diante disso, chegou a hora de pensar em eficiência energética.

— Temos que pensar como vamos usar melhor a energia que temos. Temos de pensar como o Brasil vai se inserir dentro de um contexto de eficiência. E, se a gente não se preocupar com isso, o Brasil ficará muito para trás e não haverá motivo para se regozijar e dizer que estamos produzindo mais petróleo e vamos produzir mais eletricidade. Ela está sujando cada vez mais nossa matriz energética. As termelétricas em 2000 eram 5%. Hoje, são quase 20%. Isso é um retrocesso — destacou Zylbersztajn.

‘VAMOS APROVEITAR NOSSO POTENCIAL’

O ministro Fernando Coelho Filho avalia que, apesar das perspectivas de mudança no setor, o país ainda tem muito a explorar. Ele lembra que o Brasil já furou 30 mil poços. A Argentina, 60 mil. Enquanto os Estados Unidos perfuram 60 mil poços por ano.

— De fato vai haver um shift (mudança) na tecnologia do futuro, mas tem muito a explorar. Enquanto o gás natural não vem, vamos aproveitar nosso potencial — disse.

Coelho Filho ressaltou ainda que as novas regras do setor vão atrair empresas que ainda não atuam no Brasil e lembra que as estrangeiras terão de cumprir as mesmas regras que as companhias nacionais. Indagado sobre quais empresas serão responsáveis pelas obras para os projetos no país, considerando que grandes construtoras entraram em crise após a Operação Lava-Jato, o ministro afirmou que empresas médias ou pequenas têm neste momento uma oportunidade de crescer e ocupar esse espaço no mercado.

— Para suprir esse espaço tem empresas sendo adquiridas por companhias estrangeiras. Outras estão entrando no país — disse.

O ministro ressaltou ainda que pretende iniciar discussões neste ano sobre a exploração de óleo e gás não convencional.

— Tem muito gás não convencional no Brasil e fica essa insegurança jurídica, na qual alguns estados já proibiram, mas a gente não tem uma legislação. Mas tem muito potencial. A gente não pode deixar de aproveitar esse potencial — concluiu o ministro.

 

Fonte: O Globo

Leilão de campos de petróleo e gás arrecada quase R$ 8 milhões; RN leva R$ 181,1 mil

A quarta rodada de licitações de áreas com acumulações maduras de petróleo e gás natural arrecadou hoje (11) R$ 7,9 milhões em bônus de assinatura, com um ágio médio de 1.991,52%, o maior já registrado em leilões deste tipo no país. A previsão de arrecadação inicial com a outorga dos nove campos era estimada em R$ 451 mil, valor mínimo do bônus de assinatura.

Foram ofertadas áreas no Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Bahia. A Ubuntu Engenharia e Serviços arrecadou a Noroeste do Morro do Rosado, no Rio Grande do Norte, por R$ 111,11 mil. Ainda no RN, a Imetame ficou com a área de Iraúma, por R$ 70 mil.

O leilão foi realizado na sede da Agência Nacional de Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no Rio de Janeiro, quando foram arrematadas oito das nove áreas inativas ofertadas e que haviam sido devolvidas pela Petrobras.

Segundo avaliação da ANP, além do bônus de assinatura, estão previstos investimentos de R$ 9,1 bilhões na recuperação e na retomada de produção das áreas arrematadas, que totalizam 92,89 km². Oito empresas fizeram ofertas, sendo seis vencedoras.

O maior bônus de assinatura foi de R$ 5,71 milhões, oferecido pela empresa Newo para a área Itaparica, na Bacia do Recôncavo baiano, cujo ágio pago sobre o preço mínimo estipulado foi de pouco mais de 8.000%.

Rodadinha

Para está rodada de licitações de áreas com acumulações marginais – a chamada rodadinha – não houve exigência de conteúdo local porque, segundo a ANP, nestas áreas “ele já é naturalmente alto, ficando em torno de 90%”.

Áreas inativas com acumulações maduras abrangem a área de concessão com descobertas conhecidas de petróleo e/ou gás natural onde não houve produção ou a produção foi interrompida por falta de interesse econômico.

Segundo ainda a ANP, as áreas foram selecionadas em bacias maduras, com o objetivo de ampliar o conhecimento das bacias sedimentares e oferecer oportunidades a pequenas e médias empresas, possibilitando a continuidade dessas atividades nas regiões onde exercem importante papel socioeconômico.

Fonte: Agência Brasil

Revolução da energia barata chegou e o carvão está de fora

As energias eólica e solar estão prestes a se tornarem invencíveis, a produção de gás natural e petróleo está se aproximando do pico e os carros elétricos e baterias para as redes de eletricidade esperam o momento de assumir o controle. Este é o mundo que Donald Trump herdou como presidente dos EUA. E ainda assim o plano energético dele é eliminar restrições para ressuscitar um setor que nunca voltará: o de carvão.

As instalações de energia limpa quebraram novos recordes em todo o mundo em 2016 e as energias eólica e solar estão recebendo duas vezes mais financiamento que os combustíveis fósseis, segundo novas informações divulgadas na terça-feira (25) pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF). Isso se deve em grande parte ao fato de os preços continuarem caindo. A energia solar está se tornando, pela primeira vez, a forma mais barata de gerar eletricidade nova no mundo.

Mas com os planos de desregulamentação de Trump, o que “vamos ver é a era da abundância — turbinada”, disse o fundador da BNEF, Michael Liebreich, durante apresentação em Nova York. “É uma boa notícia economicamente, mas há um pequeno senão: o clima.”

Queda nos custos

Os subsídios governamentais têm ajudado as energias eólica e solar a garantirem presença nos mercados globais de energia, mas as economias de escala são o verdadeiro motor por trás da queda dos preços. As energias eólica e solar não subsidiadas estão começando a ganhar a concorrência contra o carvão e o gás natural em um grupo cada vez maior de países.

Os EUA podem não liderar o mundo em energias renováveis enquanto porcentagem da produção de sua rede, mas vários estados estão superando as expectativas.

As energias eólica e solar decolaram — a tal ponto que as operadoras de rede da Califórnia estão enfrentando alguns dos mesmos desafios de regular as oscilações das energias renováveis de alta densidade que têm afetado a revolução energética da Alemanha. A expansão nos EUA não é a primeira, mas tem sido notável.

A demanda por eletricidade nos EUA vem caindo, em grande parte devido à eficiência energética maior em tudo, de lâmpadas e TVs à indústria pesada. Em um ambiente como esse, o combustível mais caro perde, e este perdedor, cada vez mais, tem sido o carvão.

Com a entrada das energias renováveis na matriz, até mesmo as usinas de combustíveis fósseis que ainda estão em operação estão sendo usadas com menor frequência. Quando o vento está soprando e o sol está brilhando, o custo marginal dessa eletricidade é essencialmente gratuito, e energia gratuita sempre ganha. Isso significa também lucros menores para usinas de energia baseadas na queima de combustível.

A má notícia para as produtoras de carvão fica ainda pior. Os equipamentos de mineração dos EUA se tornaram maiores, melhores e muito mais eficientes. Talvez o que mais afeta os empregos na indústria do carvão sejam os equipamentos de mineração melhores. O estado da Califórnia atualmente emprega mais gente na indústria de energia solar do que a indústria do carvão em todo o país.

Fonte: Bloomberg | Tom Randall

Para ministro de Minas e Energia, leilões de petróleo terão maior competição

Em entrevista ao GLOBO, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disse que o setor de óleo e gás terá maior competitividade com o fim da Petrobras como operadora única em campos do pré-sal e as novas regras de conteúdo local. Destacou ainda que os leilões deste ano podem gerar uma arrecadação de até R$ 8,5 bilhões para o governo. Ele revelou que o conteúdo local não fará mais parte da nota final das empresas na hora do leilão da 14ª Rodada de Petróleo e da 3ª Rodada do Pré-sal, em setembro e novembro deste ano, respectivamente. Leia os principais trechos da entrevista

O governo pretende fazer 10 leilões até 2019. Como está essa preparação?

Esse ano vamos ter o primeiro leilão de pré-sal com áreas unitizadas (que ultrapassam o limite da concessão). E para o setor não ter que esperar mais um ano por um novo leilão do pré-sal decidimos fazer um segundo certame neste ano, com área nova. Teremos ainda uma rodada em terra e outra de pós sal. E para 2018 e 2019, teremos três leilões, um de campos marginais em terra, outro de pós sal e um de pré-sal.

Tem muita área no pré-sal. Há áreas próximas a essas (Lula e Libra). São essas áreas que despertam a cobiça. Mas isso só será definido no dia 11 de abril pelo CNPE (o Conselho Nacional de Política Energética). Os editais vão ser trabalhados ainda.

O conteúdo local será fator de desempate no leilão?

O conteúdo local não será fator de desempate nos leilões. Isso vai valer para o leilão de setembro (na 14ª Rodada, de pós sal e campos em terra) e novembro (a 3ª Rodada do Pré-sal). Para a 2ª Rodada de Pré-sal, a regra vai seguir a do campo adjacente.

Qual é a importância das novas regras do conteúdo local?

A mudança de conteúdo local também vem no sentido de aumentar a competitividade e atrair o interesse das empresas. O governo reduziu o conteúdo local, pois não adianta ser alto e não gerar contratos e sim multas. Ao final essa política gerava apenas multas bilionárias na ANP em waivers (pedido de perdão por descumprimento). Por isso, reduzimos esses percentuais, pois queremos que sejam feitos contratos e não pedidos de waiver.

Qual é a expectativa de arrecadação para esse ano com os leilões?

Deve gerar neste ano entre R$ 8 bilhões e R$ 8,5 bilhões.

É importante ter esse calendário de leilões?

Criar um calendário de leilões já era uma demanda da indústria, pois cria mais previsibilidade e permite que as companhais se organizem. As petroleiras precisam disso, pois têm de aprovar investimentos em Conselho de Administração, por exemplo, o que acaba levando tempo. Havia também algumas outras demandas do setor como o fim da obrigatoriedade de a Petrobras ser a operadora única no pré-sal. E agora essa mudança permite que mais empresas invistam. Se a Petrobras não fosse no leilão, não havia movimentação no setor de óleo e gás. E agora, ao permitir que outras companhias operem os campos de pré-sal, há mais possibilidade de investimento. As companhias podem também estar em lotes sem a Petrobras.

Essas mudanças vão permitir maior atração de investimento?

Com essas mudanças que estão sendo feitas, seja com o fim da Petrobras como operadora única e as alterações nas regras de conteúdo local, o Brasil passa a ser muito competitivo e ultrapassa até o México, que fez leilões bem sucedidos. O ambiente no país ficou mais competitivo com essas mudanças. Torcemos para a Petrobras, mas há toda uma indústria e isso é fundamental. É preciso estimular o setor, pois, caso contrário, todos só estarão bem se a Petrobras estiver bem. Uma maior atividade gera mais arrecadação de royalties para os estados e gera mais investimentos.

Que outras iniciativas o senhor destaca para aumentar a competitividade?

Vamos aumentar a competitividade do setor com o aumento de recursos. Hoje as empresas têm de destinar uma parte do investimento para um fundo de pesquisa que gira em torno de R$ 1 bilhão por ano. Agora, as empresas vão poder usar os recursos não só para pesquisa mas para buscar competitividade na indústria. É preciso investimento em capacitação. Também estou otimista com a renovação do repetro. O assunto está ainda em análise no Ministério da Fazenda. Esse é um pleito antigo das empresas e vamos finalizar.

Fonte: O Globo

 

Empresas de petróleo investem em energia eólica offshore

As grandes empresas de petróleo estão começando a desafiar as maiores concessionárias de energia elétrica na corrida para construir turbinas eólicas no mar.

A Royal Dutch Shell, a Statoil e a Eni estão investindo em parques eólicos offshore de bilhões de dólares no Mar do Norte e outras partes. Elas estão começando a obter vitórias contra as principais fornecedoras de energia, entre elas a Dong Energy e a Vattenfall, que se especializaram na ancoragem de turbinas enormes no fundo do mar, em leilões competitivos para contratos de aquisição de eletricidade.

As empresas de petróleo têm muitos motivos para mudar para o setor. Elas passaram décadas construindo projetos de petróleo offshore, negócio que está caindo em certas áreas onde os poços mais antigos se esgotaram. Os retornos de parques eólicos são previsíveis e sustentados por preços de eletricidade regulados pelo governo. Além disso, os executivos de combustíveis fósseis querem uma fatia do negócio da energia limpa porque existem projeções de que as energias renováveis irão abocanhar seus mercados.

“Essa é, certamente, uma área de interesse para nós porque há sinergias óbvias com o setor tradicional de petróleo e gás”, disse Luca Cosentino, vice-presidente de soluções de energia da empresa italiana de petróleo Eni, que está trabalhando com a General Electric em energias renováveis. “Como conhecemos o setor de petróleo e gás, nós não podemos ficar parados onde estamos e esperar que outro dê esse salto.”

Ventos favoráveis

A Shell está explorando novas oportunidades com a energia eólica offshore em toda a Europa após obter contratos do governo holandês para construir os parques eólicos Borssele III e IV em dezembro. O lance da Shell foi o segundo custo mais baixo da tecnologia em todo o mundo, de acordo com Sinead Lynch, presidente da empresa para negócios no Reino Unido, que disse que a grande vantagem da empresa na energia renovável pode ser sua experiência em marketing.

As grandes empresas de petróleo também estão transformando o setor eólico offshore baixando custos, escreveu por e-mail Stephen Bull, vice-presidente sênior da Statoil.

Dudgeon, o parque eólico da grande empresa de petróleo norueguesa na costa leste da Inglaterra, será 40 por cento mais barato do que uma planta vizinha construída há seis anos, disse Bull. A Statoil também está criando alicerces flutuantes para turbinas eólicas offshore que eliminam a cara etapa de ancorar os mastros dos moinhos de vento no fundo do mar. Além do Reino Unido, a empresa está desenvolvendo projetos na Alemanha e na Noruega e em dezembro ganhou um leilão para construir um parque eólico offshore em Nova York.

“Eu acho que eles não estão fazendo isso apenas para fins de relações com investidores”, disse Gunnar Groebler, chefe de energia eólica da sueca Vattenfall, uma das cinco maiores desenvolvedoras de energia eólica offshore, que recebeu bem a maior concorrência. “Como esses projetos são investimentos de bilhões de euros, eu suponho que eles fizeram avaliações minuciosa”

 

Fonte: Bloomberg

Produção de petróleo em terra é incerta no RN, diz especialista

O Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE) lançado ontem em Salvador (BA), pode ser um passo para se discutir a retomada dos investimentos no setor no Rio Grande do Norte, mas o programa não dá essa certeza, considera o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates.

Na solenidade de abertura, o ministro das Minas e Energias,  Fernando Coelho Filho, disse que o Programa Reate que incentivar produtores, fornecedores e financiadores dessa atividade para aumentar a exploração e produção com objetivo de tornar a indústria de exploração e produção forte e competitiva.

Segundo o ministro Fernando Coelho Filho, as centenas de empresas que atuam na produção onshore devem ser valorizadas. Essas empresas geram milhares de empregos no interior do país, reiterou. “Um poço que produz 2, 3, 5 mil barris ao dia, no interior do Nordeste, é tão importante quanto um poço do pré-sal que gera 50 mil barris ao dia”, disse.

Jean-Paul Prates explica que a atividade em terra se ressente de atenção governamental, principalmente quanto a um norte definido. Isso desde 1998, quando se iniciou o novo regime regulatório de concessões no Brasil, frisa.

A retomada dos investimentos, avalia Prates, não é um tema simples. De acordo com ele, ela envolve muito mais do que técnicas de revitalização e viabilidade econômica. “Para mim, a solução não é imediata e requer um processo de pelo menos 10 anos para ser implementado com sucesso. Perdemos quase 20 anos na inércia total. Estamos muito atrasados quanto a esta questão”, assinala o especialista em energias, que ressalva: “Evidentemente nunca é tarde para se começar a tratar do assunto, de forma consistente.”

A questão preliminar do Reate, segundo Jean-Paul, é saber se o programa conseguirá ser implementado, apesar de essa ser outra questão. Segundo ele, o declínio das atividades do petróleo decorre da exaustão das reservas já exploradas. “Os volumes vão declinando e as novas campanhas exploratórias não encontram novas reservas”.

O problema da produção terrestre no RN, como em todos os campos terrestres, é que a bacia vai amadurecendo e sobrevivendo apenas da produção que resta. Nesta fase, comenta, a única saída são os investimentos na chamada revitalização, que podem envolver processos físicos como bombeio, injeção de água, vapor ou gás, ou ainda processos químicos mais complexos. “Tudo para retirar do subsolo o restante de petróleo que ficou lá após a aplicação dos métodos convencionais”, sentencia.

De acordo com o especialista, normalmente, os investimentos em revitalização são realizados por empresas de configuração mais local, regional do que global. Porém, o erro das tentativas anteriores em repassar estes ativos para empresas privadas, avalia Prates, foi justamente forçar fazer pressão para vendê-los diretamente a empresas cuja  estrutura e os interesses tampouco eram locais. No caso, as empresas estrangeiras ou nacionais mas de porte e interesse diversos.

O Reate, por outro lado, não teve qualquer cuidado em lembrar que, por trás das operações atuais, mesmo decadentes, há um corpo de técnicos e funcionários que sofrerá consequências de uma transição sem oportunidade para que continuem trabalhando, argumenta Prates. Por isso, se explica a reação contrária de  sindicatos de trabalhadores e associações de empregados.

Jean-Paul Prates lembra que programas de revitalização da produção e exploração como o Reate não são novidades. “Já houve outras iniciativas deste tipo em 2002, 2007 e até em 2015”, ressalta.

Segundo Prates, o secretário de Petróleo, Márcio Félix, lhe disse que o evento na  Bahia visa coletar sugestões e avaliar o que foi feito até agora, e por que não deu certo. “Creio que a iniciativa de tornar a discutir o assunto, com objetivo de criar um plano para estimular a atividade de petróleo em terra é não apenas válida como essencial para situações como a do RN”, assinala Prates que quando foi secretário de Desenvolvimento do RN no governo Wilma de Faria, Fortes também era secretário da mesma área no Espírito Santo. “Estabelecemos algumas parcerias inclusive quanto à análise desta questão dos campos terrestres”, complementa.

Jean-Paul Prates adverte que será um erro ignorar o papel proeminente que a Petrobras e seus técnicos podem ter quanto a isso, caso seja caracterizada,  mais uma vez, uma situação de antagonismo de pequenos produtores contra a estatal. Caso isso aconteça, o programa estava fadado a não progredir como os anteriores, afirma.

“É preciso conciliar os interesses antes de partir para simples vendas de ativos. Uma das possibilidades, que tenho sugerido há mais de dez anos, é utilizar o modelo de parceria evolutiva: ou seja, traçar planos técnicos e financeiros para o investimento em revitalização, escolher grupos técnicos competentes e iniciar cedendo parcelas minoritárias nos ativos, submetendo as cessões de mais percentual no negócio ao desempenho técnico e ao atingimento de metas”, analisa. Dessa forma, adianta, isso tornaria a transição mais suave, tanto para quem assume os campos marginais quanto para quem sai deles.

Outra questão levantada por Jean-Paul Prates e que dificulta o interesse de investidores é a questão dos custos de abandono. “São os custos que o operador tem que incorrer para finalizar as operações”, destaca. Segundo ele, o operador atual (Petrobras ou outro) deveria ter provisionado uma conta de abandono para isso, ao longo das operações de 20 ou 30 anos de produção. “Mas isso não parece ter ocorrido, o que impõe a quem compra ou sucede a operação o custo total de abandono no futuro. Também o passivo ambiental deve ser dimensionado de forma a que a responsabilidade caiba a cada um dos períodos de operação separadamente. Como se vê, há muito o que discutir e decidir, antes de simplesmente vender os campos”, encerra.

Produção terrestre no Brasil

O ministro das Minas e Energias, Fernando Coelho Filho, disse ontem na Bahia, no lançamento do Programa de Revitalização da Atividade de Exploração  e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE) que a produção atual Onshore (em terra) no Brasil é de 143 mil barris diários de óleo e 26 milhões m3/dia, em 8 estados.

A proposta do REATE é que essa produção atual possa triplicar até 2030, chegando aos atuais patamares Onshore de Argentina e Equador, algo em torno de 500 mil barris diários. De acordo com ele, a iniciativa pode ainda ajudar a levar a exploração e produção no dobro de Estados, gerar mais de 10 mil novos empregos diretos e indiretos e movimentar a economia de centenas de municípios. Também é uma meta do programa aprimorar o ambiente de produção competitiva de gás natural, de modo a dar suporte a um desenvolvimento industrial regional, notadamente nas regiões Nordeste, Centro-Oeste e Norte do Brasil.

“Estamos juntando uma série de oportunidades, em todos os tipos de áreas de exploração e agora temos a ideia de lançar esse programa, ouvindo a indústria para poder aumentar sua participação, casando com a oportunidade de desmobilização de ativos da Petrobras. Estamos vendo de que forma podemos dinamizar essa produção”, afirmou Coelho Filho.

Fonte: Silvio Andrade | Novo Jornal

Fórum Estadual de Energia discute futuro do setor no Rio Grande do Norte

Consolidado no calendário estadual, evento vai debater desafios e perspectivas do setor energético e traz como convidado especial um especialista da Comissão Energética da Califórnia.

No próximo dia 26 de outubro Natal sedia a quarta edição do Fórum Estadual de Energia do Rio Grande do Norte (FEERN 2016​). O evento se consolida como um dos mais importantes do setor energético no estado e vai​ reunir autoridades, empresários, pesquisadores e demais interessados para debater o panorama do mercado energético no RN.

Esta edição recebe um convidado especial, que vai trazer a visão do mercado internacional sobre o futuro da energia no nordeste brasileiro. Andrew McAllister é Membro da Comissão Energética da California – CEC. Possui mais de 20 anos de experiência técnica, programática e política nas áreas de gestão, eficiência e geração de energia renovável.

O FEERN tem como principal proposta ser um espaço de discussão sobre o mercado energético e suas atividades em curso. Os desafios, investimentos e resultados obtidos em cada área, serão debatidos e analisados com o objetivo de apresentar ao público um balanço completo e exclusivo do setor energético em 2016.

O fórum é uma realização do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE) em parceria com o Sindicato das Empresas do Setor Energético do RN (SEERN)​. Esta quarta edição conta também com o apoio do Instituto Federal do Rio Grande do Norte (IFRN) e da Universidade Federal do Rio Grande do Norte.

O FEERN 2016 será realizado no auditório do Campus Central do ​Instituto Federal do Rio Grande do Norte (IFRN), em Natal, no dia 26/10/2016, das 13h às 17h. Para mais informações, acesse: www.feern.com.br.

Fonte: CERNE Press