CE: royalties rendem R$ 21 mi

Do montante pago ao Ceará nos seis primeiros meses do ano, R$ 14,71 mi foram destinados para os municípios

Depois da redução nos volumes registrados nos últimos dois anos, a arrecadação de royalties de petróleo no Ceará voltou a subir neste 1º semestre, e rendeu, ao Estado e aos municípios cearenses, um total de R$ 21,1 milhões. O valor, segundo aponta o relatório da Agência Nacional de Petróleo (ANP), representa um acréscimo de 14,5% em relação ao arrecadado no mesmo período do ano passado.

Os royalties são compensações financeiras pagas pelas empresas que produzem petróleo e gás natural em território brasileiro. No caso cearense, os recursos são recebidos da Petrobras, única operadora a explorar no Estado. Do montante repassado ao Ceará nos seis primeiros meses do ano, R$ 6,45 milhões foram entregues ao Estado e os R$ 14,71 milhões restantes foram para os municípios.

Maracanaú lidera

Maracanaú foi o que registrou o maior volume de recebimento, entre as 81 cidades cearenses incluídas na lista de beneficiários, com recursos de R$ 5,39 milhões. Na sequência, vêm Fortaleza, com R$ 3,62 milhões, Aracati, com R$ 880 mil, Paracuru, com R$ 732 mil e Trairi, com R$ 725 mil. O montante de R$ 21,1 milhões é superior ao arrecadado no intervalo de janeiro da junho de 2010, que foi de R$ 18,4 milhões, e ao de 2009, quando chegou a R$ 18,8 milhões. Contudo, ficam ainda bem abaixo daquele alcançado no primeiro semestre de 2008, de R$ 28,6 milhões.

Perda de benefício

A explicação para a queda foi a perda de benefícios por parte dos municípios de Aracati, Horizonte e São Gonçalo do Amarante, que tiveram decisões judiciais que os desfavoreceram. Até 2008, estes três municípios, liderados por Aracati, eram os que mais recebiam royalties de petróleo no Ceará.

Em Aracati, a ANP nega que um ponto de entrega de derivados de petróleo na localidade, denominado ´city gate´, possa garantir os royalties. Entretanto, o município, diferente dos outros dois, conseguiu garantir o recebimento dos royalties questionados, contudo, os depósitos chegam sob juízo.

Desta forma, além dos R$ 880 mil informados, o município recebeu, de janeiro a junho, R$ 5,08 milhões, tornando-o, na prática, o maior beneficiado do Ceará. Aracati é um dos cinco municípios brasileiros que recebem compensações por depósitos judiciais.

Além dele, existem dois no Rio de Janeiro, um em Sergipe e outro em Alagoas. Levando em consideração os recursos recebidos sob juízo, o Ceará alcança um total de R$ 26,2 milhões, aproximando um pouco mais dos valores de 2008.

Neste mês de junho, os recursos que chegaram ao Ceará, entretanto, foram menores, em relação ao mesmo mês do ano passado e também em comparação com maio passado. Foram de R$ 3,37 milhões, sendo R$ 1,18 milhão ao Estado e R$ 2,18 milhões aos municípios. O valor é 19,4% inferior a junho de 2010 e 9% abaixo de maio de 2011. O depósito judicial entregue a Aracati, contudo, foi maior em junho deste ano, somando R$ 931,7 milhões. Com isso, o Ceará totalizou R$ 4,3 milhões em royalties no mês. Em junho passado, os depósitos sob juízo ao município foram de R$ 736,0 milhões.

Entre os nove estados brasileiros produtores de petróleo, o Ceará, todavia, é o que recebe o menor valor em royalties. A liderança é do Rio de Janeiro, que totaliza, neste semestre, R$ 2,4 bilhões, somando as compensações ao Estado e aos municípios fluminenses.

Fonte: Diário do Nordeste (CE)/SÉRGIO DE SOUSA

Petrobras informa que fez a principal descoberta no pré-sal da Bacia de Campos

Um consórcio formado pela Petrobras e pelas empresas Repsol Sinopec e Statoil anunciou dia (28) a descoberta de um novo reservatório em águas ultraprofundas na Bacia de Campos. Segundo nota divulgada pela estatal brasileira, essa é considerada a principal descoberta na camada pré-sal de Campos.


O poço exploratório conhecido como Gávea está localizado a 190 quilômetros da costa do Rio de Janeiro e tem uma profundidade total de 6.851 metros. O óleo, que foi encontrado em dois níveis diferentes, é considerado de boa qualidade pela estatal.

A existência de indícios de petróleo na área foi informada às autoridades brasileiras entre março e abril deste ano. A Repsol Sinopec é a operadora do consórcio, com 35% de participação. A Statoil tem 35% e a Petrobras, 30% do consórcio.

Fonte: http://www.portalnaval.com.br/

Shell planeja extrair gás em águas profundas

A adoção de uma nova tecnologia, liderada pela Royal Dutch Shell, para extrair o gás natural inexplorado em águas profundas poderá transformar o setor mundial de gás natural liquefeito (GNL). O salto de qualidade - terminais flutuantes de gás natural liquefeito - possibilitarão que o gás seja recuperado de campos considerados no passado pequenos demais ou distantes demais da costa para justificar a infraestrutura necessária para bombear o gás para a terra firme, para as usinas de GNL.

"Esse é um fundamental marco histórico no desenvolvimento do setor de GNL", diz Andrew Pearson, diretor de pesquisa em GNL do grupo de pesquisa em produtos energéticos Wood Mackenzie. "Isso vai mudar o setor."

A Shell é a primeira produtora a investir num projeto de vários bilhões de dólares, ao qual destinou US$ 500 milhões e 15 anos de pesquisa. A unidade Prelude de plataformas flutuantes de GNL da Shell, de 488 metros de comprimento e 600 mil toneladas, deverá ser a maior instalação "offshore" do mundo - seis vezes maior que o porta-aviões de maior porte. A empresa pretende que a primeira carga saia da Prelude em 2017.

Outras empresas também estão desenvolvendo projetos, embora menores. A FLEX LNG encomendou quatro unidades à Samsung Heavy Industries da Coreia, enquanto a brasileira Petrobras, o britânico BG Group, a espanhola Repsol e a portuguesa Galp Energia enviaram convites formais a três empresas terceirizadas para que participem da concorrência por serviços de engenharia pesada, agenciamento de compras e construção de um projeto plataforma flutuante de GNL para uso potencial em águas profundas brasileiras.

A primeira unidade de FLNG da Shell ficará a 200 quilômetros ao largo da costa da Austrália, onde Neil Gilmour, o diretor-geral da Shell de plataformas flutuantes de GNL, diz que há mais de 100 trilhões de pés cúbicos (2,8 bilhões de metros cúbicos) de depósitos de gás descobertos e não explorados - o equivalente a cerca de cinco vezes o consumo anual total de gás dos EUA.

No mundo inteiro, a Shell estima que os depósitos de gás alcancem 240 a 290 trilhões de pés cúbicos (de 6,8 bilhões a 8,2 bilhões de metros cúbicos), embora Gilmour observe que esse cálculo é conservador, pois exclui o gás não explorado em águas rasas, em campos muito pequenos, em áreas glaciais e os "ainda" não descobertos.

Raoul LeBlanc, diretor-sênior da consultoria PFC Energy, diz que muitos depósitos de gás de médio e pequeno porte não são sequer contabilizados como reservas. "Vários deles são simplesmente registrados num empoeirado livro de descobertas não comerciais ou perspectivas sem sondagens", disse LeBlanc. Ele acrescenta, no entanto, que a plataforma flutuante de GNL vai ativar esses depósitos: "Isso abre o caminho para todo um novo recurso que é negligenciado, ou sequer procurado."

Joe Stanislaw, assessor-sênior independente da Deloitte, comparou a concepção das plataformas flutuantes ao salto de qualidade tecnológico representado pela produção de gás a partir do xisto betuminoso.

"A plataforma flutuante é o mesmo que o xisto betuminoso", diz Stanislaw. "Em ambos os casos, sabíamos que havia gás lá embaixo. Apenas não era econômico produzi-lo. A descoberta tem o potencial de transformar o setor de exploração em águas profundas." No entanto, Pearson observa que a tecnologia da plataforma flutuante vai apenas mudar o setor de GNL, que responde por cerca de 10% da demanda mundial de gás.

Mas ela pode ser útil em áreas politicamente delicadas, como o projeto Sunrise entre a Austrália e Timor Leste, onde as empresas exploradoras terão de escolher um país para instalar uma unidade em terra. Ela poderá também ser útil se um duto até a costa tiver de passar sobre uma vala de águas profundas, ou se as empresas exploradoras enfrentarem dificuldades para sugerir uma grande unidade em terra.

Robin West, presidente do conselho de administração da PFC Energy, acha que a demanda por gás vai crescer drasticamente e que muitas pretendidas unidades de GNL fixas não serão construídas em grande medida devido à fragilidade dos patrocinadores corporativos ou a preocupações de ordem geopolítica.

A PFC Energy prevê que a capacidade mundial de produção do GNL aumentará 4,2% ao ano de 2010 a 2020, comparativamente a um plano anunciado pelo setor que apontava para uma expansão de 7,3%. A demanda por GNL deverá aumentar a 5% ao ano, segundo previsões. "Consideramos que haverá uma enorme demanda por gás", disse West.

Gilmour observa que a primeira plataforma flutuante de produção de petróleo foi construída em 1977. Agora existem cerca de 150 em uso em todo o mundo, com 30 a 50 transferências até o momento. "É possível que a tecnologia de plataformas flutuantes de GNL tome o mesmo caminho", diz ele.

Fonte: http://www.clickmacae.com.br/