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    Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e aliados, tendo a Rússia como liderança, decidiram reduzir a oferta de petróleo em 1,2 milhão de barris a partir de 1º de janeiro de 2019, por um prazo de 6 meses. A Opep se comprometeu com redução de 800 mil barris, enquanto aliados deverão reduzir 400 mil no período estipulado. Na sexta-feira (07), em meio a decisão, o Brent avançava 2,7% (US$61,67/barril) e o WTI 2,2% (US$55,61/barril).

    O objetivo do grupo é reduzir o estoque global, evitando, assim, a queda nos preços internacionais. A despeito das pressões de Donald Trump para que o fato não se consumasse, os países produtores optaram pelo corte na produção, com forte liderança da Arábia Saudita, a maior produtora e também aliada dos EUA na região. Irã, Venezuela e Líbia ficarão isentos de cortes; o primeiro em função das sanções econômicas que vem sofrendo dos EUA e os outros dois, como resultado das dificuldades internas de suas economias.

    As cotas individuais não foram divulgadas, o que retrata, em parte, os conflitos internos no bloco. No entanto, embora boa parte dos analistas esperasse um corte da ordem de 1 milhão de barris, o número superior deve contribuir positivamente para o equilíbrio entre oferta e demanda. Outro fato relevante, é a demonstração de poder limitado dos EUA, pois Arábia Saudita e Rússia, que haviam aderido ao pedido de Trump para aumentar a produção e derrubar os preços (o que prejudicaria o Irã), foram as principais lideranças na reunião de 48h que decidiu pelos cortes. 

    Especialista do Setor Marcos Henrique.

    A disputa comercial entre os dois gigantes do comércio internacional segue a todo vapor. A China decidiu continuar comprando petróleo iraniano, apesar das sanções impostas pelos EUA em função do programa nuclear do país do oriente médio. O chefe do escritório internacional da Federação Chinesa de Petróleo e Indústria Química (CPCIF), Andrey Yu, afirma que as empresas do seu país continuarão a comprar petróleo bruto iraniano, independente da posição dos EUA. 

    Nesse sentido, com receio de que seja temporária a decisão do país asiático de manter o petróleo norte-americano fora da lista de produtos sobretaxados, desde o início de agosto as empresas chinesas não carregaram nenhum navio-tanque com a commodity dos EUA. Em junho e julho, foram carregados cerca de 300 mil barris por dia, o que dá uma dimensão do volume de prejuízo às empresas submetidas à disputa geopolítica.

    De maneira estratégica, China e Rússia se aproximam cada vez mais do Irã, importante player nesse mercado. Porém, a Arábia Saudita, proprietária da maior bacia de exploração de petróleo e líder da Opep, é aliada dos EUA e disputa com o Irã a hegemonia política da região. Trump, por sua vez, tem feito esforços para evitar a cooperação entre seus adversários, o que minaria a influência estadunidense no Oriente Médio. Por outro lado, a região já conflituosa por natureza, ganha ingredientes adicionais a partir da guerra comercial encampada pelas grandes potências.

    Especialista do Setor  Marcos Henrique.

    A 14ª Rodada de Licitações de blocos para exploração de petróleo e gás natural da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), que ocorreu nesta quarta-feira (27) terminou com a maior arrecadação entre os leilões de concessão já realizados no país, R$ 3,84 bilhões. 

    Esta foi a primeira rodada depois da flexibilização, anunciada em 2016 pela ANP, das normas do regime de concessão brasileiro. Dentre as medidas destaca-se: a adoção da fase de exploração única e possibilidade de estendê-la por razões técnicas; retirada do conteúdo local como critério de oferta na licitação; royalties diferenciados para áreas de nova fronteira e bacias maduras com maiores riscos; além dos incentivos para o aumento da participação de pequenas e médias empresas. 

    Participaram do leilão 20 empresas petroleiras, originárias de oito países, das quais 17 arrematam 37 blocos para exploração de petróleo e gás natural, correspondente a 12,9% das áreas de exploração ofertadas. Embora a presença de empresas estrangeiras tenha sido significativa, as petroleiras nacionais foram as que mais arremataram. 

    O destaque do leilão foi a Petrobras, que, em parceria com a norte americana Exxon, arrematou os blocos mais disputados: seis blocos na Bacia de Campos (RJ) localizados na chamada franja do pré-sal, área adjacente ao pré-sal com potencial de possuir reservas no pré-sal. Juntas, as duas empresas foram responsáveis por 93% da arrecadação, R$ 3,59 bilhões. Além das aquisições em parceria, a Petrobras arrematou seu primeiro bloco exploratório na Bacia do Paraná, por R$ 1,7 milhões de reais. 

    A estratégia adotada pela Petrobras no leilão e sua parceria com a Exxon são positivos, pois reafirmam a estratégia do maior player do mercado de petróleo brasileiro em buscar rentabilidade e não apenas elevar o volume produzido.  

    O resultado do leilão surpreendeu até os mais otimistas. O sucesso do leilão é sinal da retomada do setor petroleiro no Brasil, que apresenta queda expressiva de faturamento desde 2015. Entre os impactos para o setor que podemos inferir de imediato, estão os investimentos mínimos obrigatórios previstos em contrato, que somarão cerca de R$ 845,6 milhões nos próximos anos.

    Especialista Responsável: Beatriz Araujo.


    O governo federal, por meio do ministro de Minas e Energia, Fernando Bezerra Filho, começa a dar indícios da realização de um novo leilão de campos do pré-sal.  Inicialmente a intenção era realizar o leilão somente em 2018, porém já existem pressões para que o mesmo seja realmente realizado em novembro de 2017. 

    As áreas que seriam leiloadas ainda não foram definidas, mas provavelmente em fevereiro deverão ser divulgadas pela Agência Nacional de Petróleo (ANP). A intenção do adiantamento do leilão é atrair grandes grupos do setor, como a gigante ExxonMobil. Apesar das informações desencontradas, o governo estaria esperando arrecadar cerca de R$ 4,5 bilhões com os leilões. 

    Assim, os leilões sendo adiantados poderiam ampliar a extração de petróleo do Brasil antes do esperado, inclusive atraindo mais empresas para o setor, já que o último leilão do pré-sal atraiu bem menos empresas estrangeiras que o esperado. 

    Analista Responsável pelo Setor: Ricardo Quirino


    O resultado das eleições Norte-Americanas, divulgado esta semana, trouxe temor aos mercados globais, devido, em grande parte, não só a imprevisibilidade do candidato eleito, mas também devido ao viés mais protecionista do partido republicano, o que poderá limitar os planos de aumento dos preços do petróleo que a OPEP pretende intensificar. 

    A vitória de Donald Trump e com o legislativo norte-americano nas mãos do partido republicano (partido detém maioria no poder legislativo) é esperado um viés mais protecionista nos EUA, o que deverá reduzir o crescimento global e até mesmo, em um primeiro momento, uma queda no próprio crescimento dos EUA, o que deverá afetar consideravelmente a demanda por combustíveis, afetando a produção de petróleo e o plano da OPEP para aumentar os preços da commodity. 

    Assim, apesar dos recentes movimentos da OPEP, a estratégia de queda na produção para ampliar os preços começa a ficar comprometida, principalmente se o presidente recém eleito resolver implementar somente uma parte do que foi prometido em campanha. Com isso, os ganhos no faturamento do setor de Petróleo deverá ser bem mais limitado que o esperado.

    Analista Responsável pelo Setor: Ricardo Quirino.


    Nas últimas semanas a Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) anunciou um corte na produção de petróleo, o que não acontecia desde 2008. O corte era esperado e apesar de ser considerado pequeno, sinaliza a intenção do bloco, aumentar os preços do petróleo, após oito anos de aumento de produção. 

    O aumento da produção do petróleo após 2008 contava com um grande objetivo, dificultar o funcionamento das empresas que operavam no mercado de gás de xisto, especialmente nos EUA, onde não existiam grandes grupos atuantes no mercado de xisto, o que as tornavam mais vulneráveis às quedas no preço de petróleo. Porém, os níveis baixos de preços também afetaram países fortemente dependentes da produção do mesmo, como Rússia e especialmente a Venezuela, que acabaram entrando em crise por causa do nível dos preços de petróleo, por isso o bloco decidiu que seria a melhor hora de subir novamente os preços. 

    Assim, é esperado para os próximos meses que a produção caia novamente, tendo em vista a necessidade dos produtores, inclusive da própria Arábia Saudita de recuperar a margem de lucro da sua produção. Em termos de mercado brasileiro, isto é uma ótima notícia, especialmente para a Petrobras, que no momento está passando por uma reestruturação, com foco em sua atuação no mercado de petróleo e gás natural. 

    Analista Responsável pelo Setor: Ricardo Quirino


    No dia 20, a Petrobras anunciou o seu novo plano de investimentos para o período 2017-2021, que prevê uma redução dos investimentos, com uma inversão total de US$ 74,1 bilhões contra US$ 98,4 bilhões do plano anterior, para o período de 2012-2016. A medida busca não somente reduzir as obrigações de investimentos, mas também reduzir o endividamento.  

    As medidas do plano de investimentos preeveem venda de ativos e a saída de alguns mercados derivados do petróleo - no qual a Petrobras detém uma parcela significativa -, caso de fertilizantes, biodiesel, petroquímicos e distribuição de GLP. Nestes mercados as participações deverão ser vendidas para integrantes do próprio mercado. 

    As medidas foram bem recebidas por analistas e pelo mercado em geral, que enxerga a medida como uma forte tentativa de reduzir o endividamento e ao mesmo tempo ampliar a captação de recursos sem que seja necessário requisitar no mercado. 

    Assim, no curto/médio prazo é esperado que a Petrobras mantenha-se neste novo rumo, se focar na exploração de petroleo e gás, o que deverá devolver a rentabilidade da empresa e ampliar a margem de lucro do setor no médio prazo. 

    Analista Responsável pelo Setor: Ricardo Quirino


    A maior empresa do Brasil e mais relevante no setor de petróleo no país registrou prejuízo de R$ 34,8 bilhões em 2015. Os principais motivos apontados na apresentação do balanço foram: “i) impairment de ativos e de investimentos, principalmente em função do declínio dos preços do petróleo e incremento nas taxas de desconto, reflexo do aumento do risco Brasil pela perda do grau de investimento (R$ 49,8 bilhões); e ii) despesas de juros e perda cambial (R$ 32,9 milhões).”

    A piora dos resultados não é uma exclusividade da Petrobras e nem mesmo do setor de petróleo (basta observar a queda da cotação do minério de ferro e os resultados em grandes mineradoras, incluindo a Vale e também a reversão dos investimentos de grandes petrolíferas internacionais).

    Além de questões operacionais (alto endividamento, aumento do risco país e desvalorização cambial) e de mercado (desequilíbrio entre oferta e demanda no mercado de petróleo, reduzindo o preço da commodity), a Petrobras também é afetada pelos escândalos de corrupção dentro da companhia. Tais fatos não podem ser desconsiderados, pois em um cenário incerto e desafiador a eficiência se torna ainda mais relevante e desvios de recursos, bem como decisões que não sejam estritamente econômicas são o oposto de eficiência.

    Assim, do mesmo modo que seria um exagero atribuir os resultados negativos da companhia somente a má administração e a corrupção, seria um erro negligenciar seus impactos na credibilidade e nas perspectivas da companhia.

    Analista Responsável pelo Setor: Marcel Tau

    No dia 23 de junho de 2014 o preço do barril de petróleo (Brent) era cotado a US$ 115,06, a máxima do ano. Desde então o que se observou foi uma queda vertiginosa da cotação da commodity, chegando à mínima de US$ 62,02 ontem (16/11/14). Deve-se destacar que é o menor nível de preço do produto desde maio de 2009, período marcado pela crise econômica que teve origem nos Estados Unidos. Além disso, o mercado acredita que ainda há espaço para uma queda e que o petróleo pode chegar ao patamar de US$ 40.

    Dentre as causas para tal queda, destaque para a decisão dos membros da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) de manter a produção atual, a despeito do avanço da produção em outros países e do baixo ritmo de crescimento econômico mundial.

    Paralelamente a esse movimento, se desenvolve a Operação Lava-Jato da Polícia Federal, que vem acusando as maiores empreiteiras do país, bem como executivos da Petrobras de corrupção. Algumas das consequências que já podem ser vistas dessa investigação são: adiamento do balaço trimestral da Petrobras, processo por parte de acionistas norte-americanos na SEC (a CVM dos Estados Unidos), pois a Petrobras possui ações listadas nos EUA e pressão de credores da estatal.

    Considerando o cenário descrito acima e as diversas responsabilidades da Petrobras (algumas mais evidentes, como por exemplo, de ser a principal produtora de petróleo e distribuidora de derivados, outras menos evidentes, como o papel da companhia para fomentar a indústria naval e geração de divisas, por meio de suas exportações) pode-se dizer que a queda do preço do petróleo ocorreu em um péssimo momento para a companhia e para o momento econômico atual e que se o preço do petróleo se mantiver baixo nos próximos anos, a tendência é de que o plano de investimento da estatal seja revisto, impactando o setor, a cadeia de produção que o cerca, e, considerando o peso da empresa no país, o nível de crescimento econômico do país nos próximos anos.

    Por fim, embora a redução do preço do petróleo possa beneficiar no curto prazo diversos outros setores que utilizam o produto como matéria prima, ao considerar seus efeitos nocivos sobre a Petrobras e seu impacto econômico (como descrito acima) e social, considerando que os recursos advindos dos royalties do petróleo serão destinados para a educação e saúde pública, a Lafis chama atenção para os dois fatos mencionados acima (queda acentuada do preço do petróleo e as consequências das denúncias de corrupção) e os considera atualmente os maiores riscos ao desenvolvimento do setor para o médio e longo prazos. 

    Analista Responsável: Marcel Tau Carneiro


    No último dia 27 de novembro, foi anunciado investimento da Forjaria Marcora do Brasil com o objetivo de fortalecer a cadeia da indústria de petróleo e gás do Estado do Rio de Janeiro. O investimento da Forjaria, focalizado na produção de aços especiais, foi de R$ 120 milhões na cidade de Seropédica (RJ) e deverá criar cerca de cem postos de trabalho.

    A perspectiva da Forjaria é fornecer até 40 mil toneladas de aços especiais, por ano, voltados à produção de equipamentos de exploração em condições submarinas. O anúncio proporcionará uma grande oportunidade à cadeia da indústria de petróleo e gás no Rio de Janeiro, tendo em vista a alta demanda por aços especiais e a possibilidade de um elo estratégico entre as cadeias.

    A previsão para início das operações da Forjaria é de julho de 2015. O projeto da obra é resultado de uma parceria entre as empresas italianas Forgiatura Marcora e Fomec, juntamente à brasileira Gaia Partners. A escolha da localização visando atender as demandas do setor de óleo e gás na região ressalta parceria da prefeitura de Seropédica com o Governo do Estado do Rio de Janeiro, visando a atração de investimentos.


    Foi lançado o programa Inova Petro, uma parceria entre o BNDES, Petrobras e a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) que tem como objetivo apoiar fornecedores da cadeia petrolífera.

    Ao todo serão destinados R$ 3 bilhões ao programa, que está inserido no âmbito do Brasil Maior, no intuito de estimular investimentos privados no setor para ampliar, de forma competitiva e sustentável, o conteúdo local em projetos da indústria de petróleo e gás.

    Cabe destacar ainda, que o programa foi concebido para incentivar a inovação e criação de tecnologia no Brasil, almejando fomentar uma indústria local, capaz de atender às necessidades da Petrobras e também competir no mercado internacional; ou seja, a intenção do Inova Petro não é proteger e criar reserva de mercado para os fornecedores de P&G, mas criar mecanismos que os tornem mais competitivos.

    Outro ponto importante é que, assim como a indústria automotiva, o setor possui uma cadeia produtiva extensa, necessitando de uma ampla gama de bens e serviços que, se nacionalizados  - com eficiência - podem contribuir significativamente para o crescimento econômico


    A Petrobras anunciou que investirá US$ 236,5 bilhões entre os anos de 2012 e 2016, somando todas as áreas em que atua; esse valor é US$ 11,8 bilhões superior ao plano de investimento anterior, referente ao período de 2011 a 2015. Ao segmentar os investimentos previstos entre os setores de atuação da petrolífera, fica evidente o foco em exploração e produção, com um montante de US$ 141,8 bilhões, seguido pelas áreas de refino, transporte e comercialização com US$ 65,5 bilhões.

    Apesar desse aumento ser reflexo da ampliação da demanda por derivados de petróleo observada nos últimos anos,  para o setor e sobretudo para a estatal a notícia não pareceu ser favorável; pelo contrário, pois ao mesmo tempo que a companhia elevou os investimentos revisou para baixo a meta de produção, ou seja, serão necessários investimentos superiores para uma produção aquém do previsto anteriormente.

    Diante desse novo plano de investimentos, os investidores mostraram-se preocupados; prova disso foi a queda considerável nas ações da empresa na quinta-feira (14/06). Ao avaliar os fatores que podem ter contribuído para a ampliação dos investimentos da estatal, o que trouxe maior preocupação foi o quanto as regras de conteúdo local influenciaram esta decisão, ou seja, qual é o preço que a empresa/setor pagou e ainda pagará para desenvolver uma cadeia nacional de petróleo?


    Em novembro de 2011 a Chevron apresentou vazamento de petróleo no Campo de Frade. Ao todo 2.400 barris vazaram e desde então, o incidente vem sendo investigado tanto pelo órgão regulador do setor (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Combustível) como pelo Ministério Público Federal. Ademais, no mês de março deste ano, outro incidente ocorreu no campo de Frade, a poucos quilometros do primeiro durante a perfuração de um novo poço pela companhia.

    Diante deste cenário, a empresa suspendeu a produção da commodity no Brasil. Esta havia sido reduzida pela metade desde o primeiro incidente, quando a produção passou a ser de apenas 31,8 mil barris diários e agora aguarada a decisão do Ministério Público Federal, que já solitiou o pagamento de fiança e da ANP, que pode inclusive caçar a licença de exploração da Chevron no campo de Frade.

    Por outro lado, é importante observar que apesar do ocorrido, a Petrobras, que é a maior produtora de petróleo no Brasil, possuí um índice de vazamento inferior ao de outras grandes empresas do ramo, reflexo de aumentos nos investimentos em segurança e essenciais para explorar, de forma adequada, a camada do pré-sal.


    Assembléia da Petrobras aprovou esta semana investimentos de R$ 58,8 bilhões para 2012, sendo R$ 55,5 bilhões em recursos próprios e R$ 3,3 bilhões com recursos de terceiros. Deste montante, 59,02% serão destinados às áreas de exploração e produção, 33,10% para abastecimento, 5,42% para gás e energia e outros 2,46% para outras áreas.

    Diante disto, é importante atentar para duas importantes características deste investimento: em primeiro lugar, a maior parte dos recursos serão destinados ao setor de exploração e produção, reiterando que o principal objetivo da companhia é ampliar a capacidade produtiva; em segundo lugar, chamou atenção o fato do orçamento para 2012 ser inferior ao de 2011, sendo este um fato positivo pois, além diminuir a pressão sobre o caixa da companhia, também faz com que a empresa minimize o risco de não cumprir com os investimentos planejados, como ocorreu no ano anterior.

    Por fim, deve-se destacar que o maior volume de recursos destinados à exploração é uma consequência das descobertas do pré-sal e que a manutenção do preço do petróleo à níveis atuais impulsiona ainda mais este segmento.


    A petrolífera HRT fechou um acordo no dia 30 de outubro de 2011 com a anglo-russa TNK-BP, no qual a empresa russa pagará US$ 1 bilhão para ter controle de 45% dos 21 blocos da companhia brasileira, localizados na bacia do Solimões. No entanto, o negócio envolve uma opção que garante que a TNK-BP poder comprar mais 10% das ações da HRT daqui a dois anos e meio, o que permitirá que ela se torne operadora do negócio.

    Esta negociação chama atenção, principalmente por dois motivos distintos: se trata de uma área de exploração de petróleo em terra, que não envolve as áreas do pré-sal e também porque faz com que a empresa brasileira, com pouco tempo de existência, ganhe um parçeiro que tem experiência na área de exploração, o que pode refletir em redução dos custos com aprendizagem, além de agilizar o processo de prospecção. 

    Ademais, esta parceria confirma um fenômeno que recentemente vem se mostrando cada vez mais frequente: a participação de empresas estrangeiras no setor de petróleo e gás brasileiro, no qual a Petrobras detém participação fundamental. Desta forma, com mais players no mercado, a produção de petróleo e gás tende a se dinamizar de forma mais intensa, permitindo que ambos elevem sua importância relativa no Brasil.


    Foi anunciada a criação da companhia Raízen fruto da joint-venture entre a brasileira Cosan e da anglo-holandesa Shell. A nova empresa contará com 23 usinas, heranças da Cosan, devendo se tornar a quinta maior companhia de energia do Brasil com valor aproximado de R$ 20 bilhões e faturamento estimado em R$ 50 bilhões.

     A capacidade de moagem atual do grupo é de 62 milhões de toneladas mas já foi aprovado um plano que pretende, dentro de 5 anos, ampliar a produção para 100 milhões de toneladas. A partir desta estratégia, a produção de etanol do grupo deverá se elevar dos 2,2 bilhões de litros atuais para 5 bilhões, uma tentativa de aumentar a penetração do etanol de cana-de-açúcar em mercados como Ásia e Europa. Além do aumento na produção do combustível, pretende-se aumentar a geração de energia dos atuais 900 megawatts para 1300 megawatts e a produção de açúcar deverá expandir de 4 milhões de toneladas para 6 milhões nestes cinco anos.

     A forte penetração da Shell no mercado internacional, principalmente no mercado asiático e europeu, aumenta as expectativas de expansão nas vendas de etanol derivado da cana-de-açúcar nestes mercados; além  disto as constantes pressões ambientais para uso de combustíveis renováveis poderão significar o crescimento do setor sucroalcooleiro em geral e deste grupo em particular.

     


    A Petrobras anunciou a compra de 30% da Refap (quinta maior refinaria nacional) nesta quarta feira (15/12). A estatal pagará R$ 350 milhões à Repsol (controlodarora da Refap) pelo negócio e assumirá mais de R$ 500 milhões em dívidas da refinaria. A empresa controlada pelo Governo projeta ainda alguns investimentos na refinaria que foram relegados pela empresa espamhola no passado.

    O negócio permitirá a Petrobrás a manutenção do processo de verticalização de sua cadeia produtiva, aproveitando vantagens geográficas estratégicas para produção, refino e distribuição de petróleo e seus subprodutos, algo que algumas de suas principais concorrentes internacionais são meno eficientes. Tal estrategia pode levar a estatal a controlar melhor seus custos e aumentar sua competitividade na distribuição de derivados de petróleo advindos do pré-sal.

    Se tratando de uma commodity altamente negociada no mercado internacional, o petróleo pode apresentar grande volatilidade em seu preço. Isto implica em oscilações nos ciclos de lucros das empresas do setor. Dado que a estatal brasileira é tomadora de preços, a verticalização de sua cadeia produtiva pode trazer ganhos substanciais, elevando ainda mais sua representatividade na fatia de distribuição.

     


    A ANP anunciou nesta sexta feira (29) que o volume estimado de reservas petrolíferas do poço Libra, na camada do pré-sal localizada na bacia de Santos, pode conter entre 3,7 bilhões a 15 bilhões de barris, sendo que a expectativa mais provável é algo em torno de 15 bilhões. Tal número esta em linha com as estimativas realizadas pela consultoria internacional Gaffney, Cline & Associates a pedido da ANP, que indicou potencial entre 7,9 bilhões e 16 bilhões de barris. Tupi, até então a maior reserva brasileira, possui algo em torno de 7 bilhões de barris estimados. Já o poço de Franco, a terceira maior jazida, localizada na mesma região da descoberta atual, tem estimativas que contabilizam 4,5 bilhões segundo a ANP. Atualmente, as reservas comprovadas no país estão em torno de 14 bilhões de barris, ou seja, praticamente o mesmo volume estimado para o campo de Libra.

     O poço está localizado a 183 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, em uma profundidade de 1,9 mil metros. Até o momento, a profundidade atingida no poço em Libra é de 5,4 mil metros, sendo que a profundidade final prevista gira em torno de 6,5 mil metros, devendo ser alcançada no início de dezembro. Esta nova descoberta está em uma área pertencente à União a qual deve continuar sendo propriedade do Estado segundo o novo marco regulatório, elaborado pelo governo e em tramitação no Congresso. Segundo expectativas do mercado o prospecto de Libra deve ir a leilão no próximo ano para ser explorado sob o regime de partilha, no qual as empresas atuam como prestadoras de serviço para a União. Portanto, a Petrobras será a operadora única do bloco, de acordo com o novo modelo, em parceria com outras companhias que venham a vencer o leilão.

     Tal descoberta faz com que o Brasil se posicione de forma diferenciada entre os países produtores de petróleo ao redor do mundo, ou seja, ele esta se tornando uma potência em ascensão, principalmente quando se trata das perspectivas exploratórias. Enquanto muitos países buscam desenvolver tecnologias que permitam aumentar a longevidade de poços já explorados, como é o caso do México que vê suas reservas se dilapidando ano após ano, o Brasil possui um potencial que começa a ser explorado de forma mais eficiente nesta década.  Como é o caso do litoral do nordeste brasileiro, onde nesta mesma semana foi realizada a perfuração do primeiro poço em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe-Alagoas e esta identificou a presença de petróleo de qualidade semelhante ao das águas profundas da Bacia de Campos.

     


    Após a aprovação pelo senado da lei que permitirá a capitalização da Petrobras, sancionada pelo Presidente no dia 30 de junho, foi encaminhada ontem, pelo Senado à sanção presidencial, a segunda proposta do marco regulatório da exploração do petróleo na camada pré-sal, ou seja, a que cria uma nova empresa pública para gerir os contratos de partilha de produção a Pré-Sal Petróleo S/A (PP-AS), o outro nome que vinha sendo cogitado pelo Governo (Petro-Sal) não pode ser utilizado devido ao fato de que já vinha sendo utilizado por uma empresa maranhense.

    Será responsabilidade da nova estatal administrar os contratos de partilha de produção negociados pelo Ministério de Minas e Energia, além da gestão dos contratos para comercialização de petróleo e gás da União. É bom ressaltar que o sistema de exploração (partilha) ainda inexiste, pois o projeto de lei que cria este novo modelo em substituição ao contrato de concessão adotado atualmente na exploração do petróleo deverá ser votado pela após as eleições. O governo planeja que a nova estatal seja pequena, com poucos funcionários. Seus conselheiros terão mandato fixo e os diretores terão que passar por período de quarentena ao deixar a empresa.  


    A Petrobrás anunciou na última terça-feira, 22 de junho, o seu novo plano estratégico de investimentos, que agora será de US$ 224 bilhões para o período de 2010 a 2014, sendo deste total US$ 212,3 bilhões no Brasil. Em seu plano anterior, a empresa havia anunciado o valor de US$ 174,4 bilhões. É importante ressaltar que as novas intenções contemplam uma necessidade de capitalização.

    Neste novo plano foram engavetados as pretensões de aquisição de novas refinarias, além de um corte de US$ 5 bilhões na área internacional, onde os investimentos caíram de US$ 16 bilhões para US$ 11 bilhões. Além disso, segundo Jorge Zelada, diretor da área internacional da empresa, a companhia pretende se desfazer de áreas no exterior através da venda de sua participação acionária.

    Por outro lado alguns investimentos foram ampliados, como os referentes à exploração e produção de petróleo e gás (US$ 118 bilhões), de gás e energia (US$17,8 bilhões) podendo incluir novas termelétricas e fábricas de amônia e uréia além de refino (US$ 73,6 bilhões). Dos US$ 118 bilhões previstos para as áreas de exploração e produção, US$ 30,9 bilhões serão destinados ao pré-sal e US$ 77,3 bilhões para as áreas no pós-sal onde já tem concessões em produção, como em Roncador e Mirim. Além disso, dentre os novos projetos, estão ocorrendo vários testes de longa duração para o pré-sal, incluindo pilotos de Guará e Tupi Nordeste.


    A Shell e a Cosan anunciaram nesta segunda feira (01/02) a assinatura de um memorando de entendimento não vinculante com o objetivo de criar uma joint venture no valor de aproximadamente US$ 12 bilhões no Brasil, para a produção de etanol, açúcar e energia, e suprimento, distribuição e comercialização de combustíveis. Pelo acordo anunciado, o valor dos ativos a serem transferidos pela Cosan à associação somam US$ 4,925. A companhia ainda vai incorporar dívidas líquidas de cerca de US$ 2,524 bilhões. Enquanto isso, a Shell vai fazer, em até dois anos, um aporte em dinheiro na joint-venture de cerca de US$ 1,625 bilhão e valor contingente estimado em 300 milhões de dólares ao longo de cinco anos, a título de contribuição adicional baseada em ganhos futuros da estrutura conjugada.

    O acordo também poderá fortalecer as perspectivas de crescimento e a posição da joint venture nos mercados de combustíveis (varejo e industrial) no Brasil. Com uma rede de cerca de 4.500 postos de serviço e volumes totais de cerca de 17 bilhões de litros anuais, a empresa será uma das  líderes na distribuição de combustíveis do país. O negócio permitirá que a empresa brasileira assuma posição de terceira maior distribuidora do país e abrirá perspectivas de expansão das exportações e projetos de desenvolvimento do etanol celulósico. Além disso, esta união aumentará a pressão sobre a liderança histórica da BR Distribuidora em pelo menos um dos segmentos da distribuição de combustíveis, o de etanol. A BR tem 32,5% do total, contra 29,2% da nova companhia. A BR já é seguida de perto pelas duas bandeiras do grupo Ultra (Texaco e Ipiranga), que somadas tem 29,6% do segmento de etanol.

    O negócio segue a tendência de crescimento de investimentos estrangeiros na indústria de biocombustíveis do Brasil. Em 2008, a britânica BP adquiriu uma fatia de 50% na Tropical Bioenergia. A Bunge fez acordo em dezembro do ano passado para comprar a Moema, por US$ 452 milhões, enquanto em meados de 2009 a francesa Louis Dreyfus ampliou sua participação no setor ao assumir a Santelisa Vale.


    A Petrobras anunciou dia 06/03 que sua produção diária de petróleo no Brasil bateu um novo recorde dois dias antes, quando foram extraídos 2.012.654 barris, superando em 12.420 barris a marca anterior, que havia sido registrada no dia 25 de dezembro de 2007.
     Segundo o comunicado divulgado pela empresa, a principal responsável pelo novo recorde é a entrada em operação de três novas plataformas localizadas na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro (P-51, P-53 e Cidade de Niterói). Ainda de acordo com a petrolífera, o "bom desempenho" de outras duas plataformas - P-52 e P-54 -, ambas instaladas no campo de Roncador, em Campos, também contribuíram com o resultado.
    A empresa busca a consolidação do patamar acima de 2 milhões de barris por dia para reduzir a dependência do país na necessidade da importação de óleo leve e futuramente ser um exportador de derivados de petróleo.


    A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) anunciou oficialmente um corte de 2,2 milhões de barris por dia (mbd) em sua produção, ao término de uma reunião realizada na Argélia, dia 17/12.
    Esta redução passará a vigorar a partir do dia 1º de janeiro de 2009. Com o corte, a oferta total foi reduzida em 4,2 milhões de barris diários desde setembro, levando em conta os dois cortes anteriores de 2 mbd. A nova cota oficial da Opep, que fornece mais de 40% da produção mundial, passa então a ser de 24,845 mbd.
    Preocupada com a demanda petroleira em queda livre, causada pela crise econômica mundial – que fez com que os preços despencassem mais de 70% em relação a seu recorde, registrado em julho –, a Opep convidou para a reunião na Argélia outros produtores que não integram o cartel (Rússia, Azerbaijão, Omã e Síria) para coordenar posições.
    A Rússia, que disputa com a Arábia Saudita o lugar de maior produtor mundial de petróleo, prometeu um corte de 320.000 b/d em suas exportações caso a situação não melhore. Em novembro, Moscou já havia anunciado uma redução de 350.000 b/d.
    A Opep já avisou, após o corte, que estava decidida a cortar sua produção de petróleo até conseguir que os preços se estabilizem.


    Dia 18/12 foi realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a 10ª Rodada de Licitações de blocos de petróleo e gás natural, sendo vendidos 54 blocos dos 130 ofertados. O total arrecadado foi de R$ 89,4 milhões, o segundo menor volume de recursos já obtido nos leilões anuais realizados desde 1999.
    Esta foi a primeira vez que a ANP colocou apenas
    blocos em terra à venda. Petrobras e Shell foram as únicas representantes das grandes produtoras de petróleo no leilão. Dos 28 blocos que a Petrobras disputou, a empresa levou 27. A estatal levou 27 dos 54 blocos vendidos no leilão.
    De acordo com a ANP, após assinados os contratos com as empresas vencedoras do leilão, o número de concessionários no setor de petróleo e gás no Brasil subirá de 72 para 77, já que cinco empresas estrearam na 10ª rodada: Agemo, Cemig, Codemig, Sipet e a colombiana IST.


    Dia 21/11 a Petrobras anunciou que a perfuração de dois novos poços na camada do pré-sal no litoral do Espírito Santo comprovou uma "expressiva descoberta" de petróleo do tipo leve (de melhor qualidade) na área chamada de Parque das Baleias, na parte norte da Bacia de Campos.
    A empresa estimou as reservas descobertas entre 1,5 e 2 bilhões de barris de óleo equivalente. Os poços foram perfurados a cerca de 80 km da costa e a cerca de 5 km do poço 1-ESS-103A, que já produz com alta vazão desde setembro. Ainda segundo a Petrobras, as reservas se encontram abaixo dos campos de óleo pesado de Baleia Franca, Baleia Azul e Jubarte, sob uma camada de sal de até 700 metros e em lâminas d' água de 1.348 e 1.426 metros.
    As reservas da chamada área do Parque das Baleias já totalizam 3,5 bilhões de barris de óleo equivalente, incluindo as descobertas anunciadas, segundo os cálculos da própria Petrobras. Ao todo, sem considerar o pré-sal, as reservas conhecidas atualmente no Brasil somam cerca de 14 bilhões de barris de petróleo e gás.
    Vários campos e poços de petróleo já foram descobertos no pré-sal, entre eles o de Tupi, que é considerado o principal, e outros, como Guará, Bem-Te-Vi, Carioca, Júpiter e Iara. Os campos de Tupi e Iara têm reservas dimensionadas entre 7 bilhões a 12 bilhões de barris, capazes de triplicar as atuais reservas do país.


    Os ministros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) decidiram dia 24/10 reduzir a produção do cartel em 1,5 milhão de barris diários. 
    A produção total da Opep passará a ser de 27,3 milhões de barris por dia a partir do dia 1º de novembro.
    O corte foi uma resposta à queda de preços do combustível verificada nas últimas semanas. Em junho, o barril havia chegado à casa dos US$ 140, e em meados de outubro estava abaixo dos US$ 70.
    Três fatores interligados contribuiram para a queda verificada do preço do petróleo: (1) redução da forte especulação que havia anteriormente, que fez os preços atingirem um pico em julho, (2) a crise financeira global e o medo de recessão, fazendo com que a demanda pelo produto fique menor e (3) a valorização do Dólar, que automaticamente deixa o preço do barril menor por este ser cotado na moeda americana.
    A Opep espera que o volume que deixará de ser produzido interrompa o movimento de queda dos preços. A próxima reunião do grupo será em dezembro.


    O presidente Lula inaugurou dia 7 de outubro, em Angra dos Reis (RJ), a plataforma semi-submersível P-51, da Petrobras – primeira do tipo construída integralmente no Brasil. A unidade de produção, que tem capacidade para produzir 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás por dia, será instalada no campo de Marlim Sul, na bacia de Campos (RJ). Quando atingir sua plena capacidade operacional, o que deve ocorrer em 2009, a plataforma será responsável por cerca de 8% da produção nacional de petróleo.
    Com mais de 75% de conteúdo nacional, a unidade custou US$ 1 bilhão, 25% a mais que o orçamento original, de US$ 800 milhões. O aumento foi conseqüência da elevação do preço do aço no mercado internacional e da queda da cotação do Dólar, segundo a Petrobras. A P-51 está prevista no Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) e é parte fundamental do plano de consolidação do país como produtor auto-suficiente de petróleo.


    Na quarta-feira da semana passada (10/09), a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) decidiu que iria cortar a produção total do grupo em 520 mil barris diários.
    Segundo o cartel, o mercado de petróleo está bem abastecido e os estoques se encontram em níveis confortáveis em termos de cobrir a demanda futura. Na nota distribuída, a Opep chamou atenção para o fato de os preços do petróleo recuarem significativamente nas últimas semanas, em razão da debilidade econômica mundial e de um abrandamento no crescimento da demanda por petróleo. Citou ainda a oferta maior de óleo cru, o fortalecimento do Dólar e a redução das tensões geopolíticas.
    A cota total de produção dos países pertencentes à Opep, ajustada para incluir Angola e Equador e descontando Indonésia e Iraque, passou a totalizar cerca de 28,8 milhões de barris diários. Anteriormente, esse nível estava acima dos 29 milhões de barris.
    No mesmo dia, a Petrobras anunciou que estimou reservas recuperáveis entre 3 bilhões e 4 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural na acumulação denominada Iara, dentro do bloco BM-S-11, em águas ultraprofundas na Bacia de Santos. O bloco BM-S-11 tem participação de 65% da Petrobras, 25% do BG Group e de 10% da Galp Energia e é o mesmo onde já se descobriu Tupi, com reservas recuperáveis estimadas entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural.
    Se comprovadas as reservas em seus níveis máximos, Tupi e Iara elevariam em aproximadamente 85% as jazidas de petróleo provadas da Petrobras, que estavam em 14 bilhões de barris de óleo equivalente ao final de 2007. A expectativa de exploração do campo de Iara é de um a dois anos e a descoberta fez com que as ações da empresa tivessem alta de 9,5% no pregão do dia seguinte.


    A Petrobras iniciou semana passada (dia 1º de setembro) a produção do primeiro óleo da camada pré-sal, no campo de Jubarte, na Bacia de Campos (litoral sul do Espírito Santo). De acordo com a empresa, o potencial de produção do primeiro poço é de 18 mil barris por dia e seu desenvolvimento tem como principal finalidade ampliar o conhecimento sobre as reservas do pré-sal no Estado capixaba e em outros pontos do litoral brasileiro.
    A produção começa com um Teste de Longa Duração (TLD), com o objetivo de observar e analisar as condições do óleo do pré-sal, tanto no reservatório quanto na unidade de processo da plataforma, teste esse que deve durar de seis meses a um ano.
    A Petrobras, nos últimos dois anos, investiu aproximadamente R$ 1,7 bilhão na perfuração de 15 poços que atingiram as camadas pré-sal; oito já foram testados e indicaram presença de petróleo leve de alto valor comercial e grande quantidade de gás natural associado, mas os poços ainda não tiveram declarada a comercialidade, pois estão em fase de avaliação.


    A semana que passou foi marcada pelo aumento das discussões em torno das receitas geradas pelo petróleo que será extraído da camada pré-sal. Inicialmente, haviam rumores de que o governo criaria uma nova estatal para cuidar apenas das reservas de petróleo da região, ainda não leiloadas. Os recursos da extração futura do petróleo seria direcionado para combater a pobreza e investir em educação.
    Porém, o presidente Lula, posteriormente, negou que já existia a definição sobre a criação da nova estatal que vai ser responsável por gerir os recursos provenientes da exploração do petróleo da região pré-sal. Segundo o presidente, o que existe é uma discussão de um conselho interministerial sobre o que fazer com estes recursos.
    Outro assunto com relação ao petróleo do pré-sal que entrou em pauta foi a distribuição de royalties pelos Estados. Preocupados com a arrecadação, governadores dos três maiores Estados brasileiros produtores de petróleo (Rio de Janeiro, Espírito Santo e Sergipe) defenderam a manutenção das atuais regras sobre a distribuição e pagamento dos royalties no país, mas sugeriram uma elevação na Participação Especial (PE) para aumentar a arrecadação. Os governadores disseram que estavam abertos à discussão sobre o modelo ideal para a monetização da nova fronteira petrolífera brasileira, mas defendem algumas mudanças na legislação atual. Eles sugerem um aumento da participação especial paga por campos com alta produção.
    A discussão se formou porque alguns integrantes do governo defendem que os royalties do petróleo sejam distribuídos para um maior número de municípios e não fiquem restritos às cidades afetadas pela produção de óleo.
     


    A Petrobras comunicou semana passada a descoberta de uma nova acumulação de óleo leve na camada pré-sal da Bacia de Santos. Conforme a companhia, a descoberta se deu no bloco BM-S-11 e revelou uma jazida de óleo com densidade em torno de 30ºAPI. Isso é importante porque o Brasil importa óleo leve, de melhor qualidade, e exporta o pesado, por conta da limitada capacidade de refino do país.
    O consórcio de exploração tem a participação da Petrobras (65%) da BG Group (25%) e da Galp Energia (10%). A nova jazida está localizada no poço batizado de Iara, em uma área exploratória menor do bloco original. Na área maior foi encontrada a acumulação chamada de Tupi, notificada em 11 de julho de 2006. O poço ainda encontra-se em perfuração.
    Após a conclusão do poço, o consórcio dará continuidade às atividades e investimentos necessários para a verificação das dimensões da jazida e das características dos reservatórios de petróleo, cujo resultados devem estar prontos em 2009.
     


    Com a divulgação dos dados do segmento de petróleo semana passada pela ANP, verificou-se um aumento de cerca de 630% no déficit da balança comercial do setor, de janeiro a abril. O resultado negativo de US$ 2,75 bilhões superou o déficit de todo o ano passado, que foi de US$ 2,33 bilhões.
    Alguns motivos para esse forte aumento foram relacionados ao crescimento econômico do país, que expandiu-se 5,8% no primeiro trimestre, em comparação ao mesmo período de 2007. Isso fez com que o consumo de diesel para caminhões crescesse. Além disso, houve aumento do uso do óleo para o acionamento das termelétricas no início do ano, época em que o nível dos reservatórios se encontraram baixos.
    O aumento pequeno da produção de petróleo (+2,1% no quadrimestre) e a expansão do preço internacional do barril no período também foram fatores importantes para explicar os números desfavoráveis na balança comercial, que devem continuar nessa tendência, uma vez que os investimentos em capacidade de refino demoram algum tempo para maturar.

    As ações da OGX, braço de petróleo e gás da holding EBX, fizeram sua estréia na sexta-feira passada (13/06) na Bovespa. A empresa conseguiu levantar R$ 6,71 bilhões de reais na oferta pública de ações, o maior IPO da história do país, mesmo sem a empresa ter dado início às suas atividades de produção, previstas para 2011.
    A OGX ficou em evidência no final do ano passado quando a empresa se destacou no leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP), onde fez 23 lances e saiu vitorioso em 21, sendo em 14 deles sem parceiros. Pelas concessões, a OGX pagaria o bônus de US$ 1,471 bilhão.
    Ainda com relação ao segmento de petróleo, a Petrobras informou quinta-feira (12/06) que encontrou óleo leve em uma nova jazida, chamada de Guará, em águas ultraprofundas, na Bacia de Santos, com densidade em torno de 28 graus API nos reservatórios do pré-sal. O bloco BM-S-9, composto por duas áreas exploratórias, é formado por um consórcio entre a estatal brasileira (45%), BG Group (30%) e Repsol YPF (25%). Nos próximos dias, a companhia vai divulgar as projeções de dimensões da jazida.

    Na semana passada, o barril de petróleo de West Texas Intermediate (designação do "light sweet crude" negociado nos EUA) e o Brent negociado em Londres, ultrapassaram a barreira dos US$ 130. No primeiro dia útil do ano de 2008, ambos estavam cotados em US$ 99,6 e US$ 97,8 respectivamente.
    A escalada do preço do óleo, motivada principalmente por conta da forte demanda mundial, da queda dos estoques americanos, da desvalorização do Dólar e de movimentos de especulação, está fazendo com que os custos de diversos setores produtivos se elevem.
    Além disso, a atual crise dos alimentos também tem fatores relacionados ao petróleo, uma vez que os fertilizantes e pesticidas usados em lavouras são derivados do óleo. Não há indícios de que o preço se arrefeça dos próximos meses, uma vez que a Opep, em comunicado vinculado na semana passada, disse que não alterará sua produção.
     


    Na segunda-feira, dia 14/04, o presidente da Agência Nacional de Petróleo (ANP) divulgou que o campo chamado Carioca, na Bacia de Campos, a cerca de 300 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, poderia conter uma reserva em torno de 33 bilhões de barris. Segundo ele, o novo campo teria até cinco vezes mais petróleo do que o estimado para Tupi (de 5 bilhões a 8 bilhões de barris de óleo equivalente). Anunciado em novembro, Tupi é até então o maior campo já achado no país.
    Seria a maior descoberta feita no planeta nos últimos trinta anos, e atualmente acabaria sendo o terceiro maior campo de petróleo do mundo, colocando o Brasil entre os 10 países com maiores reservas.
    O anúncio fez com que as ações da Petrobras e das empresas envolvidas no consórcio de exploração do campo, disparassem nas Bolsas em todo mundo. Estima-se que o valor das companhias tenha subido US$ 20 bilhões.
    Posteriormente, na quinta-feira (17/04), o presidente da Petrobras reiterou que não tem condições de confirmar o volume da reserva de petróleo anunciada, já que ainda estavam em processo de perfuração. A empresa acredita que dentro de 3 meses poderá ter um parecer sobre o potencial do campo.


    A Petrobras anunciou no início do mês de março que registrou lucro líquido de R$ 21,5 bilhões em 2007, valor 17,0% inferior ao lucro de 2006 (que havia sido de R$ 25,9 bilhões). Foi a primeira queda no lucro da empresa desde 2003. Considerados os resultados do quatro trimestre de 2007, houve queda de 8,6% no lucro. O resultado de outubro a dezembro foi positivo em R$ 5,05 bilhões, contra R$ 5,53 bilhões do mesmo período do ano anterior.
    De acordo com seu balanço financeiro, o aumento dos custos para exploração e produção de petróleo tiveram impacto negativo no desempenho da companhia. Além disso, a reestruturação do fundo Petros e o aumento dos custos operacionais, como os custos com pessoal, também contribuíram para o resultado. O Real valorizado afetou os negócios internacionais da Petrobras, informou o comunicado aos acionistas.
    O aumento dos preços do petróleo, especialmente no quarto trimestre de 2007, também contribuiu para o resultado negativo, já que a Petrobras não repassou internamente a escalada dos preços da commodity, esperando um tempo maior para que haja um arcabouço sólido que justifique a magnitude do repasse. Assim, se o petróleo permanecer no patamar acima dos US$ 90, a empresa provavelmente terá que rever os preços que cobra atualmente no país.

    A Petrobras descobriu óleo leve em um poço no bloco BM-S-21, em águas profundas na camada de pré-sal na Bacia de Santos, anunciado dia 20/12. A companhia detém 80% do bloco, em sociedade com a portuguesa Galp Energia. O poço 1-BRSA-526-SPS está localizado a 280 quilômetros da costa do Estado de São Paulo, em lâmina d'água de 2.234 metros e com profundidade, a partir do leito marinho, de 5.350 metros. De acordo com nota divulgada pela Petrobras, o consórcio dará continuidade às atividades e investimentos necessários para a verificação das dimensões da jazida e das características dos reservatórios de petróleo, e está elaborando o Plano de Avaliação de Descoberta para ser encaminhado à Agência Nacional do Petróleo (ANP).
    A descoberta é mais um indício de que a área do pré-sal - reservatórios de óleo leve que ficam abaixo de uma camada de sal existente alguns quilômetros abaixo do leito do mar - pode conter uma grande reserva de petróleo de alta qualidade. A magnitude da descoberta deverá ser detalhada à Agência Nacional de Petróleo nos próximos meses. O óleo leve é de melhor qualidade, por conta da facilidade do refino.
    A descoberta do campo reforça a tese de, futuramente, o país ser um importante exportador mundial de petróleo.