A transição energética é um elemento-chave da nova configuração tecnoeconômica global: combustíveis renováveis e energias limpas entram em cena em um cenário disruptivo não só tecnologicamente como também em termos geopolíticos.

Entretanto, mesmo com o avanço das tecnologias de descarbonização, o setor de óleo e gás natural continuará sendo uma peça fundamental na matriz energética global. A Petrobras recentemente confirmou seu interesse em voltar a investir no setor petroquímico e ampliar seus aportes em refinarias, com destaque para o biorrefino e a produção de fertilizantes. Embora as projeções indiquem uma queda gradual na demanda e oferta nas próximas décadas, esse setor permanecerá indispensável em indústrias nas quais a substituição total dos derivados de petróleo ainda não é viável, como é o caso da petroquímica, aviação e navegação.

Além disso, o novo PAC, que prevê investimentos de aproximadamente R$ 1,4 trilhão para os próximos anos, deverá impulsionar a demanda interna de diesel. Tal aumento será favorecido tanto pela ampliação da oferta, como pela expansão da infraestrutura e capacidade produtiva, quanto pelo estímulo à demanda, gerado por mais empregos e renda. Esses mesmos fatores também impactarão o setor aéreo, que, em recuperação pós-pandemia, verá um aumento na demanda por querosene. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) projeta que o número de passageiros em 2025 ultrapassará o recorde registrado em 2014/15. O consumo de gasolina deverá ser igualmente estimulado, sustentado pela robustez da dinâmica econômica interna.

Dentre os fatores que sustentam a demanda por óleo e gás, destacam-se o crescimento populacional e econômico em países emergentes, a transição gradual, onde o pico de demanda será seguido por um declínio lento e progressivo ao longo dos anos, e a necessidade de coordenação entre a introdução de fontes alternativas e a redução do consumo de combustíveis fósseis.

Especialista do Setor Henrique Pavan

O plano estratégico da Petrobras para o período de 2024 a 2028, divulgado no fim de 2023, projeta um incremento de 31% em relação ao anterior, prevendo assim um dispêndio total de US$ 102 bilhões nos próximos 5 anos. Algumas medidas aqui merecem destaque.

Espera-se um aumento significativo na capacidade de processamento das refinarias, com um acréscimo de 225 mil barris por dia. Além disso, a produção de diesel S-10 deverá crescer em mais de 290 mil barris por dia até 2029. Com relação aos biocombustíveis, haverá destinação de parte dos recursos à instalação de plantas específicas para a produção de bioquerosene de aviação e diesel totalmente renovável na RPBC e no Gaslub, com conclusão prevista para além de 2028.

Outro ponto que merece atenção é a alocação de 2,1 bilhões de dólares na eliminação de gargalos logísticos: isso inclui a ampliação e a adequação da infraestrutura existente, melhorias nos terminais para otimizar as operações e a expansão dos modais de transporte.

Neste contexto, a Petrobras também planeja construir quatro navios da classe handy, que serão operados pela Transpetro, e realizar estudos para o desenvolvimento de outras embarcações. No total, o plano prevê a entrada em operação de 14 novas plataformas FPSOs entre 2024 e 2028, das quais dez já foram contratadas.

Por fim e não menos importante, nos próximos anos a Petrobras espera alcançar uma produção diária de 3,2 milhões de barris equivalentes de óleo e gás sendo 2,5 milhões de barris por dia apenas de petróleo.

Tais medidas podem ser promissoras para o fortalecimento da oferta interna de petróleo e derivados, adensando cadeias produtivas e atingindo efeitos benéficos em nossa balança comercial. Entretanto, alguns riscos no cenário ainda permanecem e merecem ser observados. A transição energética e as demandas ambientais – as quais, inclusive, possuem forte apelo externo – não devem ser deixadas de lado, sob o custo de prejudicar a imagem brasileira, assim como a da própria Petrobras. É preciso, também, ter atenção quanto ao cenário geopolítico externo e suas tensões, que podem causar efeitos importantes no mercado de petróleo. Enfim, a importância estratégica da Petrobras deve ser utilizada com sabedoria, cautela e eficiência para o bem do desenvolvimento econômico do Brasil.

Especialista do Setor: Henrique Pavan.

A transição energética vem sendo foco de debates e de ações práticas por parte de autoridades por todo o mundo impactando, assim, no mercado global de petróleo. Muitos analistas apontam que o crescimento da indústria de automóveis elétricos, bem como o incremento na produção de biocombustíveis sinalizam uma redução na demanda por petróleo para os próximos anos. Relatório da Agência Internacional de Energia (AIE), divulgado neste mês, prevê queda na demanda de petróleo em 2024: 1,3 milhão de barris por dia (bpd), ante 2,3 milhões de bpd do ano passado.

Entretanto, os preços do petróleo ainda resistem, sustentados por cortes na produção da Opep+ e por instabilidades geopolíticas, como os conflitos na Ucrânia e no Oriente Médio. O Departamento de Energia (DoE, na sigla em inglês) dos Estados Unidos estima que o preço do barril do Brent deve fechar o ano de 2024 a uma cotação de US$ 82,42, um aumento de 6,1% em relação a 2023, quando encerrou o ano cotado a US$ 77,69.

Ainda assim, os fatores de baixa devem prevalecer no médio e longo prazo. Um bom exemplo é a China, tradicionalmente um dos grandes motores do consumo de petróleo. Já há evidências de uma desaceleração em sua demanda pelo combustível fóssil, fruto de sua transição gradual para fontes de energia mais limpas. Por outro lado, a Índia emerge como um novo epicentro de crescimento energético, sinalizando para onde os ventos da demanda estão se dirigindo. Seus recentes acordos de trocas comerciais em moedas locais com a Rússia a transformam em um pilar de sustentação no mercado, sobretudo no que concerne à energia russa.

Em suma: as perspectivas de curto prazo apontam para uma tendência de alta nos preços dos derivados de petróleo. Fatores como os baixos estoques, interrupções na produção de refinarias e indicadores econômicos favoráveis nos Estados Unidos corroboram essa previsão, sugerindo um período de valorização no horizonte próximo. Entretanto, o cenário geopolítico incerto e os avanços tecnológicos no campo das energias renováveis continuam a moldar o futuro do mercado de petróleo, desafiando sua tradicional hegemonia.

Especialista do Setor Henrique Pavan.

A pandemia da COVID-19 causou uma reviravolta econômica sem precedentes em todo o mundo. Empresas de todos os setores enfrentaram desafios significativos, desde restrições de operação até mudanças nos hábitos de consumo dos clientes.

Nesse cenário de recuperação, é crucial que as empresas estejam preparadas para enfrentar os desafios e aproveitar as oportunidades que surgem. E uma ferramenta valiosa para essa preparação estratégica é a análise setorial.

Compreender as tendências do mercado, as mudanças de comportamento do consumidor e as demandas emergentes torna-se essencial para se posicionar de forma inteligente e competitiva.

Este texto explora a importância da análise setorial como uma poderosa aliada das empresas na retomada econômica, e como a análise setorial pode ajudar as organizações a identificar oportunidades, mitigar riscos e tomar decisões informadas que impulsionem seu crescimento.

Prepare-se para desvendar os segredos por trás da análise setorial e descubra como essa ferramenta estratégica pode levar sua empresa a um novo patamar de sucesso.

Entendendo a retomada da economia e o papel da Análise Setorial

Após um período desafiador de incertezas e instabilidades, a retomada econômica pós-pandemia já se tornou uma realidade.

No entanto, é importante compreender que o cenário econômico atual é marcado por mudanças significativas nos comportamentos de consumo, nas dinâmicas de mercado e nas demandas dos clientes.

As empresas que desejam se destacar nesse novo contexto precisam adotar uma abordagem estratégica, antecipando-se às transformações do mercado e se adaptando rapidamente. É aqui que a análise setorial desempenha um papel fundamental.

A análise setorial permite que as empresas compreendam em profundidade o panorama do seu setor de atuação. Ela vai além da análise macroeconômica geral e mergulha nas especificidades de cada segmento, identificando as principais tendências, desafios e oportunidades que surgem durante a retomada econômica.

Ao entender os fatores-chave que impulsionam o crescimento do setor, as empresas podem ajustar suas estratégias, reposicionar seus produtos e serviços e se adaptar às novas demandas dos consumidores.

Além disso, a análise setorial ajuda as empresas a avaliarem a competitividade do mercado, identificando os principais concorrentes e suas estratégias. Com base nessas informações, é possível desenvolver estratégias diferenciadas, encontrar nichos de mercado pouco explorados e conquistar uma vantagem competitiva.

Em suma, a análise setorial permite que as empresas estejam à frente da curva, antecipando-se às mudanças do mercado e tomando decisões fundamentadas. Na próxima seção, exploraremos em detalhes como essa ferramenta valiosa pode ser aplicada de forma eficaz, fornecendo vantagens estratégicas e impulsionando o crescimento empresarial na retomada econômica pós-pandemia.

A análise setorial desempenha um papel crucial na tomada de decisões estratégicas das empresas durante a retomada econômica pós-pandemia. Ela oferece uma visão aprofundada das tendências e mudanças que estão moldando o mercado, permitindo que as empresas compreendam o cenário em que estão inseridas e se posicionem de maneira estratégica.

Benefícios da Análise Setorial para as empresas

Ao adotar uma abordagem estratégica baseada na compreensão das tendências e mudanças do mercado, as empresas podem obter vantagens significativas. Vejamos alguns dos benefícios-chave da análise setorial:

Identificação de oportunidades de crescimento: permite que as empresas identifiquem oportunidades emergentes e nichos de mercado pouco explorados – o que permite a possibilidade de direcionar seus recursos e esforços para o desenvolvimento de produtos ou serviços inovadores, atendendo às necessidades específicas dos clientes.

Tomada de decisões informadas: Com acesso a dados e informações precisas sobre o setor, as empresas podem tomar decisões estratégicas fundamentadas, permitindo que empresas se adaptem rapidamente às mudanças do mercado.

Vantagem competitiva: A análise setorial ajuda a identificar os pontos fortes e fracos dos concorrentes, bem como as lacunas no mercado que podem ser aproveitadas. Isso permite que as empresas se posicionem de forma única, atendendo às necessidades dos clientes de maneira mais eficaz do que seus concorrentes.

Mitigação de riscos: auxilia na identificação de riscos e ameaças que podem afetar o desempenho das empresas. Ao antecipar esses desafios, as empresas podem desenvolver estratégias de mitigação adequadas e estar preparadas para enfrentar obstáculos.

Aproveitamento das tendências de mercado: as empresas podem se adaptar de maneira proativa e capitalizar as oportunidades que surgem, ajustando-se rapidamente às mudanças nos comportamentos do consumidor, nas demandas de mercado e nas inovações tecnológicas.

A análise setorial é uma ferramenta poderosa para as empresas que deseja estar sempre prontas aos desafios do seu mercado.

Ao identificar oportunidades de crescimento, mitigar riscos, adaptar a estratégia de negócios e conquistar uma vantagem competitiva, as empresas estarão bem posicionadas para se destacar no mercado e alcançar o sucesso.

Lembre-se de que a implementação da análise setorial requer uma coleta cuidadosa de dados, análises aprofundadas e monitoramento contínuo. Além disso, contar com especialistas nessa área, como a LAFIS, pode fornecer um apoio valioso na interpretação dos dados e na orientação estratégica.

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.
 

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.