- Abastecimento
- Exploração e Produção
- Gás e Energia
- Downstream
- Internacional
Abastecimento
 1. Como são calculados os preços da gasolina, do diesel e do gás natural no Brasil?
RESPOSTA:
Os preços dos derivados de petróleo, incluindo o GLP (Gás Liquefeito de Petróleo, conhecido como gás de cozinha ou de botijão) dependem, em sua base, do preço internacional de ambos. Isto porque tanto o mercado de diesel e gasolina, quanto o de GLP no Brasil, hoje, são regulamentados pelas portarias da Agência Nacional do Petróleo (ANP) - e pela Lei 9.478/97. Esta Lei flexibilizou o monopólio do setor petróleo e gás natural, que liberou as importações de ambos, e o preço do produtor em janeiro de 2002. Desta forma, o preço do petróleo e do GLP flutuam, basicamente, de acordo com o mercado internacional.
O preço é então formado por várias parcelas: a Petrobras tem ingerência apenas sobre o preço de realização, que é o preço do produto quando sai de suas refinarias. Este valor corresponde, grosso modo, a 39% do preço do gás natural; 60% do preço do diesel e 28% do preço da gasolina.
Sobre o preço do GLP incidem ainda os impostos federais e estaduais (CIDE, PIS/ COFINS e ICMS total), que participa em 20% do preço final, e a parcela de comercialização, que equivale aos outros 41%.
No caso do diesel, as parcelas são: impostos (26%) e comercialização (14%).
No Brasil, existe uma determinação do Ministério da Agricultura que exige que a gasolina utilizada no país seja misturada com álcool na proporção, atual, de 3/1 (75% de gasolina, 25% de álcool). Assim, além das parcelas de impostos (53%) e comercialização (14%), o preço final ao consumidor inclui uma parcela de 7% referente ao custo do álcool anidro.
Lembramos que a Petrobras tem ingerência apenas sobre uma parcela na formação do preço final ao consumidor: o preço nas suas refinarias, sem os tributos e sem margens de distribuição e revenda (e sem o álcool, no caso da gasolina). Qualquer alteração em pelo menos uma dessas parcelas terá reflexos, para cima ou para baixo, nos preços para o consumidor final. Ainda há situações nas quais a Petrobras não participa da cadeia de comercialização do produto, como é o caso, por exemplo, da gasolina importada ou produzida por outro agente que não a Petrobras. Você pode obter informações mais detalhadas em Composição de Preços.
Exploração e Produção
1. O que são commodities?
2. O que é a Lei do Petróleo? O que significou a "quebra do monopólio" do setor de exploração de Petróleo no Brasil?
3. O que é OPEP? Como pode a OPEP influenciar o preço do Petróleo?
4. O que é ANP?
5. Qual a diferença de metodologia entre o critério SEC e o SPE para a provação de reservas?
6. Quais foram os principais campos produtores da Petrobras em 2004?
7. Qual a atual situação dos blocos exploratórios da Petrobras (2005)?
8. Quais são os principais fornecedores de componentes para produção em águas profundas da Petrobras?
9. Qual é a frota de plataformas de perfuração e produção da Petrobras (2004)?
10. O que está sendo feito com o gás natural de Urucu?
1. O que são commodities?
RESPOSTA:
Commodities, termo em inglês, significa "mercadorias". São produtos comercializados internacionalmente em grande escala, como trigo, soja, café, minérios e também petróleo, cujos preços são balizados pelo mercado mundial e que são negociados em bolsas de mercadorias.
2. O que é a Lei do Petróleo? O que significou a "quebra do monopólio" do setor de exploração de Petróleo no Brasil?
RESPOSTA:
A chamada "Lei do Petróleo" (de n° 9.478/97) abriu o setor petrolífero à concorrência. Em outras palavras, a Petrobras deixou de ser a única executora do monopólio de exploração. No entanto, este continua, como sempre foi, da União Federal, que, através de licitações realizadas pela ANP, promove a exploração de campos de combustíveis fósseis. A maioria do capital votante da Petrobras continua em poder do Governo Federal, e a empresa permanece jurisdicionada ao Ministério de Minas e Energia. A Petrobras permanece uma sociedade anônima de economia mista, cujo acionista majoritário é a União Federal.
A Petrobras já estava preparada para enfrentar a concorrência e passou a atuar em conjunto com empresas nacionais e internacionais, oferecendo uma carteira com centenas de projetos. A diferença entre as duas situações é que, agora, estão abertas amplas oportunidades de novos negócios através de parcerias, que vêm sendo exploradas com sucesso, em função de experiências adquiridas ao longo dos anos nos âmbitos empresarial e operacional. Além disso, a Empresa passa ser administrada num contexto de mercado competitivo, em que demanda, oferta, preços e demais componentes microeconômicos são determinados por condições do próprio mercado. Neste contexto de abertura do setor, a Empresa visa não apenas manter seu crescimento e liderança no país, como também se tornar uma companhia de energia de atuação internacional.
3. O que é OPEP? Como pode a OPEP influenciar o preço do Petróleo?
RESPOSTA:
A OPEP, que significa Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEC, em inglês), é composta por países em desenvolvimento, cujas economias estão baseadas na exportação de petróleo e derivados. Estes países são: Arábia Saudita, Argélia, Emirados Árabes Unidos, Indonésia, Irã, Iraque, Kuwait, Líbia, Nigéria, Qatar e Venezuela (composição em 2005).
O principal papel da OPEP, de acordo com o estatuto da mesma, é coordenar as políticas petrolíferas desses países, de forma a evitar flutuações desnecessárias no preço do barril, garantir o retorno financeiro aos países-membros e o fornecimento de petróleo às nações consumidoras.
Na prática, a OPEP decide o volume total de petróleo a ser produzido pelo conjunto de países-membros. Este total é então dividido em cotas de produção de cada membro. A quantidade produzida por estes países é suficientemente grande para influenciar o preço mundial do barril (cerca de 40% da produção mundial de petróleo e 55% do que é comercializado mundialmente são produzidos pela OPEP). Assim, basta que a organização decida aumentar / baixar a produção para fazer diminuir / crescer o preço do barril. Mais informações no site da
OPEP. (*)
4. O que é ANP?
RESPOSTA:
Após a entrada em vigor da Lei do Petróleo, foi criada a Agência Nacional do Petróleo (ANP) (*), que tem como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo (conforme disposto no artigo 8º daquela Lei, de n.º 9478, de 6 de agosto de 1997). Para mais informações visite a página da ANP.
5. Qual a diferença de metodologia entre o critério SEC e o SPE para a provação de reservas?
RESPOSTA:
| SPE (Society of Petroleum Engineers) |
SEC (Securities and Exchange Commission) |
Reservas provadas são aquelas quantidades de petróleo, que através de dados de geologia e de engenharia são estimados com razoável certeza, podendo ser considerados recuperáveis economicamente a partir da data de avaliação até seu abandono técnico-econômico. Avaliação essa feita em reservatórios conhecidos (descobertos) e sob condições econômicas correntes, métodos operacionais e regulações governamentais.
Podem ser classificadas em Desenvolvidas e Não Desenvolvidas. |
Reservas provadas de óleo e gás são quantidades estimadas de óleo, condensado estabilizado e gás natural, as quais demonstram razoável certeza através de dados de geologia e de engenharia, que podem ser recuperados em anos futuros, de reservatórios conhecidos (descobertos), sob condições econômicas e operacionais existentes, ou seja, preços e custos estimados na época da avaliação.
Também são subdivididas em Desenvolvidas e Não Desenvolvidas. |
| Como condições econômicas correntes entende-se consistente histórico de preço de óleo e custos associados como previsão futura, desde que este histórico seja consistente com o propósito da estimativa, obrigações contratuais e regulações governamentais. |
Para os fechamentos de fim de ano deve-se utilizar como referência o preço médio do "Brent" negociado no dia 31/dezembro constante para todo o período da avaliação e para o gás os preços vigentes em contratos. Não é permitido usar preços escalonados, a menos que existam cláusulas contratuais estipulando o escalonamento. |
| Em certos casos, pode-se considerar provado o volume avaliado com base em perfis elétricos e/ou testemunhos que indicam que o reservatório é portador de óleo e é análogo a reservatórios produtores na mesma área (campos vizinhos) ou apresentam condições de vir a produzir economicamente através de teste de formação. |
Em certos casos, pode-se considerar provado o volume avaliado com base em perfis elétricos e outros perfis (sônico e densidade) e testemunhos que indicam que o reservatório é análogo a outro reservatório, no mesmo campo, que está em produção ou apresenta habilidade de produzir economicamente através de teste de formação. |
Reservas a serem produzidas utilizando métodos de recuperação suplementar estabelecidos pela indústria podem ser classificadas de Provadas quando: 1) reservatório com projeto piloto testado com sucesso ou o projeto já foi implantado no reservatório, com resposta satisfatória, ou em reservatório análogo em outro campo; 2) Existe razoável certeza de que o projeto total será implantado.
Reservas a serem produzidas utilizando métodos de recuperação suplementar ainda não estabelecidos pela indústria podem ser classificadas de Provadas quando:
1) após resposta de produção em níveis comerciais através de projeto piloto ou através de programa instalado onde a resposta é suportada pelo projeto; 2) Existe razoável certeza de que o projeto total será implantado. |
Reservas a serem produzidas economicamente através da aplicação de técnicas de recuperação suplementar estabelecidos (por exemplo, injeção de água ou gás) podem ser classificadas Provadas quando: 1) teste do projeto piloto for conclusivo ou a operação de projeto instalado, no reservatório, fornecer informações que permitam, através de análise de engenharia, considerar o projeto conclusivo e econômico. |
| Reservas em áreas do reservatório não perfuradas são consideradas Provadas Não Desenvolvidas quando os dados de geologia e engenharia dos poços perfurados indicam com razoável certeza que o reservatório possui continuidade lateral e volumes de petróleo economicamente recuperável. Pode ser utilizada sísmica para indicar continuidade lateral. |
Reservas em áreas não perfuradas do reservatório podem ser classificadas como Provadas Não Desenvolvidas somente quando pode ser demonstrado com certeza que existe continuidade de produção da área do reservatório onde já existe produção. Não pode ser utilizada sísmica para confirmar continuidade de produção do reservatório. |
6. Quais foram os principais campos produtores da Petrobras em 2004?
RESPOSTA:
Os 10 maiores campos da Petrobras, cuja produção em 2004 correspondeu à cerca de 69% da produção nacional de óleo e gás, foram:
| CLASS |
CAMPO |
ÓLEO (BPD) |
GÁS (BOED) |
TOTAL (BOED) |
| 1 |
Marlim |
482.579,4 |
40.154,5 |
522.733,9 |
| 2 |
Marlim Sul |
179.440,4 |
22.088,7 |
201.529,1 |
| 3 |
Albacora |
129.135,6 |
13.689,3 |
142.824,9 |
| 4 |
Marimba |
92.247,8 |
9.459,6 |
101.707,4 |
| 5 |
Leste do Urucu |
23.456,6 |
30.272,6 |
53.729,3 |
| 6 |
Rio Urucu |
18.411,5 |
31.480,4 |
49.891,9 |
| 7 |
Marimbá |
36.750,1 |
3.217,5 |
39.967,5 |
| 8 |
Namorado |
31.592,4 |
5.668,0 |
37.260,4 |
| 9 |
Canto do Amaro |
33.346,4 |
79,3 |
33.425,7 |
| 10 |
Espadarte |
26.777,9 |
2.086,0 |
28.864,0 |
7. Qual a atual situação dos blocos exploratórios da Petrobras (2005)?
RESPOSTA:
O portfólio exploratório da Petrobras em setembro de 2005 era de 94 blocos (111,7 mil km2) e 31 Áreas de Planos de Avaliação de Descobertas (9,5 mil km2), totalizando cerca de 121,2 mil km2.
Com o sucesso obtido na sétima licitação, realizada em outubro do mesmo ano, esse portfólio aumentou para 131 blocos, num total de 152,4 mil km2, aos quais se somam as 29 Áreas de Planos de Avaliação de Descobertas (8,7 mil km2) ainda em operação, resultando numa área exploratória total de cerca de 161,2 mil km2.
8. Quais são os principais fornecedores de componentes para produção em águas profundas da Petrobras?
RESPOSTA:
Linhas flexíveis e Risers: Coflexip and Halliburton
Linhas Rígidas: TSND, Stolt Offshore and Saibos
Umbilicals: Marine, Pirelli, Coflexip, Alcatel and MFX do Brasil
Árvore de Natal Molhada: Cooper Cameron, FMC, Drilquip, ABB and Kvaerner
9. Qual é a frota de plataformas de perfuração e produção da Petrobras (2004)?
RESPOSTA:
| Plataformas de perfuração: |
| Próprias da Companhia |
| Em terra |
12 |
| No mar |
19 |
| TOTAL |
31 |
| Plataformas de produção: |
| Próprias da Companhia |
| Fixas |
72 |
| Flutuantes |
23 |
| TOTAL |
95 |
10. O que está sendo feito com o gás natural de Urucu?
RESPOSTA:
Atualmente estão em implementação dois projetos de gasodutos que visam substituir o escoamento do gás natural, hoje feito através de transporte fluvial, através de gasodutos.
O Gasoduto Urucu-Coari-Manaus transportará o gás natural da Província Petrolífera de Urucu, localizada em Coari (AM) até a cidade de Manaus, onde abastecerá a indústria local, inclusive fornecendo gás natural para uso termelétrico (Refinaria de Manaus - REMAN). Terá a extensão total de 725 km e investimentos previstos de cerca de US$ 410 milhões. A conclusão das obras está prevista para 2008.
Já o Gasoduto Urucu-Porto Velho, atualmente em fase de projeto, que transportará o gás natural de Urucu para a capital rondoniense, terá extensão de 550 km e investimentos da aproximadamente US$ 325 milhões.
Gás e Energia
1. O que é um contrato de ECC (Energy Conversion Contract)?
2. Como é formado o preço de realização do Gás Natural?
3. Com o início da produção de gás natural em San Alberto e San Antonio na Bolívia a Petrobras tem preferência para transportar sua produção proveniente desses campos através do GASBOL?
4. Qual o resumo da portaria do gás natural (Portaria MME/MF n. 176 de 01/06/2001) referente ao risco cambial?
5. O que é o Projeto GASENE? Qual a previsão de início de operação?
6. Qual a lógica das recentes aquisições de termelétricas pela Petrobras?
1. O que é um contrato de ECC (Energy Conversion Contract)?
RESPOSTA:
O ECC é um contrato entre o off-taker da energia (no caso a Petrobras) e a Termelétrica (SPE). No ECC, a Petrobras entrega o gás natural, paga uma taxa de conversão (tolling fee) e retira toda a energia a que tem direito. A partir daí é que se avalia o destino desta energia, que pode ser para consumo próprio (uso interno em nossas instalações) ou para comercialização no mercado.
2. Como é formado o preço de realização do Gás Natural?
RESPOSTA:
O preço do gás natural segue uma cesta de óleos combustíveis Americanos e Europeus de acordo com a Portaria Interministerial MME e MF Nº 03, de 17 de fevereiro de 2000:
a) A Portaria estabelece que os preços máximos de venda (Pm) para uso industrial do gás natural para vendas à vista às empresas concessionárias de gás canalizado serão calculados consoante a fórmula:
Pm= Pgt + Tref
Pgt = preço referencial do gás natural na entrada do gasoduto de transporte;
Tref = tarifa de transporte de referência entre os pontos de recepção e de entrega do gás natural.
PGT = 0,50 X PGT (ant) + 0,50 X PGT (0) X [0,50 X F1/F10 + 0,25 X F2/ F20 + 0,25 X F3/ F30 ] X TC/TC0
Sendo:
PGT (ant) - valor de PGT vigente no trimestre civil anterior aquele para o qual se esteja calculando o novo PGT
PGT (0) - valor inicial de PGT , igual a R$ 110,80/mil m3
TC - média das taxas de câmbio comercial de venda do dólar norte-americano PTAX-800 ¾ publicadas no Sistema do Banco Central do Brasil (SISBACEN)3/4 relativa aos meses m-4, m-3 e m-2, sendo "m" o primeiro trimestre civil para o qual se esteja calculando o novo valor de PGT.
TC0 - média das taxas de câmbio comercial de venda do dólar norte-americano PTAX-800 ¾ publicadas no Sistema do Banco Central do Brasil (SISBACEN)3/4 no período de junho a agosto de 1999, inclusive.
F1, F2 e F3 = média dos pontos médios diários das cotações superior e inferior, publicadas no Platt's Oilgram Price Report, tabela Spot Price Assessments, dos meses m-4, m-3 e m-2, sendo:
F1= produto designado na referida publicação por Fuel Oil 3,5% Cargoes FOB Med Italy;
F2= produto designado na referida publicação por Fuel Oil # 6 Sulphur 1% US Gulf Coast Waterborne;
F3= produto designado na referida publicação por Fuel Oil 1% Sulphur Cargoes FOB NWE;
F10, F20 e F30 = médias dos pontos médios diários das cotações superior e inferior, publicados no Platt's Oilgram Price Report, tabela Spot Price Assessments, dos produtos a que correspondem F1, F2 e F3 acima designados, no período de junho a agosto de 1999, inclusive.
A tarifa de transporte de referência, a que se refere o caput deste artigo, para o período de abril a junho de 2000, será única para todo o país e igual a R$ 19,40/mil m3.
b) Em maio/00, foi apresentada uma proposta alternativa de preço do gás para as termelétricas, fixando-o em US$ 2.475/MMBTU com a base em abril/00. Esse valor permaneceria sem alteração por 12 meses e a correção se dará pela inflação dos EUA. Essa segunda opção visa compatibilizar o reajuste do gás natural com os da tarifa de energia elétrica, que ocorrem uma vez por ano.
Em 10 de junho de 2001, os Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda editaram a Portaria Interministerial no 176, estabelecendo preços máximos de venda de gás natural para as usinas termelétricas incluídas no Programa Prioritário de Termeletricidade que entrarem em operação comercial até 30 de junho de 2003. O preço máximo se aplicará a, no máximo, 40 milhões de metros cúbicos/dia de gás natural a serem vendidos para todas as termelétricas elegíveis. Cada termelétrica elegível terá direito de comprar gás natural durante um período de doze anos, a preços estabelecidos de acordo com o mecanismo descrito a seguir.
Para cada período de doze meses consecutivos, será definido um preço base, fixo em reais por MMBTU (energia térmica), obtido da conversão de um preço de referência em dólares norte-americanos, por MMBTU, pela taxa de câmbio vigente no início do período de doze meses.
Este preço base, fixo em reais, sofrerá reajuste anual pela variação da taxa cambial do dólar norte-americano e da inflação norte-americana, a ser aplicada sobre a parcela referente ao gás importado, e pela variação do Índice Geral de Preços do Mercado-IGPM, a ser aplicada sobre a parcela referente ao gás nacional, definidas na portaria como sendo 80% e 20%, respectivamente, do volume do mix de gás natural a ser fornecido às termelétricas.
Durante o período de doze meses, para cada fatura de gás natural e exclusivamente para a parcela do preço base fixo relativa ao gás importado, o fornecedor calculará as diferenças, positivas ou negativas, considerando a desvalorização ou apreciação do câmbio, respectivamente, entre o valor fixo em reais e o preço de referência em dólares convertido para reais pela taxa de câmbio na data da emissão da fatura.
O valor acumulado dessas diferenças ao final do período de doze meses, para cada térmica, será acrescido da remuneração financeira, calculada com base na taxa de juros SELIC incorrida e, ainda, da remuneração financeira referente à projeção da taxa de juros SELIC para o novo período de doze meses. Este montante será, então, dividido pelo volume de gás com compromisso firme de recebimento previsto para o período de doze meses subseqüentes e o valor unitário resultante será incorporado ao preço a ser praticado para este novo período de doze meses.
A parcela dessas diferenças que não for compensada pelo fornecedor no período dos doze meses subseqüentes, será compensada no próximo período de doze meses, acrescida da respectiva remuneração financeira.
O Programa Prioritário de Termeletricidade contempla especificamente que as plantas termelétricas poderão repassar para seus consumidores finais quaisquer mudanças no preço máximo resultantes dos ajustes indicados acima.
Não podemos prever o impacto que esta nova regulamentação de preços terá sobre nossa situação financeira e nossos resultados operacionais. O impacto dependerá de vários fatores, inclusive da capacidade de as distribuidoras de energia elétrica repassarem qualquer aumento no preço final da energia para seus consumidores finais.
3. Com o início da produção de gás natural em San Alberto e San Antonio na Bolívia a Petrobras tem preferência para transportar sua produção proveniente desses campos através do GASBOL?
RESPOSTA:
Para os 30 milhões de m3/dia de capacidade do GASBOL, San Alberto e San Antonio têm preferência para 21,78 Milhões de m3/dia . Como a Petrobras tem 35% destes campos, sua produção ficará em torno de 7,7 Milhões de m3/dia. Acima de 30 Milhões de m3/dia, a compra é livre, mas a Petrobras irá obviamente comprar produção de San Alberto e San Antonio.
4. Qual o resumo da portaria do gás natural (Portaria MME/MF n. 176 de 01/06/2001) referente ao risco cambial?
RESPOSTA:
Política de preço do gás para estimular a construção de usinas termelétricas
De acordo com Portaria editada hoje, o gás natural do Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) - 80% do qual é importado, atualmente da Bolívia, e é, por isso, influenciado pela variação cambial - passará a ter um preço fixo em Reais pelo período de 12 meses.
No momento, apenas a Petrobras supre o mercado nacional com gás importado, muito embora, com o desenvolvimento da demanda doméstica, espere-se a entrada de outros supridores.
Nos 12 meses em que o preço do gás natural permanece fixo, o supridor arcará com a diferença entre o preço em Dólar (pago à companhia exportadora) e o preço em Reais (pago pela empresa geradora de energia elétrica).
A fim de evitar perdas ou ganhos financeiros para o supridor, a diferença entre o preço pago à companhia exploradora e o preço pago pela empresa geradora será acumulada e capitalizada ao longo dos 12 meses pela taxa Selic, tanto numa direção como na outra, ou seja, tanto no caso de depreciação como na hipótese de apreciação do Real.
No final do período, os movimentos da taxa de câmbio (apreciação ou depreciação do Real) serão repassados ao longo da cadeia para distribuidoras e consumidores. Com este mecanismo, o preço da energia gerada tanto pode aumentar como diminuir de um ano para o outro - dependendo de depreciação ou apreciação da moeda.
Para se ter idéia do impacto de variações no câmbio sobre a tarifa de energia elétrica em razão exclusivamente da medida anunciada hoje, é importante ter claro que ao final do PPT a energia térmica corresponderá a cerca de 7% do total da energia gerada no país. Por sua vez, o preço do gás representa, aproximadamente, 50% dos custos da energia gerada por uma termelétrica.
Sendo assim, o efeito da aplicação pura e simples de uma depreciação da taxa de câmbio de 10%, por exemplo, seria um aumento de 8% do preço do gás (referente à parcela de gás importado da Bolívia), elevando o preço da energia gerada por uma termelétrica em 4% (50% de 8%). O aumento do preço médio da energia gerada no país seria da ordem de 0,28% (7% de 4%).
Uma vez que, além da geração, há outros elos até que a energia chegue às casas e empresas (transmissão, distribuição e comercialização), o aumento médio da tarifa seria da ordem de 0,15%, neste exemplo de depreciação da taxa de câmbio em 10%, ao final de 12 meses. Acrescentando o efeito da parcela de compensação (PC), teríamos um impacto adicional de 0,07%. Sendo assim, o efeito total de uma depreciação de 10% na taxa de câmbio seria um aumento da ordem de 0,22% na tarifa de energia elétrica.
Essa conta não considera o impacto sobre a energia gerada por Itaipu, que também é influenciada pela taxa de câmbio, já que esse efeito independe da Portaria editada hoje.
É muito importante destacar que, num sistema de câmbio flutuante como temos no Brasil, o Real tanto pode depreciar frente ao dólar como pode apreciar. No caso de uma apreciação hipotética de 10%, haveria uma redução média da tarifa final para o consumidor da ordem de 0,22%.
Com o mecanismo criado, viabiliza-se a remoção do potencial risco de descasamento cambial enfrentado pelos geradores térmicos, permitindo-lhes obter uma taxa de retorno estável para os investimentos em expansão da oferta de energia elétrica utilizando gás natural.
5. O que é o Projeto GASENE? Qual a previsão de início de operação?
RESPOSTA:
É um gasoduto de 1.100 kms ligando Cacimbas, no Espírito Santo a Catu, na Bahia, unificando as duas malhas de gasodutos, a malha Sudeste e a malha Nordeste. O Gasene tem três trechos: Cabiúnas (RJ)- Vitória (ES), Cacimbas(ES)- Vitória e Cacimbas- Catu (BA), que é o maior
Trecho com aproximadamente 900 quilômetros.
O trecho Cacimbas-Vitória está com as obras em pleno andamento, com previsão de funcionamento para dezembro de 2005, através do escoamento do gás natural dos campos de Peroá-Cangoá, inicialmente em direção a Vitória. O trecho Cabiúnas-Vitória está em fase de diligenciamento, prevendo-se para breve processo licitatório internacional, em articulação com a Sinopec. A previsão é que o projeto termine em 2008.
6. Qual a lógica das recentes aquisições de termelétricas pela Petrobras?
RESPOSTA:
As aquisições são de termelétricas do tipo Merchant. Uma das principais características dos contratos Merchant é que eles possuem uma provisão, no sentido de que, caso, excepcionalmente, em determinados meses, as receitas auferidas com os contratos de compra e venda de energia não sejam suficientes para fazer frente a determinados custos, a Petrobras deverá realizar uma "Contribuição de Contingência" em montante suficiente para arcar com estes custos.
A "Contribuição de Contingência" cumpre a finalidade de, em caso de eventual e esporádica insuficiência de receita, garantir, durante cinco anos, o fluxo de caixa necessário para fazer frente aos custos fixos e variáveis da planta, sendo certo que, com o cenário adotado na época, entendiam os parceiros que a necessidade de aporte de tal contribuição seria eventual.
As projeções de demanda feitas na época não se concretizaram graças a vários fatores, dos quais os principais foram os decorrentes das medidas de restrição ao consumo adotadas em 2001 pela Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), criada em 2001. Mesmo após o término das restrições ao consumo, verificou-se que a demanda não retornou aos níveis anteriores em decorrência de uma mudança estrutural no padrão de consumo do país.
Dessa forma, as Contribuições de Contingência, que deveriam ser eventuais, passaram a ser feitas de forma sistemática, todos os meses, visto que as receitas previstas relativas às vendas no mercado spot não se materializaram. Após estudos, a Petrobras decidiu buscar a aquisição que signifiquem a redução de pagamentos contingenciais.
Em maio de 2005 foi concluída a aquisição da Sociedade Fluminense de Energia - SFE, proprietária da Usina termoelétrica Eletrobolt, localizada em Seropédica, no Estado do Rio de Janeiro, com capacidade nominal de 388 MW. Em junho do mesmo ano adquirimos a Usina termoelétrica Termoceará, localizada no Complexo Industrial de
Pecém, no Estado do Ceará com capacidade de 220 MW. A única termelétrica do tipo Merchant no qual ainda são feitos pagamentos contingenciais é a Macaé Merchant.
Downstream
1. Como estão os planos para a construção de uma nova refinaria no nordeste? Qual a participação da Petrobras?
2. Quais os objetivos da refinaria?
1. Como estão os planos para a construção de uma nova refinaria no nordeste? Qual a participação da Petrobras?
RESPOSTA:
A construção de uma nova refinaria está prevista no Plano Estratégico e a previsão para o início das operações é final de 2010 ou início de 2011. Será construída no Estado de Pernambuco em conjunto com a companhia estatal Petróleos de Venezuela S.A. - PDVSA, com investimento projetado de US$ 2,5 bilhões (sendo 50% de cada companhia) e capacidade de processar 200 mil bpd de óleo pesado, metade da Petrobras e metade da empresa boliviana.
2. Quais os objetivos da refinaria?
RESPOSTA:
A refinaria visa prioritariamente substituir a importação de derivados como o óleo diesel, o gás liquefeito de petróleo (GLP),e a nafta. Outra característica do empreendimento será a utilização, como matéria-prima, de petróleo pesado do Brasil e da Venezuela, países que possuem grandes reservas desde tipo de óleo. O projeto, que terá capacidade significativa de conversão, deverá capturar a margem de refino hoje existente na transformação de óleos pesados em destilados médios (gasolina e diesel).
Internacional
1. Qual a estratégia da Petrobras no segmento internacional?
2. Qual a razão para a queda das metas de produção em 2010 em relação ao Plano anterior?
3. A Petrobras possui atividades no Sudão?
1. Qual a estratégia da Petrobras no segmento internacional?
RESPOSTA:
Na revisão do seu Plano Estratégico, a Petrobras optou por manter a sua expansão internacional direcionada às áreas-foco, que são o Leste da África, América do Sul e Golfo do México. Contudo estamos sempre monitorando as oportunidades de negócio que possam existir em outras áreas importantes do mundo.
2. Qual a razão para a queda das metas de produção em 2010 em relação ao Plano anterior?
RESPOSTA:
A redução das metas de produção total internacional de 613 mil barris para 545 mil barris, se deve principalmente a atrasos em projetos na Nigéria. Cabe ressaltar que não houve nenhum comprometimento em termos da produção futura, é simplesmente uma questão de atraso no início de produção de dois grandes campos na Nigéria, Akpo e Agbami, dos quais a Petrobras é sócia e cuja produção deve se iniciar com um atraso de um ano.
3. A Petrobras possui atividades no Sudão?
RESPOSTA:
A Petrobras gostaria de informar que nem no passado, nem no presente, a Petrobras ou qualquer uma de suas Entidades de Negócios Afiliadas tem ou teve qualquer ativo, Joint Venture, investimento ou atividades de negócios diretas ou indiretas no Sudão, e que a Companhia não tem intenção de fazê-lo no futuro previsível, seja direta ou indiretamente.
Assim a Petrobras informa que:
a) Nem a Petrobras, nem uma controlada da Petrobras ou uma joint venture dessa controlada ("Entidade de Negócios Afiliada") exerce qualquer atividade de negócios direta ou indireta no Sudão.
b) Nem a Petrobras nem qualquer uma de suas Entidades de Negócios Afiliadas aufere receita proveniente de uma atividade de negócios direta ou indireta no Sudão.
c) Nem a Petrobras nem qualquer uma de suas Entidades de Negócios Afiliadas jamais fez investimentos de capital no Sudão.
d) Nem a Petrobras nem qualquer uma de suas Entidades de Negócios Afiliadas jamais firmou um documento de licenciamento ou outra forma de concessão para exercer atividades de negócio no Sudão.
e) Nem a Petrobras nem qualquer uma de suas Entidades de Negócios Afiliada faz atualmente negócios com uma sociedade de propriedade do Governo do Sudão.
f) Nem a Petrobras nem qualquer uma de suas Entidades de Negócios Afiliadas possui empregados no Sudão.
g) Nem a Petrobras nem qualquer uma de suas Entidades de Negócios Afiliadas paga taxas ou impostos ao Governo do Sudão.
h) Como nossa Companhia não atua nem tem intenções de atuar no Sudão, ela não adotou nem implementou uma política relativa àquele país.
i) A Petrobras é signatária e participante ativa do Global Compact das Nações Unidas, cujos dois primeiros princípios tratam especificamente de direitos humanos. Com respeito ao pagamento de impostos, a Petrobras é signatária da Partnering Against Corruption Initiative (Iniciativa de Parceria Contra a Corrupção - PACI) do Fórum Econômico Mundial e da Extractive Industries Transparency Initiative (Iniciativa de Transparência das Indústrias de Extração - EITI) do Banco Mundial. Como conseqüência da postura da Companhia com relação à questão dos direitos humanos em geral, o desempenho do preço das ações da Petrobras faz parte do Índice Dow Jones de Sustentabilidade, que reflete apenas o desempenho das empresas que satisfazem critérios específicos, entre os quais direitos humanos em todos os seus aspectos (sexo, raça, idade, credo, convicções políticas, etc.).
(*) Este link leva a um endereço externo ao sistema Petrobras. A Petrobras não se responsabiliza nem pelo conteúdo nem pelas políticas / práticas de privacidade dos sites para os quais apontamos.
|
|
Receber Atualizações
