segunda-feira, 18 de abril de 2011
sexta-feira, 25 de fevereiro de 2011
Petrobras fecha 2010 com lucro recorde de R$ 35,189 bilhões
A Petrobras fechou o ano de 2010 com um lucro líquido de R$ 35,189 bilhões --17% acima do que o registrado no ano anterior (R$ 30,051 bilhões), informou a empresa nesta sexta-feira.
O resultado é o maior já registrado na história da companhia, e consequentemente, de uma empresa no país.
Somente no quarto trimestre, o lucro líquido chegou a R$ 10,602 bilhões, alta de 24% ante o trimestre anterior (R$ 8,566 bilhões). O forte crescimento do lucro no último trimestre foi atribuído à redução das despesas operacionais, em R$ 1,58 bilhão, além de gastos menores com tributos, com impacto positivo de R$ 1,28 bilhão.
Segundo o comunicado enviado ao mercado, o resultado anual foi influenciado pela alta da cotação do petróleo durante o ano e pelo aumento de 11% nas vendas de derivados. A Petrobras ressaltou que a valorização cambial provocou um impacto positivo no resultado de R$ 2,725 bilhões.
A receita líquida da Petrobras em 2010 ficou em R$ 213,274 bilhões, 17% a mais do que em 2009 (R$ 182,834 bilhões). De outubro a dezembro, essa receita foi de R$ 54,492 bilhões, estável frente ao que fora constatado no terceiro trimestre
Já o Ebitda (lucro antes juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 60,323 bilhões no ano passado -- incremento de 1% sobre o ano anterior. No quarto trimestre, totalizou R$ 14,584 bilhões, queda de 1% frente aos três meses imediatamente anteriores (R$ 14,736 bilhões).
Os investimentos da estatal somaram R$ 76,411 bilhões ao longo de 2010. Isso representou um aumento de 8% em relação ao ano anterior (R$ 70,757 bilhões). Os principais recursos foram destinados para a área de exploração e produção, que recebeu R$ 32,426 bilhões.
Em dezembro de 2010, a empresa tinha um endividamento bruto de R$ 117,9 bilhões, a maior parte (87%) financiada em longo prazo. Boa parte dessa dívida (46%) estava indexada em dólar e real (27%), sendo o BNDES (33%) era o maior credor da estatal.
A receita líquida da Petrobras em 2010 ficou em R$ 213,274 bilhões, 17% a mais do que em 2009 (R$ 182,834 bilhões). De outubro a dezembro, essa receita foi de R$ 54,492 bilhões, estável frente ao que fora constatado no terceiro trimestre
Já o Ebitda (lucro antes juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 60,323 bilhões no ano passado -- incremento de 1% sobre o ano anterior. No quarto trimestre, totalizou R$ 14,584 bilhões, queda de 1% frente aos três meses imediatamente anteriores (R$ 14,736 bilhões).
Os investimentos da estatal somaram R$ 76,411 bilhões ao longo de 2010. Isso representou um aumento de 8% em relação ao ano anterior (R$ 70,757 bilhões). Os principais recursos foram destinados para a área de exploração e produção, que recebeu R$ 32,426 bilhões.
Em dezembro de 2010, a empresa tinha um endividamento bruto de R$ 117,9 bilhões, a maior parte (87%) financiada em longo prazo. Boa parte dessa dívida (46%) estava indexada em dólar e real (27%), sendo o BNDES (33%) era o maior credor da estatal.
A receita líquida da Petrobras em 2010 ficou em R$ 213,274 bilhões, 17% a mais do que em 2009 (R$ 182,834 bilhões). De outubro a dezembro, essa receita foi de R$ 54,492 bilhões, estável frente ao que fora constatado no terceiro trimestre
Já o Ebitda (lucro antes juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 60,323 bilhões no ano passado -- incremento de 1% sobre o ano anterior. No quarto trimestre, totalizou R$ 14,584 bilhões, queda de 1% frente aos três meses imediatamente anteriores (R$ 14,736 bilhões).
Os investimentos da estatal somaram R$ 76,411 bilhões ao longo de 2010. Isso representou um aumento de 8% em relação ao ano anterior (R$ 70,757 bilhões). Os principais recursos foram destinados para a área de exploração e produção, que recebeu R$ 32,426 bilhões.
Em dezembro de 2010, a empresa tinha um endividamento bruto de R$ 117,9 bilhões, a maior parte (87%) financiada em longo prazo. Boa parte dessa dívida (46%) estava indexada em dólar e real (27%), sendo o BNDES (33%) era o maior credor da estatal.
Folha.com - Cirilo Jr.
O resultado é o maior já registrado na história da companhia, e consequentemente, de uma empresa no país.
Somente no quarto trimestre, o lucro líquido chegou a R$ 10,602 bilhões, alta de 24% ante o trimestre anterior (R$ 8,566 bilhões). O forte crescimento do lucro no último trimestre foi atribuído à redução das despesas operacionais, em R$ 1,58 bilhão, além de gastos menores com tributos, com impacto positivo de R$ 1,28 bilhão.
Segundo o comunicado enviado ao mercado, o resultado anual foi influenciado pela alta da cotação do petróleo durante o ano e pelo aumento de 11% nas vendas de derivados. A Petrobras ressaltou que a valorização cambial provocou um impacto positivo no resultado de R$ 2,725 bilhões.
A receita líquida da Petrobras em 2010 ficou em R$ 213,274 bilhões, 17% a mais do que em 2009 (R$ 182,834 bilhões). De outubro a dezembro, essa receita foi de R$ 54,492 bilhões, estável frente ao que fora constatado no terceiro trimestre
Já o Ebitda (lucro antes juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 60,323 bilhões no ano passado -- incremento de 1% sobre o ano anterior. No quarto trimestre, totalizou R$ 14,584 bilhões, queda de 1% frente aos três meses imediatamente anteriores (R$ 14,736 bilhões).
Os investimentos da estatal somaram R$ 76,411 bilhões ao longo de 2010. Isso representou um aumento de 8% em relação ao ano anterior (R$ 70,757 bilhões). Os principais recursos foram destinados para a área de exploração e produção, que recebeu R$ 32,426 bilhões.
Em dezembro de 2010, a empresa tinha um endividamento bruto de R$ 117,9 bilhões, a maior parte (87%) financiada em longo prazo. Boa parte dessa dívida (46%) estava indexada em dólar e real (27%), sendo o BNDES (33%) era o maior credor da estatal.
A receita líquida da Petrobras em 2010 ficou em R$ 213,274 bilhões, 17% a mais do que em 2009 (R$ 182,834 bilhões). De outubro a dezembro, essa receita foi de R$ 54,492 bilhões, estável frente ao que fora constatado no terceiro trimestre
Já o Ebitda (lucro antes juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 60,323 bilhões no ano passado -- incremento de 1% sobre o ano anterior. No quarto trimestre, totalizou R$ 14,584 bilhões, queda de 1% frente aos três meses imediatamente anteriores (R$ 14,736 bilhões).
Os investimentos da estatal somaram R$ 76,411 bilhões ao longo de 2010. Isso representou um aumento de 8% em relação ao ano anterior (R$ 70,757 bilhões). Os principais recursos foram destinados para a área de exploração e produção, que recebeu R$ 32,426 bilhões.
Em dezembro de 2010, a empresa tinha um endividamento bruto de R$ 117,9 bilhões, a maior parte (87%) financiada em longo prazo. Boa parte dessa dívida (46%) estava indexada em dólar e real (27%), sendo o BNDES (33%) era o maior credor da estatal.
A receita líquida da Petrobras em 2010 ficou em R$ 213,274 bilhões, 17% a mais do que em 2009 (R$ 182,834 bilhões). De outubro a dezembro, essa receita foi de R$ 54,492 bilhões, estável frente ao que fora constatado no terceiro trimestre
Já o Ebitda (lucro antes juros, impostos, depreciação e amortização) foi de R$ 60,323 bilhões no ano passado -- incremento de 1% sobre o ano anterior. No quarto trimestre, totalizou R$ 14,584 bilhões, queda de 1% frente aos três meses imediatamente anteriores (R$ 14,736 bilhões).
Os investimentos da estatal somaram R$ 76,411 bilhões ao longo de 2010. Isso representou um aumento de 8% em relação ao ano anterior (R$ 70,757 bilhões). Os principais recursos foram destinados para a área de exploração e produção, que recebeu R$ 32,426 bilhões.
Em dezembro de 2010, a empresa tinha um endividamento bruto de R$ 117,9 bilhões, a maior parte (87%) financiada em longo prazo. Boa parte dessa dívida (46%) estava indexada em dólar e real (27%), sendo o BNDES (33%) era o maior credor da estatal.
Folha.com - Cirilo Jr.
quinta-feira, 24 de fevereiro de 2011
Petrobras ganha brilho, mas de curto prazo
Disponibilidade do país vai a 28,4 bi de barris
Se for comprovada a viabilidade de exploração comercial do petróleo encontrado recentemente no país, principalmente na região do pré-sal, o Brasil duplicará suas reservas.
Levantamento feito pela ANP (Agência Nacional do Petróleo) indica que as reservas comprovadas do país são de 14,2 bilhões de barris de petróleo.
Há outros 14,2 bilhões de barris de reservas prováveis e possíveis. Se sua viabilidade econômica for atestada, o país passará a ter reserva total de 28,4 bilhões de barris de petróleo.
Segundo norma da ANP, reservas comprovadas são aquelas que têm, no mínimo, 90% de chances de serem aproveitadas comercialmente. Essa estimativa considera condições econômicas vigentes e métodos operacionais viáveis.
As reservas prováveis e possíveis são aquelas que precisam ser mais pesquisadas para que sua viabilidade comercial seja atestada.
As prováveis têm 50% de possibilidades de ter algum tipo de aproveitamento em escala comercial.
Nas reservas possíveis, essa proporção fica em só 10%.
"Os bancos só emprestam dinheiro para uma empresa explorar uma reserva provada. Mas as reservas prováveis e possíveis estão lá e ainda podem ter viabilidade", afirma Sérgio Possato, ex-superintendente da ANP.
Em relação a 2009, as reservas totais tiveram incremento de 34,5%, maior variação constatada na década. As reservas provadas cresceram 10,6%, maior aumento desde 2002.
Essa diferença pode ser explicada pelo início da incorporação das reservas da camada pré-sal, situadas na bacia de Santos.
À medida que cresce o número de descobertas e comprovações na região, as reservas vão sendo ampliadas. A ANP incorporou nessa conta reservas do bloco BM-S-11, onde está o campo de Lula.
Com o pré-sal, a bacia de Santos já tem a segunda maior reserva provada de petróleo do país.
Elas somam 1,4 bilhão de barris de petróleo. Há um ano, não passavam de 90 milhões de barris.
Campos segue com a maior acumulação comprovada de petróleo, com 11,5 bilhões de barris.
Se for comprovada a viabilidade de exploração comercial do petróleo encontrado recentemente no país, principalmente na região do pré-sal, o Brasil duplicará suas reservas.
Levantamento feito pela ANP (Agência Nacional do Petróleo) indica que as reservas comprovadas do país são de 14,2 bilhões de barris de petróleo.
Há outros 14,2 bilhões de barris de reservas prováveis e possíveis. Se sua viabilidade econômica for atestada, o país passará a ter reserva total de 28,4 bilhões de barris de petróleo.
Segundo norma da ANP, reservas comprovadas são aquelas que têm, no mínimo, 90% de chances de serem aproveitadas comercialmente. Essa estimativa considera condições econômicas vigentes e métodos operacionais viáveis.
As reservas prováveis e possíveis são aquelas que precisam ser mais pesquisadas para que sua viabilidade comercial seja atestada.
As prováveis têm 50% de possibilidades de ter algum tipo de aproveitamento em escala comercial.
Nas reservas possíveis, essa proporção fica em só 10%.
"Os bancos só emprestam dinheiro para uma empresa explorar uma reserva provada. Mas as reservas prováveis e possíveis estão lá e ainda podem ter viabilidade", afirma Sérgio Possato, ex-superintendente da ANP.
Em relação a 2009, as reservas totais tiveram incremento de 34,5%, maior variação constatada na década. As reservas provadas cresceram 10,6%, maior aumento desde 2002.
Essa diferença pode ser explicada pelo início da incorporação das reservas da camada pré-sal, situadas na bacia de Santos.
À medida que cresce o número de descobertas e comprovações na região, as reservas vão sendo ampliadas. A ANP incorporou nessa conta reservas do bloco BM-S-11, onde está o campo de Lula.
Com o pré-sal, a bacia de Santos já tem a segunda maior reserva provada de petróleo do país.
Elas somam 1,4 bilhão de barris de petróleo. Há um ano, não passavam de 90 milhões de barris.
Campos segue com a maior acumulação comprovada de petróleo, com 11,5 bilhões de barris.
Fonte: Folha de São Paulo/CIRILO JUNIOR
quarta-feira, 16 de fevereiro de 2011
ES e RJ ganham aliado de peso pela manutenção do pagamento de royalties
AGU apresentou ao STF manifestação em defesa da lei sobre pagamento de
royalties como forma de compensação financeira aos estados onde há
exploração de petróleo.
A Advocacia Geral da União (AGU) apresentou ao Supremo Tribunal
Federal (STF) manifestação em defesa da Lei nº 12.276/10, que dispõe
sobre o pagamento de royalties como forma de compensação financeira
aos estados, Distrito Federal e municípios, localizados em território
onde haja exploração de petróleo.
Na prática, significa que o ES e RJ ganharam aliado de peso junto ao
STF, na luta pela manutenção do pagamento de royalties como
compensação pela exploração de petróleo.
O artigo 5º da lei, que afasta o dever do pagamento de \"participações
especiais\" dos entes federados previstas na Lei nº 9.478/97, é
questionado na Ação Direta de Inconstitucionalidade (ADI) nº 4492,
ajuizada pelo Governo do Estado do Rio de Janeiro e Espírito Santo.
A AGU manifestou- se pela improcedência do pedido. Para a AGU, a lei é
constitucional e a participação especial já está prevista no artigo
20, parágrafo 1º, da Constituição Federal (CF).
A norma constitucional apenas não especifica o tipo de participação ou
compensação devida, atribuindo essa escolha à discricionariedade do
legislador ordinário.
Na peça, a AGU rebateu ainda o argumento de que o parágrafo 2º, do
artigo 177, da Constituição da República, exigiria lei geral para
regulamentar as atividades de exploração de petróleo e as condições de
contratação das empresas públicas e privadas para a execução de tais
atividades econômicas.
A AGU explicou que a CF confere à União, paralelamente à titularidade
dos bens estabelecidos em seu artigo 20, o monopólio das atividades
relativas ao petróleo e seus derivados. Ou seja, a exploração
econômica do petróleo e derivados.
Esse regime de exploração foi mantido, embora com modificações, pela
Emenda Constitucional nº 9/95. Cabe à União decidir sobre a
contratação de empresas estatais ou privadas para realizar as
atividades que vinham sendo desenvolvidas pela Petrobras.
A defesa conclui que o artigo 5º da Lei 12.276/10, ao alterar o regime
de participações governamentais estabelecido pela Lei nº 9.478/97 e
afastar o dever de pagamento de participações especiais nas cessões
onerosas das áreas do pré-sal, não viola os artigos 20, parágrafo 1º,
e 177 da Constituição..
Ano passado o presidente Lula vetou projeto que prejudicava estados
produtores. Até março o veto será analisado pelos congressistas. É
necessário que ele seja mantido para evitar que o ES perca R$ 1 bi de
sua receita.
royalties como forma de compensação financeira aos estados onde há
exploração de petróleo.
A Advocacia Geral da União (AGU) apresentou ao Supremo Tribunal
Federal (STF) manifestação em defesa da Lei nº 12.276/10, que dispõe
sobre o pagamento de royalties como forma de compensação financeira
aos estados, Distrito Federal e municípios, localizados em território
onde haja exploração de petróleo.
Na prática, significa que o ES e RJ ganharam aliado de peso junto ao
STF, na luta pela manutenção do pagamento de royalties como
compensação pela exploração de petróleo.
O artigo 5º da lei, que afasta o dever do pagamento de \"participações
especiais\" dos entes federados previstas na Lei nº 9.478/97, é
questionado na Ação Direta de Inconstitucionalidade (ADI) nº 4492,
ajuizada pelo Governo do Estado do Rio de Janeiro e Espírito Santo.
A AGU manifestou- se pela improcedência do pedido. Para a AGU, a lei é
constitucional e a participação especial já está prevista no artigo
20, parágrafo 1º, da Constituição Federal (CF).
A norma constitucional apenas não especifica o tipo de participação ou
compensação devida, atribuindo essa escolha à discricionariedade do
legislador ordinário.
Na peça, a AGU rebateu ainda o argumento de que o parágrafo 2º, do
artigo 177, da Constituição da República, exigiria lei geral para
regulamentar as atividades de exploração de petróleo e as condições de
contratação das empresas públicas e privadas para a execução de tais
atividades econômicas.
A AGU explicou que a CF confere à União, paralelamente à titularidade
dos bens estabelecidos em seu artigo 20, o monopólio das atividades
relativas ao petróleo e seus derivados. Ou seja, a exploração
econômica do petróleo e derivados.
Esse regime de exploração foi mantido, embora com modificações, pela
Emenda Constitucional nº 9/95. Cabe à União decidir sobre a
contratação de empresas estatais ou privadas para realizar as
atividades que vinham sendo desenvolvidas pela Petrobras.
A defesa conclui que o artigo 5º da Lei 12.276/10, ao alterar o regime
de participações governamentais estabelecido pela Lei nº 9.478/97 e
afastar o dever de pagamento de participações especiais nas cessões
onerosas das áreas do pré-sal, não viola os artigos 20, parágrafo 1º,
e 177 da Constituição..
Ano passado o presidente Lula vetou projeto que prejudicava estados
produtores. Até março o veto será analisado pelos congressistas. É
necessário que ele seja mantido para evitar que o ES perca R$ 1 bi de
sua receita.
Fonte: ES Hoje - Agência Congresso - 16 de fevereiro de 2011.
segunda-feira, 14 de fevereiro de 2011
Petrobras investirá US$ 4 bilhões em 162 poços
A Petrobras vai realizar este ano o maior programa exploratório em busca de petróleo de toda sua história. Com um ritmo acelerado, a companhia vai investir US$ 4 bilhões na perfuração de 162 poços. O Gerente-Geral de Gestão de Projetos Exploratórios da Petrobras, Jeferson Kinzel, explicou que, desse total, 53 serão no mar e 109, terrestres. O número de poços representa um aumento de 24,5% em relação aos 130 do ano passado, e o dobro da média de anos anteriores.
— Realmente a Petrobras este ano está num novo ritmo frenético, o maior de toda a sua história e, com certeza, um dos maiores do mundo. E esse ritmo vai continuar nos próximos anos — destacou.
Segundo o executivo, esse novo ritmo de perfurações de poços continuará nos próximos anos. A companhia pretende perfurar uma média de 160 a 170 poços por ano.
A Petrobras também já está se preparando para participar dos próximos leilões de áreas que a Agência Nacional do Petróleo (ANP) vai realizar ainda este ano nas áreas do pré-sal e pós-sal. Segundo o executivo, a estatal já está se planejando para os primeiros leilões no novo regime de partilha (no qual a União é dona de todas as reservas, ao contrário do sistema atual, que vale para o pós-sal, em que a empresa que encontrar o petróleo é dona da riqueza), que deverão ocorrer já no próximo ano.
Gasto com aluguel de sondas chega a US$ 600 mil
Para executar todos esses trabalhos, a Petrobras tem 30 sondas de perfuração contratadas, das quais a maioria já está no país realizando serviços. Com o mercado internacional de petróleo aquecido, esses equipamentos são disputados pelas petrolíferas, sendo que muitas sondas só estão disponíveis muitos meses após a sua contratação. Com isso, o aluguel das sondas varia dependendo do tipo pode ir de US$ 140 mil por dia a US$ 600 mil.
A Petrobras opera em ritmo acelerado porque precisa descobrir cada vez mais petróleo, considerando que está produzindo cerca de 1 bilhão de barris por ano, que o consumo está em alta e que as reservas são finitas. Outro motivo são os prazos que companhia tem de cumprir nos contratos de concessão com a ANP. Pelos contratos, a estatal tem prazos para descobrir petróleo nos blocos concedidos, para delimitar reservas e para desenvolver sua produção.
Com as informações – Extra (Rodrigo Cintra - 13 fev 11)
— Realmente a Petrobras este ano está num novo ritmo frenético, o maior de toda a sua história e, com certeza, um dos maiores do mundo. E esse ritmo vai continuar nos próximos anos — destacou.
Segundo o executivo, esse novo ritmo de perfurações de poços continuará nos próximos anos. A companhia pretende perfurar uma média de 160 a 170 poços por ano.
A Petrobras também já está se preparando para participar dos próximos leilões de áreas que a Agência Nacional do Petróleo (ANP) vai realizar ainda este ano nas áreas do pré-sal e pós-sal. Segundo o executivo, a estatal já está se planejando para os primeiros leilões no novo regime de partilha (no qual a União é dona de todas as reservas, ao contrário do sistema atual, que vale para o pós-sal, em que a empresa que encontrar o petróleo é dona da riqueza), que deverão ocorrer já no próximo ano.
Gasto com aluguel de sondas chega a US$ 600 mil
Para executar todos esses trabalhos, a Petrobras tem 30 sondas de perfuração contratadas, das quais a maioria já está no país realizando serviços. Com o mercado internacional de petróleo aquecido, esses equipamentos são disputados pelas petrolíferas, sendo que muitas sondas só estão disponíveis muitos meses após a sua contratação. Com isso, o aluguel das sondas varia dependendo do tipo pode ir de US$ 140 mil por dia a US$ 600 mil.
A Petrobras opera em ritmo acelerado porque precisa descobrir cada vez mais petróleo, considerando que está produzindo cerca de 1 bilhão de barris por ano, que o consumo está em alta e que as reservas são finitas. Outro motivo são os prazos que companhia tem de cumprir nos contratos de concessão com a ANP. Pelos contratos, a estatal tem prazos para descobrir petróleo nos blocos concedidos, para delimitar reservas e para desenvolver sua produção.
Com as informações – Extra (Rodrigo Cintra - 13 fev 11)
segunda-feira, 31 de janeiro de 2011
Incêndio para operação de plantaforma de petróleo
Equipamento que pegou fogo está sendo periciado
A plataforma de Petróleo Cherne dois, na bacia de Campos, no norte fluminense, está parada há oito dias por causa de um incêndio dentro da plataforma no último dia 19. A informação é do Sindipetro-nf (Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense).
Na quinta-feira (27/01) as bombas no módulo 5, onde aconteceu o incêndio, foram encaminhadas para a perícia.
A Cherne dois fica a 120 quilômetros de Macaé, também no norte fluminense, e nela trabalham 160 petroleiros. Durante o incêndio ninguém ficou ferido.
Através de nota, a Petrobrás informou que a operação da plataforma Cherne Dois ficará paralisada enquanto são apuradas as causas do incêndio no módulo de bombas de transferência de óleo e que já solicitou à Marinha uma nova perícia. Essa vistoria vai ser feita por equipe de vistoriadores e inspetores navais a partir do dia 01 de fevereiro, quando a plataforma estará pronta para retomar suas operações.
A plataforma de Petróleo Cherne dois, na bacia de Campos, no norte fluminense, está parada há oito dias por causa de um incêndio dentro da plataforma no último dia 19. A informação é do Sindipetro-nf (Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense).
Na quinta-feira (27/01) as bombas no módulo 5, onde aconteceu o incêndio, foram encaminhadas para a perícia.
A Cherne dois fica a 120 quilômetros de Macaé, também no norte fluminense, e nela trabalham 160 petroleiros. Durante o incêndio ninguém ficou ferido.
Através de nota, a Petrobrás informou que a operação da plataforma Cherne Dois ficará paralisada enquanto são apuradas as causas do incêndio no módulo de bombas de transferência de óleo e que já solicitou à Marinha uma nova perícia. Essa vistoria vai ser feita por equipe de vistoriadores e inspetores navais a partir do dia 01 de fevereiro, quando a plataforma estará pronta para retomar suas operações.
Fonte: Do R7 com Rede Record
sexta-feira, 10 de dezembro de 2010
Cresce número de incidentes com petróleo em alto-mar
Segundo a indústria petrolífera, a trágica explosão da plataforma Deepwater Horizon, no Golfo do México, foi um evento isolado, fruto de uma série de deslizes sem precedentes que dificilmente se repetirão. Não é o que sugere a história recente da exploração de petróleo em alto-mar.
Nos meses que antecederam e se seguiram ao acidente, que matou 11 pessoas e lançou milhões de barris de petróleo nas águas do golfo, o setor foi palco de vários derramamentos graves e alarmantes quase-acidentes, alguns deles muitíssimo parecidos com o ocorrido na Deepwater Horizon.
Um acidente na costa australiana deixou petróleo vazando por semanas no Mar do Timor. Um poço fora de controle no Golfo do México deslocou um equipamento de duas toneladas no convés da plataforma Lorris Bouzigard, para grande susto dos operários. No Mar do Norte, no litoral da Noruega, o vazamento de gás a bordo de uma plataforma de produção por pouco não causou uma tragédia das proporções da Deepwater Horizon.
Dados de entidades reguladoras do mundo todo sugerem que, após anos avançando, a segurança de operações de exploração em alto-mar piorou nos últimos dois anos.
O Wall Street Journal analisou estatísticas de quatro países com grandes indústrias de perfuração em alto-mar e sistemas modernos de regulamentação: Estados Unidos, Grã-Bretanha, Noruega e Austrália (um quinto, o Brasil, não disponibilizou os dados). Embora cada país use um método distinto para medir a perda do controle de poços ou derramamentos, a tendência que revelam é semelhante.
Em atividades de perfuração no trecho americano do Golfo do México houve, em 2009, 28 registros importantes de derramamento de petróleo, vazamento de gás ou incidentes em que trabalhadores perderam o controle de um poço. É 4% a mais do que em 2008, 56% a mais do que em 2007 e cerca de 65% a mais do que em 2006. Se computado o número de horas trabalhadas em plataformas em alto-mar, o ritmo dos incidentes subiu todos os anos de 2006 a 2009.
A agência de saúde e segurança no trabalho do Reino Unido registrou 85 vazamentos sérios de petróleo e gás no ano encerrado em 31 de março, 39% a mais do que no anterior. Computado o total de horas trabalhadas em alto-mar, foi o maior índice desde 2004-05.
Na Noruega, houve 37 vazamentos de petróleo e gás e "incidentes em poços" em 2009, segundo o órgão regulador da atividade no país. É 48% a mais do que em 2008 - e o maior nível desde 2003. O índice de incidentes da Noruega por homem-hora subiu 42% em 2009, para o maior patamar desde 2005.
No primeiro semestre do ano na Austrália, houve 23 derramamentos de petróleo, vazamentos de gás e incidentes que ameaçaram a ruptura de um poço, segundo a Autoridade Nacional de Segurança do Petróleo Offshore. É quase o total de incidentes do gênero em 2009 (24). Computadas as horas trabalhadas, a taxa de incidentes mais do que dobrou desde 2005.
"Por que a segurança na indústria offshore parece estar se deteriorando?", pergunta Jane Cutler, ex-executiva do setor e, hoje, diretora da autoridade reguladora da Austrália. Sua resposta: "As pessoas esquecem de ter medo."
O Instituto Americano do Petróleo (API), que representa a indústria petrolífera dos EUA, pede cautela na leitura das estatísticas. "Tirar conclusões generalizadas a partir de uma análise limitada dos dados não serve de nada", declarou o instituto num comunicado. No passado, especialistas do API chamaram atenção para dados que indicariam que a ficha do setor está melhorando - como um declínio constante no volume de petróleo derramado a cada ano.
"Não acredito que haja um surto (...) de acidentes", diz Lee Hunt, presidente da Associação Internacional de Empresas de Perfuração. "E quando algo ocorre, é comum vermos um alto nível de competência na resolução do problema."
Seja como for, as empresas que operam poços ao redor do mundo estão reexaminando seus procedimentos, em grande parte devido ao medo de que um erro qualquer possa levar a um oneroso desastre. A BP PLC calcula que o vazamento no golfo custará à empresa e aos parceiros (donos do poço que explodiu) US$ 40 bilhões.
Há várias explicações possíveis para a recente onda de problemas. Investigações sobre a plataforma Deepwater Horizon e outros incidentes recentes ressaltam a dificuldade do setor para achar e reter trabalhadores qualificados, sua luta para equilibrar prioridades de segurança com a necessidade de lucro e lapsos ocasionais devido à regulamentação frouxa. Esses desafios só se intensificam à medida que as petrolíferas testam os limites da tecnologia e da experiência em águas mais profundas, ambientes mais hostis e jazidas de petróleo mais complexas, dizem os investigadores.
Não obstante, o investimento na exploração em águas profundas está acelerando. Perfurar nelas é crucial para saciar a crescente sede de combustível do mundo. O potencial retorno - lucro para acionistas de petrolíferas, arrecadação de impostos, emprego e independência energética para o país - é grande demais para conter o avanço dessa atividade.
Depois da explosão na Deepwater Horizon, representantes do setor e autoridades prometeram tomar medidas para prevenir outro desastre. Novas regras para o Golfo do México estão sendo elaboradas. EUA e Europa estão desenvolvendo novos sistemas de resposta rápida para conter vazamentos de petróleo em alto-mar.
A confiança do setor na própria capacidade de operar com segurança instalações de exploração de petróleo e gás no mar segue basicamente inabalada. A Deepwater Horizon "foi um incidente isolado", diz Erik Milito, um direotr do API. "Não acreditamos que haja um problema sistêmico no setor."
O setor aponta para o longo histórico de 50.000 poços perfurados no Golfo do México sem uma catástrofe similar à registrada no início deste ano.
Certos especialistas afirmam, no entanto, que dados como esses mascaram o desafio cada vez maior da exploração em alto-mar. A cada ano, a atividade fica mais complexa, pois locais de fácil perfuração já foram explorados. A maioria daqueles 50.000 poços eram fáceis se comparados ao da Deepwater Horizon.
O engenheiro David M. Pritchard, consultor na área de petróleo, estudou um banco de dados de 5.000 poços no Golfo do México de 1993 para cá - classificados pela dificuldade de perfuração. Pritchard buscou estruturas no mínimo tão complexas quanto a que a Deepwater Horizon tentava perfurar. Achou 43.
"Qual o verdadeiro risco de que ocorra um erro catastrófico? É de 1 em 50.000 ou agora é de 1 em 43?", pergunta Pritchard. Seu medo é que o setor esteja simplesmente fechando os olhos para os riscos que enfrenta.
O API diz estar analisando o estudo de Pritchard como parte de um vasto exame de questões ligadas a poços em águas profundas e deve soltar recomendações no próximo ano.
A Deepwater Horizon não foi a única plataforma de petróleo em alto-mar a ter problemas recentemente. Vários incidentes menos divulgados lançam luz sobre a crescente luta do setor para controlar riscos nessas operações.
Em 19 de abril de 2009, quase um ano antes do acidente na Deepwater Horizon, outra plataforma no Golfo do México - a Lorris Bouzigard, da Noble Corp. - foi sacudida por um violento estouro. Uma bolha de gás explosivo subiu pela tubulação e deslocou, na plataforma, um equipamento de duas toneladas, segundo revelou a investigação posterior das autoridades. Com muito esforço, a situação foi controlada. Ninguém saiu ferido. Assim como na Deepwater Horizon, a investigação do governo americano concluiu que houve demora na detecção do gás que subia pela tubulação, em parte porque as telas de computador da sala de controle não estavam configuradas para mostrar os problemas claramente. Além disso, trabalhadores da dona do poço, a LLOG Exploration Co., tinham mudado de última hora um procedimento, eliminando uma etapa que poderia ter retirado o gás do poço.
O vice-presidente de perfuração da LLOG, Bob McMann, diz que a empresa está de acordo com a maioria das conclusões da investigação. Segundo ele, o incidente "não chegou nem perto" de ser um grande desastre, e atribui ao treinamento e capacidade dos trabalhadores a rápida solução da situação. A Noble não quis comentar o incidente.
Meses depois, do outro lado do mundo, o pessoal de outra plataforma não conseguiu conter um grande problema. Em 21 de agosto de 2009, uma empresa tailandesa que perfurava no Mar do Timor 650 quilômetros a oeste de Darwin, na Austrália, perdeu o controle de um poço de petróleo em perfuração. Durante seis semanas, o poço lançou centenas de barris de petróleo por dia no mar. O fogo destruiu a plataforma, com prejuízos estimados em US$ 150 milhões.
Um relatório do governo australiano divulgado no mês passado acusou a estatal PTT PCL, envolvida na operação, de deficiências "generalizadas e sistêmicas".
Jane Cutler, da agência reguladora na Austrália, atribui o acidente da PTT à "incompetência de operários, funcionários e empreiteiras". A PTT reconheceu as "deficiências" e prometeu renovar o compromisso com a segurança das operações, segundo um comunicado.
A indústria e seus defensores observam que nenhum desses incidentes se equiparou ao da Deepwater Horizon em escopo ou prejuízo. Aliás, dizem, serviram para mostrar como, na maioria dos casos, procedimentos e tecnologias existentes evitaram o pior ou contiveram o estrago.
Certos especialistas dizem que a onda de acidentes mostra que o da Deepwater Horizon não foi um evento isolado e que, ao descrever o desastre como um "evento de baixa probabilidade e alta consequência", o setor fecha os olhos para a probabilidade de que esse tipo de acidente se repita.
Nos meses que antecederam e se seguiram ao acidente, que matou 11 pessoas e lançou milhões de barris de petróleo nas águas do golfo, o setor foi palco de vários derramamentos graves e alarmantes quase-acidentes, alguns deles muitíssimo parecidos com o ocorrido na Deepwater Horizon.
Um acidente na costa australiana deixou petróleo vazando por semanas no Mar do Timor. Um poço fora de controle no Golfo do México deslocou um equipamento de duas toneladas no convés da plataforma Lorris Bouzigard, para grande susto dos operários. No Mar do Norte, no litoral da Noruega, o vazamento de gás a bordo de uma plataforma de produção por pouco não causou uma tragédia das proporções da Deepwater Horizon.
Dados de entidades reguladoras do mundo todo sugerem que, após anos avançando, a segurança de operações de exploração em alto-mar piorou nos últimos dois anos.
O Wall Street Journal analisou estatísticas de quatro países com grandes indústrias de perfuração em alto-mar e sistemas modernos de regulamentação: Estados Unidos, Grã-Bretanha, Noruega e Austrália (um quinto, o Brasil, não disponibilizou os dados). Embora cada país use um método distinto para medir a perda do controle de poços ou derramamentos, a tendência que revelam é semelhante.
Em atividades de perfuração no trecho americano do Golfo do México houve, em 2009, 28 registros importantes de derramamento de petróleo, vazamento de gás ou incidentes em que trabalhadores perderam o controle de um poço. É 4% a mais do que em 2008, 56% a mais do que em 2007 e cerca de 65% a mais do que em 2006. Se computado o número de horas trabalhadas em plataformas em alto-mar, o ritmo dos incidentes subiu todos os anos de 2006 a 2009.
A agência de saúde e segurança no trabalho do Reino Unido registrou 85 vazamentos sérios de petróleo e gás no ano encerrado em 31 de março, 39% a mais do que no anterior. Computado o total de horas trabalhadas em alto-mar, foi o maior índice desde 2004-05.
Na Noruega, houve 37 vazamentos de petróleo e gás e "incidentes em poços" em 2009, segundo o órgão regulador da atividade no país. É 48% a mais do que em 2008 - e o maior nível desde 2003. O índice de incidentes da Noruega por homem-hora subiu 42% em 2009, para o maior patamar desde 2005.
No primeiro semestre do ano na Austrália, houve 23 derramamentos de petróleo, vazamentos de gás e incidentes que ameaçaram a ruptura de um poço, segundo a Autoridade Nacional de Segurança do Petróleo Offshore. É quase o total de incidentes do gênero em 2009 (24). Computadas as horas trabalhadas, a taxa de incidentes mais do que dobrou desde 2005.
"Por que a segurança na indústria offshore parece estar se deteriorando?", pergunta Jane Cutler, ex-executiva do setor e, hoje, diretora da autoridade reguladora da Austrália. Sua resposta: "As pessoas esquecem de ter medo."
O Instituto Americano do Petróleo (API), que representa a indústria petrolífera dos EUA, pede cautela na leitura das estatísticas. "Tirar conclusões generalizadas a partir de uma análise limitada dos dados não serve de nada", declarou o instituto num comunicado. No passado, especialistas do API chamaram atenção para dados que indicariam que a ficha do setor está melhorando - como um declínio constante no volume de petróleo derramado a cada ano.
"Não acredito que haja um surto (...) de acidentes", diz Lee Hunt, presidente da Associação Internacional de Empresas de Perfuração. "E quando algo ocorre, é comum vermos um alto nível de competência na resolução do problema."
Seja como for, as empresas que operam poços ao redor do mundo estão reexaminando seus procedimentos, em grande parte devido ao medo de que um erro qualquer possa levar a um oneroso desastre. A BP PLC calcula que o vazamento no golfo custará à empresa e aos parceiros (donos do poço que explodiu) US$ 40 bilhões.
Há várias explicações possíveis para a recente onda de problemas. Investigações sobre a plataforma Deepwater Horizon e outros incidentes recentes ressaltam a dificuldade do setor para achar e reter trabalhadores qualificados, sua luta para equilibrar prioridades de segurança com a necessidade de lucro e lapsos ocasionais devido à regulamentação frouxa. Esses desafios só se intensificam à medida que as petrolíferas testam os limites da tecnologia e da experiência em águas mais profundas, ambientes mais hostis e jazidas de petróleo mais complexas, dizem os investigadores.
Não obstante, o investimento na exploração em águas profundas está acelerando. Perfurar nelas é crucial para saciar a crescente sede de combustível do mundo. O potencial retorno - lucro para acionistas de petrolíferas, arrecadação de impostos, emprego e independência energética para o país - é grande demais para conter o avanço dessa atividade.
Depois da explosão na Deepwater Horizon, representantes do setor e autoridades prometeram tomar medidas para prevenir outro desastre. Novas regras para o Golfo do México estão sendo elaboradas. EUA e Europa estão desenvolvendo novos sistemas de resposta rápida para conter vazamentos de petróleo em alto-mar.
A confiança do setor na própria capacidade de operar com segurança instalações de exploração de petróleo e gás no mar segue basicamente inabalada. A Deepwater Horizon "foi um incidente isolado", diz Erik Milito, um direotr do API. "Não acreditamos que haja um problema sistêmico no setor."
O setor aponta para o longo histórico de 50.000 poços perfurados no Golfo do México sem uma catástrofe similar à registrada no início deste ano.
Certos especialistas afirmam, no entanto, que dados como esses mascaram o desafio cada vez maior da exploração em alto-mar. A cada ano, a atividade fica mais complexa, pois locais de fácil perfuração já foram explorados. A maioria daqueles 50.000 poços eram fáceis se comparados ao da Deepwater Horizon.
O engenheiro David M. Pritchard, consultor na área de petróleo, estudou um banco de dados de 5.000 poços no Golfo do México de 1993 para cá - classificados pela dificuldade de perfuração. Pritchard buscou estruturas no mínimo tão complexas quanto a que a Deepwater Horizon tentava perfurar. Achou 43.
"Qual o verdadeiro risco de que ocorra um erro catastrófico? É de 1 em 50.000 ou agora é de 1 em 43?", pergunta Pritchard. Seu medo é que o setor esteja simplesmente fechando os olhos para os riscos que enfrenta.
O API diz estar analisando o estudo de Pritchard como parte de um vasto exame de questões ligadas a poços em águas profundas e deve soltar recomendações no próximo ano.
A Deepwater Horizon não foi a única plataforma de petróleo em alto-mar a ter problemas recentemente. Vários incidentes menos divulgados lançam luz sobre a crescente luta do setor para controlar riscos nessas operações.
Em 19 de abril de 2009, quase um ano antes do acidente na Deepwater Horizon, outra plataforma no Golfo do México - a Lorris Bouzigard, da Noble Corp. - foi sacudida por um violento estouro. Uma bolha de gás explosivo subiu pela tubulação e deslocou, na plataforma, um equipamento de duas toneladas, segundo revelou a investigação posterior das autoridades. Com muito esforço, a situação foi controlada. Ninguém saiu ferido. Assim como na Deepwater Horizon, a investigação do governo americano concluiu que houve demora na detecção do gás que subia pela tubulação, em parte porque as telas de computador da sala de controle não estavam configuradas para mostrar os problemas claramente. Além disso, trabalhadores da dona do poço, a LLOG Exploration Co., tinham mudado de última hora um procedimento, eliminando uma etapa que poderia ter retirado o gás do poço.
O vice-presidente de perfuração da LLOG, Bob McMann, diz que a empresa está de acordo com a maioria das conclusões da investigação. Segundo ele, o incidente "não chegou nem perto" de ser um grande desastre, e atribui ao treinamento e capacidade dos trabalhadores a rápida solução da situação. A Noble não quis comentar o incidente.
Meses depois, do outro lado do mundo, o pessoal de outra plataforma não conseguiu conter um grande problema. Em 21 de agosto de 2009, uma empresa tailandesa que perfurava no Mar do Timor 650 quilômetros a oeste de Darwin, na Austrália, perdeu o controle de um poço de petróleo em perfuração. Durante seis semanas, o poço lançou centenas de barris de petróleo por dia no mar. O fogo destruiu a plataforma, com prejuízos estimados em US$ 150 milhões.
Um relatório do governo australiano divulgado no mês passado acusou a estatal PTT PCL, envolvida na operação, de deficiências "generalizadas e sistêmicas".
Jane Cutler, da agência reguladora na Austrália, atribui o acidente da PTT à "incompetência de operários, funcionários e empreiteiras". A PTT reconheceu as "deficiências" e prometeu renovar o compromisso com a segurança das operações, segundo um comunicado.
A indústria e seus defensores observam que nenhum desses incidentes se equiparou ao da Deepwater Horizon em escopo ou prejuízo. Aliás, dizem, serviram para mostrar como, na maioria dos casos, procedimentos e tecnologias existentes evitaram o pior ou contiveram o estrago.
Certos especialistas dizem que a onda de acidentes mostra que o da Deepwater Horizon não foi um evento isolado e que, ao descrever o desastre como um "evento de baixa probabilidade e alta consequência", o setor fecha os olhos para a probabilidade de que esse tipo de acidente se repita.
Fonte: Valor Econômico/Russell Gold e Ben Casselman
The Wall Street Journal
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