Bolívia mostra confiança e acredita que Brasil continuará sendo seu principal cliente de gás natural

https://tnpetroleo.com.br/noticia/bolivia-mostra-confianca-e-acredita-que-brasil-continuara-sendo-seu-principal-cliente-de-gas-natural/

Quanto custa a energia elétrica para a indústria no Brasil?

Quanto custa a energia elétrica para a indústria no Brasil?

 

O Sistema FIRJAN defende energia barata e de qualidade como fator essencial para a competitividade da indústria e para o desenvolvimento econômico do Brasil. Este portal tem o objetivo de apresentar, de forma atualizada, simples e consolidada, quanto custa à energia elétrica para a indústria no Brasil – por distribuidora e estado – além de comparações internacionais.

 

Confira abaixo os principais resultados:

 

NOME DO CLIENTE: INDÚSTRIA BRASILEIRA

DATA DA ÚLTIMA LEITURA: 30/04/2015

 

COMPONENTE	CUSTO MÉDIO BRASIL
	R$/MWh	%
Custos de Geração, Transmissão e Distribuição - GTD	285,5	52,5
Encargos Setoriais	22,9	4,2
Perdas técnicas e não técnicas	35,4	6,5
Custo médio ponderado das bandeiras tarifárias	53,2	9,8
Tributos federais e estaduais - PIS/COFINS e ICMS	146,8	27
TOTAL	543,8	100

 

¢ O custo da energia para a indústria no Brasil é 343,3% superior à média do custo dos Estados Unidos.

¢ Dentre os 27 países selecionados, o Brasil ocupa a 1ª posição mais cara.

¢ O custo da energia para a indústria no Brasil é 111,2% superior à média dos países selecionados.

 

Fonte: Cálculo do Sistema FIRJAN - www.firjan.org.br

Investimento em gás natural é relegado a segundo plano no país

Principal combustível das usinas térmicas, gás natural tem oferta limitada no Brasil por causa de desarranjos econômicos e estruturais

Publicado em 16/02/2015 | TALITA BOROS VOITCH

Com a geração de energia das termelétricas operando em capacidade máxima desde o início da estiagem que atinge o Sudeste, o consumo de gás natural cresceu 16,3% em 2014, puxado principalmente pelo segmento das usinas. A oferta nacional de gás natural opera no limite e sua ampliação esbarra na falta de planejamento e de competição na cadeia produtiva, dominada majoritariamente pela Petrobras.

Baixa oferta, pouca visibilidade de longo prazo das reservas e investimentos insuficientes na exploração do gás não-associado ao petróleo são apontados como as principais barreiras para o desenvolvimento pleno do setor, que é a principal alternativa para suprir as necessidades do sistema elétrico.

Enquanto nos Estados Unidos a descoberta do gás de xisto levou o país a projetar a autossuficiência energética para daqui a 20 anos, no Brasil a exploração onshore de gás recebe pouco incentivo, apesar de haver demanda reprimida. O resultado acaba na equação complicada de baixa oferta, preços altos e competividade cada vez mais pressionada.

“Hoje basicamente a oferta de gás no Brasil é offshore, associada ao petróleo. No ambiente onshore, não há interesse das empresas em explorar gás, já que toda a cadeia produtiva é dominada pela Petrobras, que por razões óbvias, prioriza o petróleo”, afirma Edmar Almeida, professor do Grupo de Economia de Energia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Monopólio

A explicação é simples: apesar de o monopólio da Petrobras ter sido quebrado há 15 anos, a hegemonia da estatal persiste. Ela controla a cadeia de gás de ponta a ponta e, além de ser a maior produtora, é dona dos gasodutos e sócia das distribuidoras de gás nos estados. “Por isso se você acha gás, o custo de investir na infraestrutura, no tratamento, no transporte para depois conseguir vender é muito alto. Então há dificuldade para empresas independentes”, diz o pesquisador da UFRJ.

Baixo interesse

O reflexo disso é o baixo interesse nos leilões de blocos de gás. No realizado em novembro de 2013, o resultado foi decepcionante: dos 240 blocos ofertados apenas 72 foram arrematados, sendo que 49 pela própria Petrobras.

Para Ieda Gomes Yell, pesquisadora da FGV Energia, são necessários ajustes regulatórios e investimentos em visibilidade de longo prazo sobre a oferta de gás. “Não sabemos como vai ser a oferta de gás no Brasil no futuro, em que regiões ele vai chegar e a que preço. O investimento envolve gastos elevados, com prazo de maturação de 20 anos e sem visibilidade de longo prazo não é possível investir no setor”, diz.

Matriz energética

As termelétricas são as principais consumidoras de gás natural no mercado nacional. A participação do combustível na matriz energética nacional saltou de 4,1% em 1999 para 11,5% em 2012, segundo dados do ministério de Minas e Energia.

Apesar de estarem funcionando continuamente desde o início da estiagem, ainda são consideradas intermitentes e fora da base energética.

“Hoje é inevitável que as térmicas deixem de entrar na geração da base. A regulação precisa ser melhorada”, afirma Ieda.

Fornecimento

Produção da Petrobras frustra estimativas

Considerando a baixa concorrência, a produção de gás da Petrobras tem frustrado expectativas pelo menos nos últimos dois anos. A diferença entre as projeções de longo prazo feitas em cada plano de negócios e o resultado concreto de oferta de gás foi de 18,6% no ano passado e de 11% em 2013 (veja mais no quadro acima).

Estimativa da consultoria NatGas Economics aponta que são necessários US$ 22 bilhões em infraestrutura de transporte de gás até 2030 para que a oferta prevista de gás do pré-sal seja transportada. Atualmente, a malha de gasoduto nacional é de 9 mil quilômetros e tem capacidade de transportar cerca de 100 milhões de metros cúbicos/dia de gás.

Do outro lado, os investimentos previstos pela estatal em gás e energia são de US$ 10,1 bilhões, sendo que 50% dos recursos irão para o tratamento e escoamento do gás natural produzido no pré-sal. Isso representa apenas 5% do total de US$ 220,6 bilhões estimados para o quadriênio 2014-2018.

O que é Offshore e onshore?

Há dois tipos de gás natural, o offshore associado ao petróleo e o não-associado (onshore), ligado a outras fontes, como o xisto. Ambos são utilizados na geração elétrica, por meio das termelétricas, e também como combustível em indústrias, residências e veículos. No Brasil, os estados do Sul consomem gás importado da Bolívia pelo Gasbol e os do Sudeste e Nordeste consomem o insumo produzido no país.

Questionamento judicial trava exploração de xisto no Paraná

Um imbróglio judicial envolvendo ambientalistas, o Ministério Público Federal (MPF) e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) trava o andamento de concessões de 11 blocos de gás natural convencional e não convencional (o gás de folhelho, popularmente conhecido como gás de xisto) na Região Oeste do Paraná. Parado desde junho do ano passado, o processo foi suspenso depois que a justiça entendeu que faltavam estudos técnicos que confirmassem a viabilidade da técnica que seria utilizada nos terrenos.

A técnica de fraturamento hidráulico (fracking) é usada nos Estados Unidos para a extração de gás de xisto, o mesmo encontrado no Paraná, e é questionada por altos riscos ambientais. O MPF, responsável pela ação pública, argumenta que as áreas licitadas abrangem o Aquífero Guarani e terras indígenas e quilombolas, o que foi negado pela ANP. Segundo o recurso da agência, as áreas licitadas fazem um “recorte” nas regiões ocupadas.

O caso tramita na 1.ª Vara Federal de Cascavel. O leilão atinge mais de 100 municípios paranaenses da Região Oeste. De acordo com a ANP, a decisão prejudica investimentos de R$ 195 milhões na exploração das áreas.

Fonte: Gazeta do Povo

Falta de Gás Natural no sul é discutido

 natural e Federações das Indústrias de Santa Catarina, Paraná e Rio Grande do Sul reuniram-se ontem com lideranças do Ministério de Minas e Energia (MME), em Brasília. Foi discutida a delicada situação da falta de suprimento enfrentada pela região sul, abastecida há 15 anos exclusivamente pelo Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).

O presidente da SCGÁS, Cósme Polêse, conta que foi apresentado um estudo de demanda e serão feitos uma revisão e críticas para ser consolidado. “Esperamos das autoridades do ministério providências para a grave situação enfrentada pela região sul. Trata-se de um cenário perto do limite. Esperamos que esse novo estudo possa contribuir com o planejamento do ministério para atender às demandas da nossa região por essa energia limpa e competitiva e evitar o cancelamento de investimentos e o crescimento produtivo da nossa região”, avalia.

Os gestores da TBG, empresa que administra o Gasbol, apresentaram os cenários tarifários para a repotencialização do gasoduto, uma das soluções atualmente discutidas para aliviar a escassez de gás na região. “Umas das alternativas, em um primeiro momento, seria investir R$ 350 milhões para a ampliação em 1,1 milhões de metros cúbicos no trecho. O prazo para todas as solicitações seria 2020”, explica Cósme.

As equipes da Petrobras e da ANP, por sua vez, expuseram estudos referentes à regulamentação e à tributação do swap (permuta), prática adotada entre distribuidoras para ampliação de suprimento.

O próximo passo é a apresentação de um relatório, no início do próximo ano, para uma compilação das realidades trabalhadas.

Fonte: http://www.stylofm.com.br/noticias/falta-de-gas-natural-no-sul-e-discutido 

Cenário para empresas será difícil em 2015, diz a Fitch

A agência de classificação de riscos Fitch afirmou nesta segunda-feira (27) que a reeleição da presidente Dilma Rousseff não muda a projeção de condições difíceis para empresas brasileiras em 2015. "Os problemas sistêmicos, como a inflação e um sistema fiscal excessivamente complexo e ineficiente, vão continuar a prejudicar os fluxos de caixa das empresas", disse a agência. A demanda doméstica deve permanecer fraca à medida que a confiança das empresas e dos consumidores não deve se recuperar de forma significativa.

"Esses desafios, além do enfraquecimento dos preços das commodities, deverá conduzir ao aumento da alavancagem das empresas e um viés em direção a ações negativas de rating durante 2015", disse.

Para a Fitch, investimentos que possam eliminar gargalos de logística serão cruciais para acelerar o crescimento econômico. A agência afirmou que sinais claros de um nível reduzido de envolvimento estatal no setor privado durante o segundo mandato de Dilma devem ser importantes para melhorar a confiança das empresas e retomar os investimentos.

"Progresso contínuo em atrair capital privado para grandes projetos de infraestrutura será um componente crucial para restaurar a qualidade de crédito de empresas brasileiras para além de 2015", disse.

O modelo econômico impulsionado pelo crédito, visado pelo atual governo, está perdendo força, disse a agência, ao ressaltar as dívidas das famílias. A Fitch também afirmou que o real provavelmente não vai se enfraquecer o suficiente em 2015 para melhorar a rentabilidade dos exportadores e agir como uma barreira de importação em setores desprotegidos. "Os exportadores perderam competitividade contra seus pares globais durante a última década, devido à alta inflação que elevou os custos".

"A valorização da moeda também aumentou as dificuldades. Empresas como a Vale, que tem uma vantagem competitiva a nível mundial devido ao alto teor de ferro de seu minério, e a Fibria, que é um produtor de baixo custo de celulose de mercado devido ao rápido crescimento das árvores de eucalipto, foram capazes de manter a sua posição de negócios forte. Em setores como siderurgia, os brasileiros já não têm uma presença forte e agora olham para o governo para limitar as importações através de tarifas".

Durante 2015, quase 15% das 82 empresas avaliadas pela Fitch provavelmente enfrentarão uma ação de rating. O viés deve ser fortemente negativo, disse a agência, ao acrescentar que rebaixamentos poderiam superar elevações em uma proporção de mais de 2 para 1. "Empresas dos setores de energia elétrica, assim como aquelas na indústria de açúcar e etanol, são os mais vulneráveis a ações de rating negativas", disse.

Produtores de minério de ferro e celulose enfrentarão fracas condições do mercado externo devido a excesso de oferta, mas não devem ser rebaixados, uma vez que suas posições de custos lhes permitem continuar a gerar fluxo de caixa positivo. O setor de proteína se destaca como uma área que poderia ter mais ações de rating positivas do que negativas. Os baixos preços dos grãos e demanda crescente por proteínas devem continuar em 2015. Os balanços devem se fortalecer devido ao forte desempenho operacional, afirmou.

Para a maioria das empresas o risco de rolagem é muito baixo em 2015 e os saldos de caixa permanecem elevados em relação às obrigações de dívida de curto prazo. A CSN e a Petrobras são as únicas empresas com dívida estrangeira de mercados de capital com vencimento em 2015. O cronograma de amortização da dívida estrangeira ganha intensidade durante 2016, quando títulos vencem para Camargo Correa, Ceagro, JBS, Marfrig, Oi, Petrobras, Sabesp e Vale.

Fluxos de caixa das empresas não deverão se expandir substancialmente devido ao crescimento lento das receitas, afirmou a agência. Por isso, reduzir investimento operacional e controlar custos serão iniciativas corporativas importantes na ausência de receitas crescentes.

O controle de custos será crucial para evitar rebaixamentos de rating em 2015, uma vez que a inflação deverá se manter acima de 6% e desemprego deverá ficar em 5%, o que resulta em um mercado de trabalho restrito, afirmou.

"O racionamento de energia é um risco periférico que poderia acelerar o nível de ações de rating negativas", o que pode ser evitado se as chuvas retornarem aos níveis históricos entre novembro e abril. O reabastecimento de reservatórios mais antigos deve levar de dois a três anos. Aqueles construídos na última década têm muito menos capacidade e poderiam encher mais rápido.

Fonte: Jornal do Comércio

SHALE GAS - Estamos no caminho certo na exploração do shale gas ?

Por Autor: Luis Olavo Dantas, GasNet, set/2014

Não há dúvidas de que a produção de petróleo e gás natural a partir de fontes não convencionais, como o shale oil&gas, está revolucionando a economia americana em vários aspectos. Na área do petróleo, a enorme produção proveniente destas fontes reduziu drasticamente as importações, e em breve o país será um exportador líquido, com consequências não apenas no balanço cambial, mas até na posição geopolítica. No gás, o preço ao consumidor industrial, na faixa de US$ 4/milhão Btu, reergueu, entre outros setores, a petroquímica, provocando migração de fábricas para o país, mudou a participação do carvão na matriz elétrica, e está transformando os terminais de regaseificação de GNL em unidades de liquefação. Até a emissão de poluentes atmosféricos melhorou, e hoje os EUA aproximam-se mais de um modelo ambiental que os europeus.

Entretanto, apesar de já há vários anos ser nítido o efeito da exploração de fontes não convencionais americanas, ainda não foi possível, a não ser no Canadá, replicar com sucesso a experiência em outros paises. Recente artigo que publicamos em nosso site ("Shale Game", The Economist, 30/08/14), mostra a decepção com os resultados obtidos na China, o país que detém as maiores reservas mundiais de gás não convencional. A despeito dos esforços das grandes petroleiras chinesas, e da extrema necessidade de reduzir a poluição ambiental causada pela geração elétrica a carvão, prevê-se agora que em 2020 o shale gas responderá somente por 1% do consumo chinês de energia. Fatores geológicos e geográficos são os principais inibidores do progresso das fontes não convencionais da China.

Razões como profundidade, permeabilidade e dureza das rochas, distância dos centros de consumo, deficiência de água, rede de gasodutos reduzida, oposição de grupos locais ou dos governos, regulamentação pouco atrativa, carência de meios ou de mão de obra, financiamento inadequado e até possibilidade de abalos subterrâneos são alegadas nas várias partes do mundo onde empreendedores ousados ou entidades estatais tentaram, sem resultados positivos, reproduzir o modelo americano. Parece que, apesar de já estarmos na metade da segunda década do que foi chamado de "o século do gás natural", as benesses do produto só surgem no continente norte-americano.

Diante dessas dificuldades, é razoável refletir sobre as decisões tomadas no Brasil com relação ao desenvolvimento das reservas não convencionais de gás, e compará-las com o que fazem outros países, especialmente sul americanos. Nosso principal passo neste sentido foi o leilão de 240 blocos de áreas terrestres com potencial para gás, convencional ou não, realizado em novembro/13, e que resultou na negociação de 72 deles com diferentes empresas, privadas ou estatais. Entre elas, entretanto, não estavam os grupos com experiência comprovada na especialidade, principalmente as muitas empresas americanas ou internacionais que perfuram mais de 20 mil poços produtores por ano nos EUA. Os concessionários dos blocos leiloados no Brasil, ainda tímidos pela complexidade das técnicas de perfuração horizontal e "fracking', provavelmente passarão por extensa fase de aprendizado até superarem a perplexidade inicial, acrescida do pouco conhecimento geológico da maior parte das áreas licitadas e dos temores das populações vizinhas.

Em contraste, paises do Cone Sul parecem ter seguido caminho diferente. Muito se tem comentado sobre a formação argentina de Vaca Muerta, no Departamento de Neuquén, já em início de operação. Com reservas capazes de suprir as necessidades de gás natural do país por vários anos, a estatal YPF mantém contratos de exploração com diversas empresas estrangeiras detentoras de conhecimento da atividade, que trabalham em cooperação com firmas argentinas. Em que pesem as grandes dificuldades técnicas e logísticas do empreendimento, agravadas pela delicada situação cambial do país, já há uma produção incipiente e expectativas positivas a médio prazo.

No Chile, a trajetória a ser seguida é semelhante.Temos noticiado frequentemente a política chilena de aproximação com os EUA, que culminou com a assinatura recente de um Tratado de Livre Comércio entre os dois países. A partir deste estreito relacionamento, o Chile poderá beneficiar-se da importação de GNL proveniente de shale gas americano, a preços competitivos, e em breve os terminais de regaseificação chilenos receberão navios vindos de Sabine Pass, Luisiânia, onde um antigo terminal de importação de GNL foi redirecionado para liquefação e exportação. Além disto, a estatal ENAP, signatária dos contratos de importação, está trazendo empresas americanas comprovadamente experientes em shale gas, para atuação na formação Magallanes, no sul do país, onde os primeiros passos para a exploração desta enorme reserva estão em andamento.

Conhecendo os muitos esforços mundiais despendidos na difícil tarefa de explorar gás não convencional, e a limitação dos recursos técnicos e empresariais que podem ser mobilizados no Brasil para esta atividade, parece-nos - pelo menos no momento atual - que a escolha brasileira da forma de exploração e produção não é a que mais rapidamente apresentará resultados. E eles são urgentes - de alguma forma, temos que deter a migração de nossas indústrias para o norte, restabelecendo sua capacidade de competir suprindo-as com insumos baratos e abundantes, como o shale gas americano.

Fonte: See more at: http://www.gasnet.com.br/conteudo/16721/Estamos-no-caminho-certo-na-exploracao-do-shale-gas-%3F#sthash.b0wXzuWE.dpuf

EPE disponibiliza o Relatório Final do Balanço Energético Nacional – BEN 2014

A Empresa de Pesquisa Energética - EPE disponibiliza, para consulta e download, o Relatório Final do Balanço Energético Nacional - BEN, Edição 2014, que apresenta em detalhes a contabilização da oferta, transformação e consumo final de produtos energéticos no Brasil, tendo por base o ano de 2013. No documento, os dados são apresentados em tabelas com os últimos 10 anos.

Em 2013, a oferta interna de energia (total de energia demandada no país) atingiu 296,2 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (MTep), um aumento de 4,5% em relação à oferta de 2012 (283,6 Mtep), ante o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) da ordem de 2,3%, segundo o último dado divulgado pelo IBGE.

Gás natural, petróleo e derivados responderam por 80% deste incremento. Isto se deveu basicamente à redução na oferta interna de hidroeletricidade, com consequente aumento de geração térmica, seja gás natural, carvão mineral ou óleo. O setor de transportes foi o grande responsável por esse aumento em 2013, puxado também pelo etanol, que ao contrário de 2012 cresceu no ano passado. O consumo agregado do setor de transporte registrou alta de 5,2%.

A produção e o consumo de etanol cresceram respectivamente 17,6% e 19,9% em relação ao ano anterior. A partir de maio de 2013, o governo determinou o aumento da proporção da mistura de etanol na gasolina de 20% para 25%. Com o maior consumo do biocombustível, o consumo de gasolina teve queda de 0,2% em 2013.

No ano passado, o total de emissões antrópicas associadas à matriz energética brasileira atingiu 459 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente (Mt CO2-eq), alta de 6,9% em relação a 2012, sendo a maior parte (215,3 Mt CO2-eq) gerada no setor de transporte.

Mesmo assim, a economia brasileira continua sendo, em média, 1,25 vezes menos intensa em carbono que a economia europeia, 2 vezes menos que a economia americana e 4 vezes menos que a economia chinesa.

Pelo segundo ano consecutivo, devido às condições hidrológicas desfavoráveis, houve redução da oferta de energia hidráulica. Em 2013, a queda foi de 5,4%, depois de ter cedido 1,9% em 2012. Com isso, houve também queda na participação da energia renovável na matriz hidrelétrica brasileira, de 84,5% em 2012 para 79,3% em 2013, apesar da adição de 1.724 MW na potência instalada do parque hidrelétrico.

A energia eólica se destacou em 2013, com salto de 30,2% da capacidade instalada, fechando 2013 com potência de 2.202 MW.

Tanto o Relatório Final do BEN 2014 quanto as séries completas estão disponíveis no site do BEN na internet, que pode ser acessado pelo endereço eletrônico: https://ben.epe.gov.br/default.aspx.


Fonte: Empresa de Pesquisa Energética

Consumo de gás na indústria está estagnado desde 2007

Preço elevado do insumo e falta de competitividade no setor motivam baixa expansão.

Nos últimos sete anos, a expansão média do consumo no
País foi de 1,8% ao ano
Vasily Fedosenko/REUTERS

Confederação Nacional da Indústria (CNI) traçou um panorama crítico da oferta de gás no País. No estudo "Gás Natural: uma alternativa para uma indústria mais competitiva", a entidade aponta que, apesar de o gás natural ter mais que dobrado a sua participação na matriz energética nacional, seu consumo na indústria segue estagnado desde 2007.

Nos últimos sete anos, a expansão média do consumo no País foi de 1,8% ao ano.

São duas as causas centrais dessa situação, de acordo com o diagnóstico da CNI: o preço elevado do insumo e a falta de competitividade no setor. "O que nos preocupa, basicamente, é essa situação de estagnação. A indústria busca contratos de longa duração, com preços mais competitivos, mas não é possível", diz Rodrigo Garcia, técnico de infraestrutura da CNI.

— Além disso, há casos de restrição de oferta.

Ele menciona o exemplo da indústria de cerâmicas da Região Sul do País, que depende do gás natural em seu processo de produção.

— Hoje esse setor quer aumentar a produção, mas não avança porque não encontra gás disponível.

Em outras indústrias, de acordo com o técnico da CNI, já houve quem decidiu trocar o Brasil por outros países, para driblar os problemas internos do gás.

— A [petroquímica] Braskem está fazendo isso, levando operações para o mercado americano. Essas movimentações ocorrem porque não há uma política de longo prazo, que abra o setor para a competitividade e que reduza o preço do insumo.

O estudo da CNI faz parte da lista de propostas que a instituição apresentou aos candidatos à Presidência da República. No relatório, a instituição aponta que o preço final do gás natural para uma pequena ou média indústria do Brasil chega a alcançar US$ 14 por milhão de BTU.

Esse preço é mais que o dobro do praticado nos Estados Unidos. As dificuldades de expansão do setor, segundo a CNI, passam pelo controle exercido pela Petrobrás. Questionada sobre o assunto, a estatal informou que não iria se manifestar.

Apesar da paralisação na indústria, a demanda por gás natural tem sido puxada pelo crescente acionamento das usinas termoelétricas, que têm turbinado a importação de cargas de GNL (gás natural liquefeito).

A curva de crescimento fica clara quando observadas as projeções feitas pelo governo em seu Plano Decenal de Energia (PDE), que aponta as previsões de demanda nos próximos dez anos. No horizonte futuro, o estudo apontava demandas que poderiam variar entre 12 milhões de m³/dia até o patamar de 52 milhões m³/dia. A necessidade atual do setor termoelétrico, no entanto, já chega a 40 milhões de m³ por dia.

Gasodutos podem quebrar monopólio

O governo trabalha na etapa final de estudos para licitar dois projetos de gasodutos de grande porte na Bacia de Santos e no Rio Grande do Sul, com valores estimados em R$ 2 bilhões. Os detalhes sobre o modelo de oferta desses dois empreendimentos, apurou o ‘Estado’, são costurados pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

Um primeiro gasoduto, com extensão de aproximadamente 200 quilômetros, vai ligar o litoral sudeste até o pré-sal da Bacia de Santos. O objetivo, segundo uma fonte graduada do governo, é oferecer esse empreendimento ao mercado por meio de "autorização", e não pelo formato tradicional de leilão.

Uma segunda malha de transporte de gás, com aproximadamente 250 quilômetros de extensão, está prevista para ser instalada no Rio Grande do Sul. Essa rede fará a conexão do porto do Rio Grande a Porto Alegre. Cada projeto está orçado em aproximadamente R$ 1 bilhão.

Com a oferta de novas rotas de transporte para o gás natural, o governo pretende estimular a entrada de mais empresas no setor e, paralelamente, sinalizar à indústria consumidora dessa matéria-prima que o gás não é mais refém do monopólio imposto pela Petrobrás. Há anos a indústria critica a atuação da estatal no setor, acusada de dominar praticamente toda a cadeia do gás, desde a extração até o transporte, produção e distribuição para consumo.

A ideia do governo é que o novo gasoduto que chegará à Bacia de Santos seja mais uma opção de escoamento à estrutura já instalada na região pela Petrobrás, além de outras duas estruturas que estão em andamento.

Até então, a oferta de gás natural dos campos do pré-sal tinha planos de ser transportada por três vias de escoamento: as rotas Caraguatatuba (SP), Cabiúnas e Maricá (ambas RJ).

Limitação

No caso da nova malha prevista para o Rio Grande do Sul, o objetivo é garantir o abastecimento de uma região que hoje sofre com a oferta limitada de gás natural. A viabilidade desse empreendimento, no entanto, depende da instalação de uma planta de regaseificação no porto de Rio Grande, além de uma usina térmica a gás na região.

A indústria usuária do gás tem pressionado o governo por medidas reguladoras para estimular a redução do preço do insumo no País. O gás brasileiro custa mais que o dobro do preço praticado nos Estados Unidos. A agenda do governo, porém, não passa por nenhuma intervenção direta nas regras do jogo.

Mais oferta

A queda do preço do gás, segundo uma fonte do governo, terá de passar exclusivamente pela oferta de novas áreas de exploração.

Essa oferta ocorrerá no primeiro semestre do ano que vem, quando a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realiza a 13.ª rodada de licitações. "Não se avalia uma intervenção direta no setor. O que o governo busca é aumentar a oferta. Não adianta querer reduzir o preço do gás, se não há insumo para atender o mercado", disse essa fonte.

No leilão de 2015, o plano é priorizar a oferta de jazidas de gás em terra, que envolvem um processo de produção mais barato do que aquele realizado no mar. As áreas prioritárias são a Bacia do Parecis, em Mato Grosso, a Bacia do Acre e a Bacia do Parnaíba, no Maranhão.

Fonte: R7

Infraestructura, para perfeccionar la industria del gas en Brasil

Infraestructura, para perfeccionar la industria del gas en Brasil

Regulación, inversiones y mayor infraestructura parece ser la consigna para perfeccionar la industria del gas en Brasil y en el conjunto de países de América del Sur que concentra las miradas del mundo global debido a sus importantes reservas de gas; el combustible que se ha convertido en imprescindible.La revista ENERGÍABolivia agrupa, en la sección reservada a sus coloquios, algunas de las reflexiones promovidasen ese sentido, en el marco de la 11ª edición del Gas Summit Latin America 2014,realizada en mayo en Rio de Janeiro.

Vesna Marinkovic U. (*)

En el panel dedicado a tratar el tema del Contrato Bolivia-Brasil, que contó con la presencia del Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Northon Nilton Tórrez Vargas(ANH), de Bolivia, y de Cid Tomanik Pompeau Philo, consejero del Instituto Brasilero de Estudios de Derecho de la Energía (IBDE) y miembro activo de la Comisión de Derecho de Energía de OAB-SP, se destacó con particular énfasis el tema de la infraestructura vinculada al gas natural.

Tomenik remarcó que Brasil tiene actualmente una infraestructura de distribución de gas “deficitaria” y que la que existe está concentrada en el Litoral, lo que impide abastecer a la totalidad del mercado interno, y que su rol es la generación de energía eléctrica más no el consumo industrial.

Agregó que es preciso invertir en infraestructura para ampliar la red interna de transporte y disponer de gas destinado para este fin.

“Brasil necesita una política de Estado que incida en el mejoramiento de su infraestructura de transporte para utilizar de mejor manera el gas boliviano y el gas producido internamente”, subrayó.

MÁS BARATO IMPORTAR QUE PRODUCIR

En esta línea, reconoció que a Brasil le resulta más barato importar gas de Bolivia, que pagar por este energético producido en su propio país. Precisó que de acuerdo a un boletín del Ministerio de Minas y Energía, de Marzo de 2014, el precio del gas doméstico costó 11,9097 US$/MMBTU, mientras que el gas importado se estableció en 9,9527 US$/MMBTU.

Northon TORREZ VARGAS: “Bolivia cuenta con un sistema de transporte estructurado en la economía que cubre toda la geografía del país…”. FERNANDO Meiter: No pasó desapercibida esta recomendación: “…el momento de invertir en exploración y exportación de gas es ahora”. CID Tomanik POMPEAU FHILO: “ El Pre-sal y el GNL no sustituirán al gas boliviano. La posición geográfica favorece las importaciones desde Bolivia”.

Por otra parte, señaló que Brasil importa 32.970.000 m³ / día de gas boliviano y 54.140.000 m³ / día de gas natural licuado (GNL ), aclarando que este último es de países como los Emiratos Árabes Unidos; Nigeria; Perú; Trinidad y Tobago; Reino Unido; EE.UU; Guinea Ecuatorial; España; Argelia; Bélgica; Noruega; Francia; Angola; Egipto y Portugal. “Por lo tanto, el precio FOB del GNL importado de estos países varía desde 6,24 hasta 15,45 US$/MMBTU”, anotó.

Para Tomanik, “Brasil no tiene una política de precios para la compra de gas importado”, acotó que:”en realidad, adopta la “política de subsidios”, es decir, si el precio es alto y puede afectar la imagen del Gobierno, puede establecer descuentos, independientemente de las consecuencias que estas medidas puedan causar en las cuentas públicas”.

En este marco y en criterio del conferencista, “la presencia del Estado brasileño, mediante Petrobras, en todos los eslabones de la cadena del gas natural y otras fuentes de energía, es un obstáculo importante para el desarrollo de la industria del gas natural en Brasil. En este caso, el Estado obstaculiza más que ayuda”.

Lamentó que se gaste más en trasporte que en pagar el gas y exhortó a considerar este tema como parte de una política regulatoria, especialmente en momentos cuando Brasil soporta una inocultable crisis hídrica derivada del bajo nivel de los reservorios de agua que continúa cayendo y afectando la matriz tradicionalmente hidroeléctrica de este país.

Con todo, estas reflexiones mostraron una clara apuesta por el gas natural y, particularmente, por el gas boliviano. Al mismo tiempo, transparentó la existencia de una corriente de opinión que demanda la necesidad de encontrar soluciones vinculadas a alcanzar un uso competitivo, vinculado a una política de precios.

PRESAL: MÁS PETRÓLEO QUE GAS

Tomenik fue categórico al indicar que el Presal aumentará significativamente la producción de gas en Brasil, sin embargo, aclaró que gran parte de la misma deberá ser reinyectada en los reservorios para aumentar la productividad de petróleo.

Es decir, que el perfil del Presal estaría constituido más por hidrocarburos líquidos y que, en consecuencia, la proyección estaría dirigida a producir petróleo más que gas natural.

El subsecretario de Estado de Energía, Logística y Desenvolvimiento Industrial del Estado de Rio de Janeiro, Marcelo Vertis destacó, durante el evento, que: “el sector de petróleo y gas será el motor del desarrollo del país” y agregó que las inversiones en exploración del Presal sumaran US$ 65 billones por año hasta 2035. En su criterio, estas proyecciones se confirmaran en las próximas dos décadas, cuando Brasil conozca el potencial de su reserva, estimado en aproximadamente de 80 millones de barriles.

EL GAS BOLIVIANO ES INDISPENSABLE

Durante el panel, Pompeau Fhilo se mostró convencido de que para el Brasil el gas boliviano sigue siendo importante y, además, indispensable por el factor precio, tanto si se compara con el gas producido en Brasil como con el precio del GNL que, como ya lo explicara, llega a este país vía barcos metaneros, especialmente desde Trinidad Tobago.

Enfáticamente sostuvo que incluso en el escenario del Presal, será difícil para Brasil prescindir totalmente del gas boliviano, especialmente si se toma en cuenta factores de distancia, transporte y tecnología, precisando que hay zonas de ese país que están muy distantes al radio de acción de este ambicioso proyecto.

Brasiltiene actualmente una infraestructurade distribución de gas “deficitaria”...la que existe está concentrada en el Litoral”

Precisó a ENERGÍABolivia que: “ El Presal y el GNL no sustituirán al gas boliviano. La posición geográfica favorece las importaciones desde Bolivia, y también influye en la cuestión de los precios”.

Consultado sobre si se justificaría un gasoducto paralelo al Gasbol, afirmó que: “Las inversiones en gasoductos serán bienvenidas, el mercado industrial brasileño necesita cantidad disponible de gas”.

El evento permitió destacar el papel de Bolivia como importante productor de gas en la región, pese a algunas apreciaciones que cuestionaron los niveles de inversión en exploración. El tema concentró las reflexiones del segundo día del Gas Summit, organizado para el análisis político y económico de la exploración, producción y consumo del gas natural en la región.

El Presal y el GNLno sustituirán al gas boliviano. La posición geográfica favorecelas importaciones desde Bolivia”

No pasó desapercibida la recomendación de Fernando Meiter, director del Consejo Consultivo del evento y de TNS Latam, en sentido de que “el momento de invertir en exploración y exportación de gas es ahora”, y que en este escenario, lo contrario es perder la oportunidad de poner al mercado un producto que es apetecido por el conjunto de la comunidad global. La tendencia sería monetizar el gas de la forma más rápida posible, frente a la alternativa de apuntalar su industrialización.

LA POSTURA BOLIVIANA

El director técnico de Transportes y Comercialización de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Bolivia (ANH), Northon Nilton Torrez Vargas, reafirmó la cualidad exportadora del país frente al gas natural.

“Desde la nacionalización, nuestro crecimiento fue sustentable. Hoy producimos 64,75 MMBtu y 96% de ese monto es entregado al gasoducto con destino al mercado interno y externo, principalmente de Brasil y Argentina, que llevan el 80% de esta producción”, subrayó.

Se mostró altamente satisfecho por los resultados generados por el Decreto 28071 de Nacionalización de lo Hidrocarburos de Mayo de 2006, el mismo que, en la práctica, habría permitido el crecimiento de las inversiones en el sector. Explicó que el país alcanzó el pico más alto de inversiones este año con más de $us 3.000 millones de inversión en exploración y explotación de hidrocarburos.

“Se puede ver el crecimiento de la producción de gas”, dijo y precisó que: “antes de la nacionalización, la producción llegaba a 33 millones de metros cúbicos día, y a la fecha se tiene más de 64 millones”. Fue categórico al señalar que “Bolivia cuenta con un sistema de transporte estructurado en la economía que cubre toda la geografía del país”.

Asimismo, destacó la red de gasoductos de campos del Sur reconociendo que en el Norte del país no hay esta infraestructura pero que por decisión política se abastecerá de GNL y GNC, mediante la planta regasificadora ubicada en Santa Cruz, a todas las localidades agrupadas en ese punto de la geografía nacional; como Beni y Pando, mediante gasoductos virtuales.

De esta forma, Tórrez cerró su participación destacando el rol del Estado a nivel de regulación, producción y transporte de gas en Bolivia y aseguró que el abastecimiento, tanto al mercado interno como externo, está plenamente garantizado.

...el perfil del Presalestaría constituido más por hidrocarburos líquidos...”

La 11ª edición del Gas Summit Latin America 2014 ha oficiado nuevamente como uno de los más tradicionales foros de discusión del continente sobre la industria del gas. Contó con una presencia equilibrada entre expositores de reconocida trayectoria, autoridades públicas y empresarios de alto poder de decisión de empresas clave del sector.

El evento se realizó en mayo de este año, en el hotel Windsor Atlantica de Rio de Janeiro y fue organizado por informagroup, considerado como el mayor proveedor mundial de información especializada y servicios para las comunidades académica y científica, profesional y empresarial.

(*) También con información de Tatiana Paiva, de Informagroup

fonte:  http://www.energiabolivia.com/index.php?option=com_content&view=article&id=1893:infraestructura-para-perfeccionar-la-industria-del-gas-en-brasil&catid=38:coloquios&Itemid=113

Shale gas, a nova fronteira

Cálculos de pesquisadores dos Estados Unidos apontam que o Brasil pode ter reservas de até 7,35 trilhões de metros cúbicos desse tipo de gás.

Em todo o mundo a exploração do gás de xisto tem se tornado um ponto de preocupação e polémica, devido ao seu processo de obtenção do insumo, que é feito pelo fraturamento hidráulico (ou fracking) da rocha onde ele está depositado. Para fraturar essa rocha, as empresas injetam bilhões de litros d água misturados a produtos químicos. O problema está justamente na volta desses produtos ao solo, já que os danos podem ser imprevisíveis, podendo ocasionar até a contaminação de aquíferos.

Apesar dos riscos ambientais, o gás não convencional mostra-se bastante competitivo pelo lado econômico. Nos EUA, esse insumo chega a ser 80% mais barato que o gás natural brasileiro. De acordo com a Petrobras, o shale gas levou a uma redução do preço do gás natural no mercado norte-americano e o custo de produtos petroquímicos nos EUA.

A petrolífera brasileira aposta na viabilidade do gás de xisto. Tanto é que no início do ano foi aprovada pela empresa a criação do Programa

Onshore de Gás Natural (Pron-Gás), voltado para a exploração, produção e monetização do gás das bacias sedimentares em reservas convencionais e não convencionais.

O pesquisador do Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getúlio Vargas (FGV), Maurício Canedo, avalia que caso a aposta do gás de xisto se confirme nos Estados Unidos. será para eles o que a descoberta do pré-sal foi para o Brasil, já que eles também mudarão de patamar no que diz respeito à produção de gás natural. “E isso terá implicações para o mercado de petróleo. O pré-sal continuará sendo um bilhete premiado para nós, mas será menos relevante, já que outros eles terão encontrado outra maneira de suprir o gás”, analisou.

Porém, tudo dependerá da forma da confirmação do potencial e em conseguir explorar o insumo de maneira que o risco ambiental seja mais bem controlado. Canedo diz que o Brasil também tem potencial, mas sai com a desvantagem de não ter infraestrutura para escoar o gás. “Os EUA já se beneficiaram do gás natural, o que lhes permitirá dar um passo grande porque a malha de distribuição já existe”, completou.

Para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), tanto no País quanto em outros países, com exceção dos EUA, ainda existe muito gás convencional a ser descoberto e a confirmação de depósitos do gás não convencionais ainda deve levar alguns anos para ocorrer. O mesmo deve ocorrer com a viabilidade da produção.

A agência brasileira explicou que os riscos da técnica de fraturamento hidráulico ainda não foram totalmente esclarecidos para o público em geral, mas confirma que o principal risco seria realmente a contaminação dos aquíferos próximos aos campos. •

O sócio-diretor da Gas Energy, Marco Tavares, aponta que a exploração do gás não convencional tem boas perspectivas para o Brasil. Caso se confirme o potencial que se espera desse tipo de insumo em território nacional, o Brasil pode triplicar o volume de gás que extrai, mesmo que seja uma parcela de 10% a 15% do volume previsto.

Tavares alertou contudo, que o País precisa desenvolver uma infraestrutura adequada.Tavares lembrou que o Brasil pouco explorou o potencial de petróleo e gás em terra, sendo mais aprimorada a extração offshore. Segundo ele, os EUA perfuram a cada ano 20 mil poços, enquanto que o Brasil, em toda sua história, promoveu a perfuração de aproximadamente 30 mil poços.

“Há uma cadeia de bens e serviços que precisa se desenvolver. As estimativas do shale gas são feitas com base nos tipos de rochas. Isso tudo se verificará na medida em que começar a perfurar e conhecer melhor a geologia”, disse.





Fonte: Jornal do Comércio – RJ

Segundo a ANP, em agosto/2013, houve AUMENTO na produção de gás natural se comparada com o mês de agosto/2012 e REDUÇÃO se comparada com o mês de julho/2013

Segundo a ANP, em agosto/2013, houve AUMENTO na produção de gás natural se comparada com o mês de agosto/2012 e REDUÇÃO se comparada com o mês  de julho/2013;

BOLETIM DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL AGOSTO DE 2013 - ANP

SDP Página 6

Observações sobre a Produção de agosto de 2013

¢ Cerca de 92,8% da produção de petróleo e gás natural foram provenientes de campos operados pela Petrobras

PETRÓLEO

¢ A produção de petróleo no Brasil foi de aproximadamente 2.011 Mbbl/d;

¢ Aumento de cerca de 0,3% na produção de petróleo se comparada com o mês de agosto/2012;

¢ Aumento de aproximadamente 1,9% na produção de petróleo se comparada com o mês  de julho/2013;

¢ O campo de Marlim Sul, na bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo, com uma produção total média de 291,4 Mbbl/d; e

¢ Aproximadamente 91,4% da produção de petróleo do Brasil foram explotados de campos marítimos.

GÁS NATURAL

¢ A produção de gás natural no Brasil foi de aproximadamente 77,0 MMm³/d;

¢ Aumento de cerca de 7,9% na produção de gás natural se comparada com o mês de agosto/2012;

¢ Redução de aproximadamente 1,9% da produção de gás natural se comparada com o mês  de julho/2013;

¢ A queima de gás natural foi de cerca de 3,3 MMm³/d;

¢ Redução de aproximadamente 8,4% na queima de gás natural se comparada com o mês de agosto/2012;

¢ Aumento de aproximadamente 12,6% na queima de gás natural se comparada com o mês  de julho/2013;

¢ O aproveitamento de gás natural no mês foi de 95,7%;

¢ O campo de Manati, na bacia de Camamu, foi o maior produtor de gás natural, com uma produção média de 5,9 MMm³/d; e

¢ Aproximadamente 73,5% da produção de gás natural do Brasil foram explotados de campos marítimos.

FONTE: http://www.anp.gov.br/?pg=67764

EXCLUSIVO-Poços de Petrobras e IBV mostram grande descoberta em Sergipe

Por Jeb Blount

RIO DE JANEIRO, 26 Set (Reuters) - Uma campanha exploratória na costa de Sergipe mostra que uma área controlada pela Petrobras e um parceiro indiano possivelmente possui mais de um bilhão de barris de petróleo, disseram à Reuters fontes do governo e da indústria, reforçando esperanças de que a região se tornará em breve a maior nova fronteira petrolífera do país.

A Petrobras e a IBV Brasil, uma joint venture igualmente dividida entre as indianas Bharat Petroleum (BPCL) e a Videocon Industries, avaliaram que o bloco marítimo de exploração SEAL-11 contém grandes quantidades de gás natural e petróleo leve de alta qualidade, segundo cinco fontes do governo e da indústria com conhecimento direto sobre os resultados da perfuração.

O bloco SEAL-11 e suas áreas adjacentes, a 100 quilômetros da costa do Estado de Sergipe, podem conter mais de 3 bilhões de barris de petróleo "in situ", segundo duas das fontes. Se confirmada, a descoberta seria uma das maiores do ano no mundo. A Petrobras detém 60 por cento do SEAL-11, enquanto a IBV possui 40 por cento.

A Petrobras tem apostado, desde que comprou os direitos de perfurar a área há uma década, que as águas de Sergipe possuem grandes quantidades de petróleo e gás. Como operadora do bloco, a Petrobras registrou descobertas na área junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) nos últimos anos, conforme é exigido por lei, mas ainda tem que anunciar suas estimativas sobre o tamanho potencial da reserva. A última perfuração deixa claro o quão grande a descoberta pode ser, disseram as fontes.

A área, onde a Petrobras está agora perfurando poços de avaliação, também oferece a oportunidade de aumentar a produção brasileira, com reservas de perfuração mais fácil e barata do que no pré-sal, gigantesca reserva em águas profundas, no litoral do Sudeste brasileiro. A primeira produção em SEAL-11 e suas áreas adjacentes é esperada para 2018, disse a Petrobras em nota.

"Sergipe, sem dúvidas, tem um grande potencial e excelentes perspectivas", disse à Reuters uma fonte do governo brasileiro com conhecimento direto sobre as descobertas da Petrobras e da IBV e de seus planos de desenvolvimento. "Eu diria que Sergipe é a melhor área do Brasil em termos de perspectiva depois do pré-sal."

Pré-sal é o nome dado a uma série de reservas de petróleo preso muito abaixo do leito marinho, sob uma camada de sal, nas Bacias de Campos e Santos.

As estimativas e perspectivas sobre Sergipe às quais a Reuters teve acesso se baseiam em pelo menos dez indícios de petróleo e gás em sete poços, conforme comunicados enviados à ANP desde 16 de junho de 2011.

Em respostas enviadas por email, a Petrobras declinou dizer quanto petróleo estima haver em SEAL-11 e seus blocos adjacentes, mas disse que 16 poços perfurados desde 2008 na região de águas profundas de Sergipe encontraram vários acúmulos de petróleo, "que compõem uma nova província de petróleo na região".

O número exato somente será conhecido quando os planos de avaliação forem concluídos em algum momento de 2015, disse uma fonte da BPCL na Índia sob condição de anonimato. Alguns especialistas da indústria acreditam que os testes podem demorar mais, pelo fato da Petrobras estar atualmente sobrecarregada com outros investimentos gigantescos e estar enfrentando dificuldades para levantar fundos.

A fonte da BPCL disse que o SEAL-11 provavelmente possui entre 1 e 2 bilhões de barris de "petróleo in situ", um termo que inclui reservas impossíveis de recuperar e aquelas que podem ser economicamente produzidas. O volume pode aumentar quando as reservas nos blocos subjacentes forem incluídas.

Se a área revelar possuir 3 bilhões de barris "in situ" ou mais, ela seria capaz de produzir 1 bilhão de barris, com base nas taxas de recuperação do Brasil, de 25 a 30 por cento do petróleo existente, disse um especialista do setor petrolífero com conhecimento direto sobre o programa de perfuração.

A Petrobras e seus parceiros continuam a perfurar a área e solicitaram que a ANP aprove 8 planos de avaliação de descoberta para a região marítima, último passo antes do campo ser declarado comercialmente viável.

GIGANTE OU SUPER GIGANTE?

Além SEAL-11, a Petrobras fez pelo menos mais oito descobertas no bloco vizinho SEAL-10, que é 100 por cento de propriedade da estatal brasileira, e mais duas descobertas no bloco SEAL-4, com 75 por cento detidos pela Petrobras e 25 por cento pela indiana Oil & Natural Gas Corp (ONGC), segundo dados da ANP.

As descobertas não indicam, necessariamente, que há petróleo ou gás em quantidades comerciais. Todo óleo e gás encontrados durante perfurações, por mais insignificantes, devem ser comunicados à ANP.

A relutância da Petrobras para estimar as reservas no campo de Sergipe não é incomum na indústria do petróleo, onde muitas empresas só confirmam as estimativas de reservas após extensas perfurações.

Tal atitude, no entanto, contrasta com a avidez das autoridades brasileiras em enaltecer a área super gigante de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos. Em maio a ANP disse que Libra possui de 8 a 12 bilhões de barris de óleo recuperável, com base na perfuração de um único poço. O governo planeja leiloar os direitos de produção em Libra, maior descoberta petrolífera do Brasil, em 21 de outubro.

Caso a descoberta de Sergipe seja confirmada, o petróleo e o gás encontrados em SEAL-11 podem se tornar a primeira descoberta brasileira "super gigante" (na casa dos bilhões de barris) fora da região do pré-sal, onde Libra está localizada.

Recentes perfurações também sugerem que um campo gigante de gás natural pode se estender para muito além de SEAL-11, com gás suficiente para suprir todas as necessidades atuais do Brasil "durante décadas", disse uma das fontes.

Mesmo que o volume recuperável em Sergipe fique na categoria "gigante", ou seja, na faixa das centenas de milhões de barris, a área ainda seria a primeira grande descoberta marítima no Nordeste do Brasil, uma das regiões mais pobres do país.

"A descoberta é muito grande, e caso seja desenvolvida poderia transformar a economia do nosso Estado e da nossa região", disse à Reuters o subsecretário de Desenvolvimento Energético do governo de Sergipe, José de Oliveira Júnior.

Oliveira Júnior disse que não poderia dar uma estimativa do tamanho das reservas em SEAL-11, mas que elas são tão grandes que a Petrobras teria dito ao governo que provavelmente não será capaz de considerar o desenvolvimento da área por cerca de seis anos.

Autoridades em Sergipe estão ansiosas para desenvolver a área rapidamente. Petróleo há muito tempo tem sido produzido no Estado, principalmente em terra, mas os volumes são pequenos. A produção mensal em Sergipe é menor do que os maiores campos brasileiros produzem em uma questão de horas.

Os frutos da descoberta, no entanto, podem levar anos para chegar até os acionistas e residentes de Sergipe, apesar de sua proximidade da costa, da qualidade do óleo e de os reservatórios de menor complexidade sugerirem que seria mais barata para desenvolver do que os campos gigantes do pré-sal, disseram as fontes.

Situada em áreas com rochas mais porosas e permeáveis, o óleo leve poderia ser relativamente mais fácil de ser extraído em relação ao petróleo do pré-sal, mais pesado e preso em rochas mais compactas, disse uma fonte da indústria no Brasil.

(Reportagem adicional de Rodrigo Viga Gaier no Rio de Janeiro, Prashant Mehra em Mumbai e Nidhi Verma em Nova Délhi)

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