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* Adriano Pires - Após a 1.ª Guerra Mundial, diversas empresas multinacionais iniciaram atividades exploratórias na região do Lago de Maracaibo. O primeiro embate entre o Estado venezuelano e as empresas petroleiras ocorreu em 1943, com a promulgação de uma lei que padronizou os tributos e os royalties devidos pelas empresas. Na segunda metade da década de 1950, ocorreram os primeiros movimentos para que o Estado tivesse uma participação maior na indústria petrolífera. O governo suspendeu novas concessões para as companhias estrangeiras e criou, em 1960, a empresa pública Corporación Venezolana del Petróleo (CVP). No mesmo ano, a Venezuela se tornou membro fundador da Opep. Na década de 1970, diante dos dois choques do petróleo, a Venezuela nacionalizou a indústria de petróleo. Neste processo, o governo criou a PDVSA como controladora de quatro empresas subsidiárias formadas a partir da estatal CVP e das 14 companhias de petróleo estrangeiras que operavam no país. O monopólio da PDVSA perdurou até o início da década de 1990, quando, no rastro da queda dos preços do petróleo, o país se defrontou com uma crise econômica. Diante da queda da receita petrolífera, o Estado desenvolveu uma iniciativa conhecida como a Apertura Petrolera, que possibilitou atrair as multinacionais de petróleo. No final da década de 1990, quase 60 empresas estrangeiras de 14 diferentes países atuavam na Venezuela. A produção de petróleo voltou a crescer e atingiu 3,5 milhões de barris por dia em 1998, retornando aos níveis do início da década de 1970. Em 1999 houve uma nova reviravolta no setor de petróleo venezuelano, com a chegada de Hugo Chávez à presidência. Em 2001, o governo venezuelano revogou o regime regulatório vigente e, em 2002, uma nova lei aumentou a participação governamental, estabelecendo que os novos projetos fossem estruturados sob a forma de empresas mistas em que a PDVSA detivesse participação majoritária. Um novo movimento para aumentar a participação do Estado venezuelano ocorreu em 2007, quando Chávez decidiu estender o processo de conversão em empresas mistas para as quatro associações estratégicas existentes e para os convênios de exploração. Essa medida, ficou conhecida como a eldquo;Nacionalização do Orinocoerdquo;. Mas a nacionalização na Venezuela não se restringiu apenas às empresas petrolíferas atuando em Eeamp;P. Em maio de 2009, o governo Chávez estatizou dezenas de empresas prestadoras de serviços petrolíferos. A produção de petróleo circunda hoje em torno dos 800 mil barris por dia e, ainda assim, continua representando quase 60% da receita total da Venezuela. As conturbadas eleições presidenciais de 2024 configuram mais um capítulo de como o país que possui as maiores reservas de petróleo do mundo se transformou em um petroestado falido. * Diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)

A petroleira independente brasileira resultado da fusão entre 3R Petroleum e Enauta espera apresentar até novembro ao seu conselho de administração um plano estratégico que vai direcionar seu crescimento nos próximos anos. Ainda não há detalhes sobre os planos, mas algumas bases já foram definidas: a companhia terá foco em projetos de petróleo e gás de baixo risco e não preverá investimentos em energias renováveis, hoje contemplados por algumas das maiores empresas do setor. "Isso é uma companhia de petróleo e gás", afirmou nesta sexta-feira (2), em entrevista coletiva, o presidente da petroleira, Décio Oddone. "Não está na nossa proposta fazer investimento em energia renovável." O conselho de administração da empresa se reuniu pela primeira vez na quinta (1), mesmo dia que as ações resultantes da transação começaram a ser negociadas na B3. O símbolo usado ainda é o da 3R (RRRP3) emdash;que, na prática, incorporou a Enautaemdash; mas a ideia é alterar o nome da companhia. A petroleira nasce com uma produção de petróleo combinada na casa de 80 mil barris por dia e um novo campo prestes a entrar em operação. Com capacidade inicial de 50 mil barris por dia, o projeto Atlanta, na Bacia de Campos, aguarda autorizações para começar a produzir. É o primeiro campo marítimo no Brasil totalmente desenvolvido por uma petroleira privada nacional. Atualmente produz cerca de 20 mil barris por dia por meio de um sistema provisório, mas a plataforma definitiva já está no local aguardando as licenças. Atlanta é um ativo da Enauta, que nasceu nos anos 2000 com um perfil de exploração de novas reservas de petróleo e gás. Já a 3R nasceu no fim dos anos anos 2010 para comprar ativos mais antigos vendidos pela Petrobras. Oddone diz que, assim, as duas empresas têm portfólios complementares. Ao mesmo tempo, podem aproveitar sinergias como o compartilhamento de equipamentos e serviços logísticos para os campos produtores. "A gente tem visto no mundo um grande processo de consolidação de empresas de petróleo", diz Oddone, citando apostas recentes em ativos não convencionais de companhias tradicionalmente ligadas à exploração marítima, como as americanas Chevron e Exxon. No Brasil, o processo recente de desenvolvimento de novas petroleiras foi focado na compra de ativos da Petrobras, gerando companhias com portfólio concentrado e pouco diverso, avalia o executivo, que fez carreira na Petrobras e já comandou a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis). A nova 3R tem participação em quatro campos marítimos de petróleo, três deles já em produção, e campos terrestres no Espírito Santo, na Bahia e no Rio Grande do Norte. Tem também infraestrutura de escoamento e tratamento de petróleo e gás e uma pequena refinaria adquirida da Petrobras. Oddone afirma que ainda não é possível antecipar os planos para crescimento, mas adianta também que a companhia não terá grandes investimentos exploratórios em novas fronteiras emdash;embora a Enauta tenha adquirido concessões na margem equatorial e nas águas profundas de Sergipe. A empresa não descarta novas aquisições, caso surjam oportunidades de consolidação. A petroleira resultado da fusão, diz sua diretoria, tem baixo nível de endividamento e disponibilidade de caixa de US$ 1,6 bilhão (cerca de R$ 9 bilhões). O plano estratégico em elaboração definirá também novas políticas de remuneração e de dividendos emdash;hoje, a 3R prevê a distribuição do mínimo previsto em lei, 25% do lucro líquido. "O foco agora é entregar resultado", disse Oddone. A companhia resultante da fusão tem como maiores acionistas a Gerval Investimentos (8.4%), da família Gerdau, o fundo sul-africano Coronation (5%) e a Maha Energy (5%), que entrou com ativos na transação. Outros grandes acionistas são o Bradesco e o BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social).

A ANP publicou, em seu site, orientações para drenagem de tanques de óleo diesel B em postos revendedores. A Resolução ANP nº 968/24, que está em vigor desde 31/7, estabelece as obrigações quanto ao controle da qualidade que devem ser seguidas por todos os agentes econômicos que comercializam óleo diesel em território nacional. Uma das novidades trazidas pela resolução é a definição da periodicidade de realização da drenagem de fundo de tanque, prática esta que já constava no rol das chamadas eldquo;boas práticaserdquo; de armazenamento e manuseio do óleo diesel B (mistura óleo diesel/biodiesel), que devem ser seguidas por todos os agentes econômicos com o objetivo de garantir a qualidade do produto que chega ao consumidor. O correto monitoramento de água e a drenagem dos tanques dão ao revendedor maior segurança quanto à qualidade do óleo diesel comercializado, evitando contaminações indesejadas. Além disso, a adoção destas boas práticas como rotina também poderá trazer benefícios indiretos aos revendedores, como a redução de custos com troca de filtros e manutenção de tubulações e bombas, bem como dos risco de vazamentos, uma vez que a presença de água e impurezas possibilita a corrosão dos tanques, o que pode levar, inclusive, a danos ambientais. A Resolução ANP nº 968/24 não só torna obrigatória a drenagem semanal de fundo dos tanques de óleo diesel, bem como seus registros, que devem ficar à disposição da fiscalização da ANP.

A ANP instituiu grupo de trabalho para elaboração de proposta de plano e cronograma de descontinuidade do óleo diesel S500 e do óleo diesel S1800 de uso não rodoviário e sua substituição pelo óleo diesel S10, de baixo teor de enxofre. A portaria de criação do grupo foi publicada na edição de 30/7 do Diário Oficial da União. O grupo de trabalho é composto por representantes da Superintendência de Biocombustíveis e Qualidade de Produtos, que o coordenará; e das superintendências de Defesa da Concorrência, de Produção de Combustíveis e de Distribuição e Logística. Está prevista a participação, no grupo de trabalho, de agentes econômicos afetados na elaboração do plano e cronograma de descontinuidade a ser elaborado, bem como de representantes de outras unidades organizacionais da ANP, de órgãos da administração pública federal ou estadual e de entidades do setor privado. O grupo de trabalho terá duração de até seis meses, a contar de 31/07/2024, data de entrada em vigor da Resolução ANP nº 968/2024. Essa norma estabelece as especificações dos óleos diesel destinados a veículos ou equipamentos dotados de motores do ciclo Diesel e as obrigações quanto ao controle da qualidade a serem atendidas pelos agentes econômicos que comercializam o produto em território nacional. Uma das determinações da Resolução ANP nº 968/2024 é a descontinuidade do óleo diesel S500 de uso rodoviário e do S1800 de uso não rodoviário, com sua substituição pelo óleo diesel S10, de baixo teor de enxofre.

A produção de petróleo e gás no país no mês de junho foi de 4,353 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Esse volume representa crescimento de 2,8% em relação ao mês anterior. Além disso, é a maior quantidade alcançada desde fevereiro (4,383 milhões de boe/d). Os dados fazem parte do Boletim Mensal da Produção, divulgado nesta sexta-feira (2) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Barril equivalente é uma medida que permite somar barris de petróleo e metros cúbicos de gás. Em junho, a produção de petróleo ficou em 3,409 milhões de barris por dia, crescimento de 2,7% ante maio e de 1,3% em relação ao mesmo mês de 2023. Já a produção de gás natural, foi de 150,07 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) em junho, o que marca expansão de 3,1% em comparação a maio e queda de 1,4% ante junho de 2023. O aproveitamento do gás natural chegou a 98% em junho, e 3,05 milhões de m³/d foram queimados. Isso representa queda de 14% na queima em relação ao mês anterior e de 33,4%, na comparação com junho de 2023. A camada de pré-sal responde por mais de três quartos (78,7%) da produção total de petróleo e gás natural. Foram 3,424 milhões de boe/d. Essa quantidade significa crescimento de 3,3% em relação ao mês imediatamente anterior e 5,6% ante junho de 2023. Em junho, foram produzidos 2,683 milhões de barris de petróleo por dia e 117,90 milhões de m³/d de gás natural por meio de 150 poços no pré-sal. A ANP explica que variações na produção são esperadas e podem ocorrer por causa de fatores como manutenção em plataformas, entrada em operação de poços, parada de poços para manutenção ou limpeza e início de montagem de novas unidades de produção. Origem da produção A produção de óleo e gás no Brasil vem de 6.551 poços, sendo 521 marítimos e 6.030 terrestres. Apesar de mais numerosos, os terrestres respondem por uma pequena parcela do total extraído, cabendo aos campos marítimos 97,6% do petróleo e 86,8% do gás natural produzidos em junho. A Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foi responsável por 89,5% do total produzido. Levando em conta somente os campos que são operados exclusivamente pela estatal, a produção ficou em 24,6% do total no país. O campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, em junho, registrando 787,08 mil barris de petróleo por dia e 39,70 milhões de m³/d de gás natural. A plataforma com maior extração foi a FPSO Guanabara, na jazida compartilhada de Mero, com 178.381 barris diários de petróleo e 11,64 milhões de m³/d de gás. O Rio de Janeiro é o maior estado produtor do país, sendo origem de 87% do petróleo e 76% do gás natural. Ranking global De acordo com o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, o Brasil é o oitavo maior produtor de petróleo do mundo e o primeiro da América Latina. Estados Unidos (12,9 milhões barris/dia), Rússia (10,6 milhões barris/dia) e Arábia Saudita (9,6 milhões barris/dia) são os três principais. Juntos, os três países respondem por 41% da produção global. Logo em seguida ao Brasil, figuram os Emirados Árabes Unidos, com produção de 3,3 milhões de barris por dia.

Os preços do petróleo caíram nesta sexta-feira, atingindo o menor nível desde janeiro, depois que dados mostraram que a economia dos Estados Unidos criou menos empregos do que o esperado no mês passado, e dados econômicos chineses fracos adicionaram mais pressão. Os futuros do petróleo Brent caíram 2,71 dólares, ou 3,41%, a 76,81 dólares o barril. Os futuros do petróleo West Texas Intermediate (WTI) dos EUA fecharam com queda de 2,79 dólares, ou 3,66%, a 73,52 dólares. Nas mínimas da sessão, ambos os índices caíram mais de 3 dólares por barril. O crescimento do emprego nos EUA desacelerou mais do que o esperado em julho e o desemprego aumentou para 4,3%, o que indica temores crescentes de uma possível recessão. Dados econômicos da China, maior importadora de petróleo, e pesquisas mostrando atividade industrial mais fraca na Ásia, Europa e EUA aumentaram o risco de uma recuperação econômica global lenta, o que pesaria sobre o consumo de petróleo. (Reuters)