Eu creio que os planos das 50 usinas esta parado até verem o que a MB vai conseguir com o reator do sub nuclear.
Seria muito melhor fazer usinas com reatores nacionais que sair importando os mesmos e diminuir a necessidade de manter o programa a toda.
Geopolítica Energética
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Re: Geopolítica Energética
Chinesa paga US$3 bi por fatia em área na bacia de Campos
Por Eadie Chen e Joseph Chaney
PEQUIM/HONG KONG (Reuters) – A chinesa Sinochem Corp. venceu a concorrência por uma participação avaliada em 3,07 bilhões de dólares em um campo petrolífero da Statoil no Brasil, informou a Statoil na sexta-feira, o que marca o segundo grande acordo de gás e petróleo na América Latina desde março.
As chinesas CNOOC e Sinopec também fizeram oferta pela participação, disseram fontes da indústria anteriormente à Reuters.
A medida acontece no momento em que as estatais de energia da China buscam no mundo todo ativos de alta qualidade para ajudar a alimentar o crescimento econômico da terceira maior economia do mundo.
Em novembro, a norueguesa Statoil afirmou que poderia reduzir sua participação de 100 por cento no campo de Peregrino, na bacia de Campos.
“O desinvestimento é um passo natural em nosso esforço contínuo de otimizar nosso portfólio”, disse o presidente executivo da Statoil, Helge Lund, em um comunicado.
Quatro empresas chinesas estavam originalmente envolvidas no processo de oferta, noticiou a Reuters em março.
A forte exposição da Sinopec ao setor altamente controlado de refino da China levou a empresa a se diversificar em projetos de exploração e produção no exterior, como no recente acordo de 4,65 bilhões de dólares pela fatia da ConocoPhillips em um projeto no Canadá.
A Sinopec já tem presença no Brasil. Em abril, ela recebeu os direitos para desenvolver dois blocos petrolíferos na costa norte do país segundo um acordo fechado com a Petrobras.
Na terça-feira, a Sinopec disse que as importações de petróleo do Brasil deverão alcançar 200 mil barris por dia em 2011, alta de 43 por cento ante 2010 em meio a níveis recordes de importação de petróleo pela China.
DESAFIO
“Tecnologicamente é bastante desafiador. Mas no portfólio geral, é uma ação inteligente porque em águas profundas pode-se achar reservas bem grandes”, disse Gordon Kwan, diretor regional de pesquisa energética da Mirael Asset Securities.
As empresas de petróleo e gás da China, incumbidas pelo governo de assegurar a oferta, anunciaram 18,8 bilhões de dólares em aquisições somente no ano passado, de acordo com dados da Thomson Reuters.
Em março, a CNOOC comprou uma fatia de 3,1 bilhões de dólares na argentina Bridas Holding, garantindo uma base na América Latina em uma tentativa de aliviar as preocupações de investidores sobre suas agressivas metas de produção.
A Statoil disse que o desinvestimento vai reduzir sua projeção de produção para 2012 em 40 mil barris de óleo equivalente por dia, para 2,06 a 2,16 milhões de barris por dia.
“A empresa permanece comprometida em finalizar o desenvolvimento de Peregrino como planejado, operar o campo com eficiência e explorar mais oportunidades de crescimento na região”, disse a Statoil, afirmando que também chegou a acordo com a Sinochem em realizarem avaliações conjuntamente de outras oportunidades no Brasil e em outros locais.
(Reportagem adicional de Aizhu Chen em Pequim, Sui-Lee Wee e Denny Thomas em Hong Kong, Khettiya Jittapong em Bangcoc e Richard Solem em Oslo)
Fonte:Reuters via Plano Brasil.
Por Eadie Chen e Joseph Chaney
PEQUIM/HONG KONG (Reuters) – A chinesa Sinochem Corp. venceu a concorrência por uma participação avaliada em 3,07 bilhões de dólares em um campo petrolífero da Statoil no Brasil, informou a Statoil na sexta-feira, o que marca o segundo grande acordo de gás e petróleo na América Latina desde março.
As chinesas CNOOC e Sinopec também fizeram oferta pela participação, disseram fontes da indústria anteriormente à Reuters.
A medida acontece no momento em que as estatais de energia da China buscam no mundo todo ativos de alta qualidade para ajudar a alimentar o crescimento econômico da terceira maior economia do mundo.
Em novembro, a norueguesa Statoil afirmou que poderia reduzir sua participação de 100 por cento no campo de Peregrino, na bacia de Campos.
“O desinvestimento é um passo natural em nosso esforço contínuo de otimizar nosso portfólio”, disse o presidente executivo da Statoil, Helge Lund, em um comunicado.
Quatro empresas chinesas estavam originalmente envolvidas no processo de oferta, noticiou a Reuters em março.
A forte exposição da Sinopec ao setor altamente controlado de refino da China levou a empresa a se diversificar em projetos de exploração e produção no exterior, como no recente acordo de 4,65 bilhões de dólares pela fatia da ConocoPhillips em um projeto no Canadá.
A Sinopec já tem presença no Brasil. Em abril, ela recebeu os direitos para desenvolver dois blocos petrolíferos na costa norte do país segundo um acordo fechado com a Petrobras.
Na terça-feira, a Sinopec disse que as importações de petróleo do Brasil deverão alcançar 200 mil barris por dia em 2011, alta de 43 por cento ante 2010 em meio a níveis recordes de importação de petróleo pela China.
DESAFIO
“Tecnologicamente é bastante desafiador. Mas no portfólio geral, é uma ação inteligente porque em águas profundas pode-se achar reservas bem grandes”, disse Gordon Kwan, diretor regional de pesquisa energética da Mirael Asset Securities.
As empresas de petróleo e gás da China, incumbidas pelo governo de assegurar a oferta, anunciaram 18,8 bilhões de dólares em aquisições somente no ano passado, de acordo com dados da Thomson Reuters.
Em março, a CNOOC comprou uma fatia de 3,1 bilhões de dólares na argentina Bridas Holding, garantindo uma base na América Latina em uma tentativa de aliviar as preocupações de investidores sobre suas agressivas metas de produção.
A Statoil disse que o desinvestimento vai reduzir sua projeção de produção para 2012 em 40 mil barris de óleo equivalente por dia, para 2,06 a 2,16 milhões de barris por dia.
“A empresa permanece comprometida em finalizar o desenvolvimento de Peregrino como planejado, operar o campo com eficiência e explorar mais oportunidades de crescimento na região”, disse a Statoil, afirmando que também chegou a acordo com a Sinochem em realizarem avaliações conjuntamente de outras oportunidades no Brasil e em outros locais.
(Reportagem adicional de Aizhu Chen em Pequim, Sui-Lee Wee e Denny Thomas em Hong Kong, Khettiya Jittapong em Bangcoc e Richard Solem em Oslo)
Fonte:Reuters via Plano Brasil.
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Re: Geopolítica Energética
Os desafios do Pré-Sal
22/05/2010 E.M.Pinto Deixe um comentário Ir para os comentários
Autor: Eduardo C. Nicácio
Plano Brasil
Entre 300 e 200 milhões de anos atrás havia um único continente, a Pangeia, que há cerca de 200 milhões de anos se subdividiu em Laurásia e Gondwana. Há aproximadamente 140 milhões de anos teve inicio o processo de separação entre as duas placas tectônicas sobre as quais estão os continentes que formavam o Gondwana, os atuais continentes da África e América do Sul. No local em que ocorreu o afastamento da África e América do Sul, formou-se o que é hoje o Atlântico Sul.
Nos primórdios, formaram-se vários mares rasos e áreas semi-pantanosas, algumas de água salgada e salobra do tipo mangue, onde proliferaram algas e microorganismos chamados de fitoplâncton e zooplâncton. Estes microorganismos se depositavam continuamente no leito marinho na forma de sedimentos, misturando-se a outros sedimentos, areia e sal, formando camadas de rochas impregnadas de matéria orgânica, que dariam origem às rochas geradoras. A partir delas, o petróleo migrou para cima e ficou aprisionado nas rochas reservatórios, de onde é hoje extraído.
Estes microrganismos sedimentados no fundo do oceano, soterrados sob pressão e com oxigenação reduzida, degradaram-se muito lentamente e, com o passar do tempo, transformaram-se em petróleo, como o que é encontrado atualmente no litoral do Brasil.
Nosso país aparenta possuir, ao longo do seu litoral, uma reserva imensa de petróleo – ou “ouro negro” – denominada Reserva do Pré-Sal. O geólogo e ex-funcionário da Petrobras, Márcio Rocha Mello, acredita que o pré-sal pode ser bem maior do que os 800 quilômetros já identificados, estendendo-se de Santa Catarina até o Ceará. Apenas com a descoberta dos três primeiros campos do pré-sal, Tupi, Iara e Parque das Baleias, as reservas brasileiras comprovadas, que eram de 14 bilhões de barris, aumentaram para 33 bilhões de barris. Além destas existem reservas possíveis e prováveis de 50 a 100 bilhões de barris. A se confirmarem as estimativas mais otimistas, o Brasil passaria a ser dono da 4ª maior reserva de petróleo do mundo, com 133 bilhões de barris, menor apenas que as reservas da Arábia Saudita, do Canadá, e do Irã. Fonte: CIA WorldFactbook – 1/1/2009¹.
Notícias veiculadas na mídia nos últimos dias deram conta que o Brasil poderá exportar cerca de 2,3 milhões de barris de óleo por dia por volta de 2019/2020. Prevendo-se o crescimento do consumo interno, estima-se que a produção será de fantásticos 5 milhões de barris por volta desse mesmo ano. Esses números colocariam o país, hoje, como o 4º maior produtor (abaixo de Arábia Saudita, Rússia e EUA) e o 8º maior exportador (abaixo de Arábia Saudita, Rússia, Emirados Árabes, Canadá, Noruega, Kuait e Nigéria) de petróleo do mundo. Mas não é só.
Os investimentos para a exploração plena dos campos do Pré-Sal exigirão uma mobilização industrial e aportes financeiros sem precedentes na história do nosso país. Somente a Petrobrás espera investir US$ 112 bilhões até 2012, na compra de sondas, plataformas, navios, e na construção de oleodutos, gasodutos e refinarias. Estima-se que o investimento total será de US$ 450 bilhões nos próximos 10 anos. Se cada US$ 1 bilhão investido na economia do país representar 5.000 empregos diretos, acreditamos que, ao final dessa fase de investimentos, o país tenha gerado cerca de 2,25 milhões de empregos diretos e outros tantos milhões indiretos.
Segundo o site Monica Conde, em seu artigo intitulado “Valor Agregado a la Petroquímica”², na cadeia de produção do petróleo, a sua transformação em derivados multiplica em até 60 vezes o valor do barril de óleo cru. Além disso, ela estima que, para cada barril de petróleo beneficiado localmente, seriam criados 2.700 empregos diretos. Um trecho do artigo diz que “al estructurar las cadenas productivas del petróleo hacia los productos terminados, se generará un valor agregado 60 veces superior al del petróleo, y 2,700 empleos más por barril de petróleo crudo transformado, disminuyendo la exportación del mismo sin Valor Agregado”. O próprio Presidente Lula afirmou, em reportagem, que o Brasil não deve exportar o óleo cru, e sim investir na produção de derivados de alta qualidade para exportação, o que agregaria valor ao produto. Fonte: O Globo (“Lula diz que Brasil não deve exportar óleo cru, mas derivados da melhor qualidade”).
1 – https://www.cia.gov/library/publication ... 8rank.html
2 – http://www.ambienteplastico.com/suscrip ... le_429.php
Os dados tabulados a seguir mostram algumas previsões de como poderemos trabalhar as exportações desse recurso estratégico nos próximos anos, e também os montantes referentes às exportações com 100% de óleo cru; 75% de óleo cru e 25% de derivados; 50% de óleo cru e 50% de derivados; 25% de óleo cru e 75% de derivados; e 100% de exportações em derivados. Para as exportações, considere um aumento anual entre 10 e 15% devido à entrada em funcionamento de novas e mais produtivas refinarias.
Os cálculos foram aproximados de forma simplista, considerando uma agregação de valor aos derivados dentro da média simples de 20 a 60 vezes o valor do óleo cru. Para um volume de beneficiamento de 4,5 milhões de barris/dia, seriam necessárias cerca de dez novas refinarias até 2025, com suas capacidades de processamento variando de 200 a 700 mil barris diários. A Petrobrás está planejando aumentar a capacidade de refino do país, para que dependamos cada vez menos de importações. As duas novas refinarias, com previsão de funcionamento em 2013 e 2017 representam uma capacidade bruta de processamento de 850 mil barris de óleo por dia. Uma delas, com capacidade para 600 mil barris por dia, visa a transformação do petróleo em produtos Premium para exportação aos mercados dos EUA, UE e Japão. Consulte a página oficial do PAC e PAC-2 para informações mais exatas.
Imaginem que os combustíveis exportados (gasolina, óleo diesel e querosene) já estão com os índices de biocombustíveis exigidos para a gasolina Premium (10% de Etanol), e Diesel (5% de biodiesel) que tanto EUA, UE e Japão desejam.
Exportações do Pré-Sal (sem beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/por ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 50.000,00 18.250.000,00 2.737.500,00
2016 0,75 120,00 90.000,00 32.850.000,00 4.927.500,00
2017 1 130,00 130.000,00 47.450.000,00 7.117.500,00
2018 1,25 140,00 175.000,00 63.875.000,00 9.581.250,00
2019 1,75 150,00 262.500,00 95.812.500,00 14.371.875,00
2020 2,3 150,00 345.000,00 125.925.000,00 18.888.750,00
2021 2,6 160,00 416.000,00 151.840.000,00 22.776.000,00
2022 3 170,00 510.000,00 186.150.000,00 27.922.500,00
2023 3,4 175,00 595.000,00 217.175.000,00 32.576.250,00
2024 4 190,00 760.000,00 277.400.000,00 41.610.000,00
2025 4,5 200,00 900.000,00 328.500.000,00 49.275.000,00
Tabela 1. Exportações referentes ao petróleo bruto, em dólares
Como podemos ver nos dados da tabela acima, o país poderia, em 2020, com o barril de petróleo cotado a US$ 150,00, gerar uma receita de aproximadamente US$ 126 bilhões/ano. Isso renderia ótimos US$ 18,88 bilhões ao Governo, e seriam aplicados/distribuidos de acordo com o que se acordar no projeto de Partilha do Pré-Sal. A história já seria boa se ficasse apenas nisso, mas há mais. Muito mais. Continuem lendo.
Exportações do Pré-Sal (com 25% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/dia Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 537.500,00 196.187.500,00 29.428.125.000,00
2016 0,75 120,00 967.500,00 353.137.500,00 52.970.625.000,00
2017 1 130,00 1.397.500,00 510.087.500,00 76.513.125.000,00
2018 1,25 140,00 1.881.250,00 686.656.250,00 102.998.437.500,00
2019 1,75 150,00 2.821.875,00 1.029.984.375,00 154.497.656.250,00
2020 2,3 150,00 3.708.750,00 1.353.693.750,00 203.054.062.500,00
2021 2,6 160,00 4.472.000,00 1.632.280.000,00 244.842.000.000,00
2022 3 170,00 5.482.500,00 2.001.112.500,00 300.166.875.000,00
2023 3,4 175,00 6.396.250,00 2.334.631.250,00 350.194.687.500,00
2024 4 190,00 8.170.000,00 2.982.050,00 447.307.500,00
2025 4,5 200,00 9.675.000,00 3.531.375,00 529.706.250,00
Tabela 1. Exportações referentes a 25% de petróleo beneficiado, em dólares
Exportações do Pré-Sal (com 50% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 1.025.000,00 374.125.000,00 56.118.750.000,00
2016 0,75 120,00 1.845.000,00 673.425.000,00 101.013.750.000,00
2017 1 130,00 2.665.000,00 972.725.000,00 145.908.750.000,00
2018 1,25 140,00 3.587.500,00 1.309.437.500,00 196.415.625.000,00
2019 1,75 150,00 5.381.250,00 1.964.156.250,00 294.623.437.500,00
2020 2,3 150,00 7.072.500,00 2.581.462.500,00 387.219.375.000,00
2021 2,6 160,00 8.528.000,00 3.112.720.000,00 466.908.000.000,00
2022 3 170,00 10.455.000,00 3.816.075.000,00 572.411.250.000,00
2023 3,4 175,00 12.197.500,00 4.452.087.500,00 667.813.125.000,00
2024 4 190,00 15.580.000,00 5.686.700.000,00 853.005.000.000,00
2025 4,5 200,00 18.450.000,00 6.734.250.000,00 1.010.137.500.000,00
Tabela 1. Exportações referentes a 50% de petróleo beneficiado, em dólares
Exportações do Pré-Sal (com 75% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 1.512.500,00 552.062.500,00 82.809.375.000,00
2016 0,75 120,00 2.722.500,00 993.712.500,00 149.056.875.000,00
2017 1 130,00 3.932.500,00 1.435.362.500,00 215.304.375.000,00
2018 1,25 140,00 5.293.750,00 1.932.218.750,00 289.832.812.500,00
2019 1,75 150,00 7.940.625,00 2.898.328.125,00 434.749.218.750,00
2020 2,3 150,00 10.436.250,00 3.809.231.250,00 571.384.687.500,00
2021 2,6 160,00 12.584.000,00 4.593.160.000,00 688.974.000.000,00
2022 3 170,00 15.427.500,00 5.631.037.500,00 844.655.625.000,00
2023 3,4 175,00 17.998.750,00 6.569.543.750,00 985.431.562.500,00
2024 4 190,00 22.990.000,00 8.391.350.000,00 1.258.702.500.000,00
2025 4,5 200,00 27.225.000,00 9.937.125.000,00 1.490.568.750.000,00
Tabela 1. Exportações referentes a 75% de petróleo beneficiado, em dólares
Exportações do Pré-Sal (com 100% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 2.000.000,00 730.000.000,00 109.500.000.000,00
2016 0,75 120,00 3.600.000,00 1.314.000.000,00 197.100.000.000,00
2017 1 130,00 5.200.000,00 1.898.000.000,00 284.700.000.000,00
2018 1,25 140,00 7.000.000,00 2.555.000.000,00 383.250.000.000,00
2019 1,75 150,00 10.500.000,00 3.832.500.000,00 574.875.000.000,00
2020 2,3 150,00 13.800.000,00 5.037.000.000,00 755.550.000.000,00
2021 2,6 160,00 16.640.000,00 6.073.600.000,00 911.040.000.000,00
2022 3 170,00 20.400.000,00 7.446.000.000,00 1.116.900.000.000,00
2023 3,4 175,00 23.800.000,00 8.687.000.000,00 1.303.050.000.000,00
2024 4 190,00 30.400.000,00 11.096.000.000,00 1.664.400.000.000,00
2025 4,5 200,00 36.000.000,00 13.140.000.000,00 1.971.000.000.000,00
Tabela 1. Exportações referentes a 75% de petróleo beneficiado, em bilhões de dólares
Nestas quatro outras tabelas acima, podemos visualizar que, se beneficiássemos apenas 25% do óleo bruto, poderíamos em 2020 ter receitas com exportações de derivados no valor de US$ 1,35 trilhão/ano; com o beneficiamento de 50% do óleo exportado, teríamos receitas de US$ 2,58 trilhões/ano; aumentando esse índice para 75% de beneficiamento, as receitas saltariam para US$ 3,81 trilhões no mesmo ano, e, caso chegássemos ao máximo de 100% de beneficiamento, as receitas seriam de fantásticos US$ 5,04 trilhões!
Além disso, podemos prever que, para cada 1 milhão de barris processados, estaríamos criando cerca de 2,7 milhões de empregos na cadeia produtiva de seus derivados, que incluem, dentre outros, gasolina, querosene, ceras, óleos, graxas, polímeros, etc. São milhares de produtos a serem trabalhados e que não precisarão mais ser importados.
O governo receberia, somente em royalties, US$ 203 bilhões, US$ 382,5 bilhões, US$ 571,4 bilhões e US$ 755,55 bilhões, para 25%, 50%, 75% e 100% de beneficiamento, respectivamente.
Se a parte que cabe ao Governo Federal nessa partilha for de apenas 40%, e desse montante, apenas 10% forem para a Marinha de Guerra, seriam impressionantes US$ 8,12 bilhões, US$ 15,3 bilhões, US$ 22,85 bilhões e US$ 30,22 bilhões por ano, respectivamente, destinados à P&D e aquisição de meios. E ainda ficariam nas mãos do Governo Federal, para investimentos, US$ 73,08 bilhões, US$ 137,7 bilhões, US$ 205,65 bilhões e US$ 272 bilhões, respectivamente.
Não podemos permitir que esse óleo seja exportado como commodity, sem agregação alguma de valor. Isso significaria uma receita estimada de apenas US$ 126 bilhões em 2020, com royalties devidos de apenas US$ 18,9 bilhões. Esse montante renderia à Marinha de Guerra apenas US$ 750 milhões para P&D e aquisição de meios. O Governo Federal ficaria com apenas 40% desse montante, e, da quantia devida a ele, 15% iriam para o Fundo Social, que, em teoria, deve alavancar nosso desenvolvimento. Estamos falando de apenas US$ 6,81 bilhões/ano no total e apenas US$ 1,13 bilhão para o Fundo Social do Pré-sal, uma quantia irrisória para atender às necessidades de uma população de 200 milhões de pessoas que anseiam por dias melhores.
Devemos garantir que esses royalties alavanquem o desenvolvimento do país, e sejam investidos na formação de seus cidadãos, com ensino de base forte, ensino técnico e tecnológico de ponta, pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias duais, obras de infra-estrutura, acesso universal à saúde de qualidade, e, especialmente, em DEFESA. O Brasil não pode, de forma alguma, imaginar que não há cobiça dos outros países nos recursos naturais que temos em abundância nesse “país tropical, abençoado por Deus e bonito por Natureza”. Precisamos garantir que as Forças Armadas cumpram seu papel constitucional, a defesa do nosso território contra ameaças estrangeiras, e só conseguiremos isso com uma Defesa forte, equipada e preparada para o desafio.
Esses desafios do Pré-Sal impõem a nós, brasileiros, duas opções: fugiremos deles, ou os enfrentaremos? Eu já me decidi, e você?
enicacio@gmail.com
22/05/2010 E.M.Pinto Deixe um comentário Ir para os comentários
Autor: Eduardo C. Nicácio
Plano Brasil
Entre 300 e 200 milhões de anos atrás havia um único continente, a Pangeia, que há cerca de 200 milhões de anos se subdividiu em Laurásia e Gondwana. Há aproximadamente 140 milhões de anos teve inicio o processo de separação entre as duas placas tectônicas sobre as quais estão os continentes que formavam o Gondwana, os atuais continentes da África e América do Sul. No local em que ocorreu o afastamento da África e América do Sul, formou-se o que é hoje o Atlântico Sul.
Nos primórdios, formaram-se vários mares rasos e áreas semi-pantanosas, algumas de água salgada e salobra do tipo mangue, onde proliferaram algas e microorganismos chamados de fitoplâncton e zooplâncton. Estes microorganismos se depositavam continuamente no leito marinho na forma de sedimentos, misturando-se a outros sedimentos, areia e sal, formando camadas de rochas impregnadas de matéria orgânica, que dariam origem às rochas geradoras. A partir delas, o petróleo migrou para cima e ficou aprisionado nas rochas reservatórios, de onde é hoje extraído.
Estes microrganismos sedimentados no fundo do oceano, soterrados sob pressão e com oxigenação reduzida, degradaram-se muito lentamente e, com o passar do tempo, transformaram-se em petróleo, como o que é encontrado atualmente no litoral do Brasil.
Nosso país aparenta possuir, ao longo do seu litoral, uma reserva imensa de petróleo – ou “ouro negro” – denominada Reserva do Pré-Sal. O geólogo e ex-funcionário da Petrobras, Márcio Rocha Mello, acredita que o pré-sal pode ser bem maior do que os 800 quilômetros já identificados, estendendo-se de Santa Catarina até o Ceará. Apenas com a descoberta dos três primeiros campos do pré-sal, Tupi, Iara e Parque das Baleias, as reservas brasileiras comprovadas, que eram de 14 bilhões de barris, aumentaram para 33 bilhões de barris. Além destas existem reservas possíveis e prováveis de 50 a 100 bilhões de barris. A se confirmarem as estimativas mais otimistas, o Brasil passaria a ser dono da 4ª maior reserva de petróleo do mundo, com 133 bilhões de barris, menor apenas que as reservas da Arábia Saudita, do Canadá, e do Irã. Fonte: CIA WorldFactbook – 1/1/2009¹.
Notícias veiculadas na mídia nos últimos dias deram conta que o Brasil poderá exportar cerca de 2,3 milhões de barris de óleo por dia por volta de 2019/2020. Prevendo-se o crescimento do consumo interno, estima-se que a produção será de fantásticos 5 milhões de barris por volta desse mesmo ano. Esses números colocariam o país, hoje, como o 4º maior produtor (abaixo de Arábia Saudita, Rússia e EUA) e o 8º maior exportador (abaixo de Arábia Saudita, Rússia, Emirados Árabes, Canadá, Noruega, Kuait e Nigéria) de petróleo do mundo. Mas não é só.
Os investimentos para a exploração plena dos campos do Pré-Sal exigirão uma mobilização industrial e aportes financeiros sem precedentes na história do nosso país. Somente a Petrobrás espera investir US$ 112 bilhões até 2012, na compra de sondas, plataformas, navios, e na construção de oleodutos, gasodutos e refinarias. Estima-se que o investimento total será de US$ 450 bilhões nos próximos 10 anos. Se cada US$ 1 bilhão investido na economia do país representar 5.000 empregos diretos, acreditamos que, ao final dessa fase de investimentos, o país tenha gerado cerca de 2,25 milhões de empregos diretos e outros tantos milhões indiretos.
Segundo o site Monica Conde, em seu artigo intitulado “Valor Agregado a la Petroquímica”², na cadeia de produção do petróleo, a sua transformação em derivados multiplica em até 60 vezes o valor do barril de óleo cru. Além disso, ela estima que, para cada barril de petróleo beneficiado localmente, seriam criados 2.700 empregos diretos. Um trecho do artigo diz que “al estructurar las cadenas productivas del petróleo hacia los productos terminados, se generará un valor agregado 60 veces superior al del petróleo, y 2,700 empleos más por barril de petróleo crudo transformado, disminuyendo la exportación del mismo sin Valor Agregado”. O próprio Presidente Lula afirmou, em reportagem, que o Brasil não deve exportar o óleo cru, e sim investir na produção de derivados de alta qualidade para exportação, o que agregaria valor ao produto. Fonte: O Globo (“Lula diz que Brasil não deve exportar óleo cru, mas derivados da melhor qualidade”).
1 – https://www.cia.gov/library/publication ... 8rank.html
2 – http://www.ambienteplastico.com/suscrip ... le_429.php
Os dados tabulados a seguir mostram algumas previsões de como poderemos trabalhar as exportações desse recurso estratégico nos próximos anos, e também os montantes referentes às exportações com 100% de óleo cru; 75% de óleo cru e 25% de derivados; 50% de óleo cru e 50% de derivados; 25% de óleo cru e 75% de derivados; e 100% de exportações em derivados. Para as exportações, considere um aumento anual entre 10 e 15% devido à entrada em funcionamento de novas e mais produtivas refinarias.
Os cálculos foram aproximados de forma simplista, considerando uma agregação de valor aos derivados dentro da média simples de 20 a 60 vezes o valor do óleo cru. Para um volume de beneficiamento de 4,5 milhões de barris/dia, seriam necessárias cerca de dez novas refinarias até 2025, com suas capacidades de processamento variando de 200 a 700 mil barris diários. A Petrobrás está planejando aumentar a capacidade de refino do país, para que dependamos cada vez menos de importações. As duas novas refinarias, com previsão de funcionamento em 2013 e 2017 representam uma capacidade bruta de processamento de 850 mil barris de óleo por dia. Uma delas, com capacidade para 600 mil barris por dia, visa a transformação do petróleo em produtos Premium para exportação aos mercados dos EUA, UE e Japão. Consulte a página oficial do PAC e PAC-2 para informações mais exatas.
Imaginem que os combustíveis exportados (gasolina, óleo diesel e querosene) já estão com os índices de biocombustíveis exigidos para a gasolina Premium (10% de Etanol), e Diesel (5% de biodiesel) que tanto EUA, UE e Japão desejam.
Exportações do Pré-Sal (sem beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/por ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 50.000,00 18.250.000,00 2.737.500,00
2016 0,75 120,00 90.000,00 32.850.000,00 4.927.500,00
2017 1 130,00 130.000,00 47.450.000,00 7.117.500,00
2018 1,25 140,00 175.000,00 63.875.000,00 9.581.250,00
2019 1,75 150,00 262.500,00 95.812.500,00 14.371.875,00
2020 2,3 150,00 345.000,00 125.925.000,00 18.888.750,00
2021 2,6 160,00 416.000,00 151.840.000,00 22.776.000,00
2022 3 170,00 510.000,00 186.150.000,00 27.922.500,00
2023 3,4 175,00 595.000,00 217.175.000,00 32.576.250,00
2024 4 190,00 760.000,00 277.400.000,00 41.610.000,00
2025 4,5 200,00 900.000,00 328.500.000,00 49.275.000,00
Tabela 1. Exportações referentes ao petróleo bruto, em dólares
Como podemos ver nos dados da tabela acima, o país poderia, em 2020, com o barril de petróleo cotado a US$ 150,00, gerar uma receita de aproximadamente US$ 126 bilhões/ano. Isso renderia ótimos US$ 18,88 bilhões ao Governo, e seriam aplicados/distribuidos de acordo com o que se acordar no projeto de Partilha do Pré-Sal. A história já seria boa se ficasse apenas nisso, mas há mais. Muito mais. Continuem lendo.
Exportações do Pré-Sal (com 25% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/dia Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 537.500,00 196.187.500,00 29.428.125.000,00
2016 0,75 120,00 967.500,00 353.137.500,00 52.970.625.000,00
2017 1 130,00 1.397.500,00 510.087.500,00 76.513.125.000,00
2018 1,25 140,00 1.881.250,00 686.656.250,00 102.998.437.500,00
2019 1,75 150,00 2.821.875,00 1.029.984.375,00 154.497.656.250,00
2020 2,3 150,00 3.708.750,00 1.353.693.750,00 203.054.062.500,00
2021 2,6 160,00 4.472.000,00 1.632.280.000,00 244.842.000.000,00
2022 3 170,00 5.482.500,00 2.001.112.500,00 300.166.875.000,00
2023 3,4 175,00 6.396.250,00 2.334.631.250,00 350.194.687.500,00
2024 4 190,00 8.170.000,00 2.982.050,00 447.307.500,00
2025 4,5 200,00 9.675.000,00 3.531.375,00 529.706.250,00
Tabela 1. Exportações referentes a 25% de petróleo beneficiado, em dólares
Exportações do Pré-Sal (com 50% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 1.025.000,00 374.125.000,00 56.118.750.000,00
2016 0,75 120,00 1.845.000,00 673.425.000,00 101.013.750.000,00
2017 1 130,00 2.665.000,00 972.725.000,00 145.908.750.000,00
2018 1,25 140,00 3.587.500,00 1.309.437.500,00 196.415.625.000,00
2019 1,75 150,00 5.381.250,00 1.964.156.250,00 294.623.437.500,00
2020 2,3 150,00 7.072.500,00 2.581.462.500,00 387.219.375.000,00
2021 2,6 160,00 8.528.000,00 3.112.720.000,00 466.908.000.000,00
2022 3 170,00 10.455.000,00 3.816.075.000,00 572.411.250.000,00
2023 3,4 175,00 12.197.500,00 4.452.087.500,00 667.813.125.000,00
2024 4 190,00 15.580.000,00 5.686.700.000,00 853.005.000.000,00
2025 4,5 200,00 18.450.000,00 6.734.250.000,00 1.010.137.500.000,00
Tabela 1. Exportações referentes a 50% de petróleo beneficiado, em dólares
Exportações do Pré-Sal (com 75% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 1.512.500,00 552.062.500,00 82.809.375.000,00
2016 0,75 120,00 2.722.500,00 993.712.500,00 149.056.875.000,00
2017 1 130,00 3.932.500,00 1.435.362.500,00 215.304.375.000,00
2018 1,25 140,00 5.293.750,00 1.932.218.750,00 289.832.812.500,00
2019 1,75 150,00 7.940.625,00 2.898.328.125,00 434.749.218.750,00
2020 2,3 150,00 10.436.250,00 3.809.231.250,00 571.384.687.500,00
2021 2,6 160,00 12.584.000,00 4.593.160.000,00 688.974.000.000,00
2022 3 170,00 15.427.500,00 5.631.037.500,00 844.655.625.000,00
2023 3,4 175,00 17.998.750,00 6.569.543.750,00 985.431.562.500,00
2024 4 190,00 22.990.000,00 8.391.350.000,00 1.258.702.500.000,00
2025 4,5 200,00 27.225.000,00 9.937.125.000,00 1.490.568.750.000,00
Tabela 1. Exportações referentes a 75% de petróleo beneficiado, em dólares
Exportações do Pré-Sal (com 100% de beneficiamento)
Ano mbl/dia US$ barril Receita 1000 US$/dia Receita 1000 US$/ano Royalties (15%) em US$
2015 0,5 100,00 2.000.000,00 730.000.000,00 109.500.000.000,00
2016 0,75 120,00 3.600.000,00 1.314.000.000,00 197.100.000.000,00
2017 1 130,00 5.200.000,00 1.898.000.000,00 284.700.000.000,00
2018 1,25 140,00 7.000.000,00 2.555.000.000,00 383.250.000.000,00
2019 1,75 150,00 10.500.000,00 3.832.500.000,00 574.875.000.000,00
2020 2,3 150,00 13.800.000,00 5.037.000.000,00 755.550.000.000,00
2021 2,6 160,00 16.640.000,00 6.073.600.000,00 911.040.000.000,00
2022 3 170,00 20.400.000,00 7.446.000.000,00 1.116.900.000.000,00
2023 3,4 175,00 23.800.000,00 8.687.000.000,00 1.303.050.000.000,00
2024 4 190,00 30.400.000,00 11.096.000.000,00 1.664.400.000.000,00
2025 4,5 200,00 36.000.000,00 13.140.000.000,00 1.971.000.000.000,00
Tabela 1. Exportações referentes a 75% de petróleo beneficiado, em bilhões de dólares
Nestas quatro outras tabelas acima, podemos visualizar que, se beneficiássemos apenas 25% do óleo bruto, poderíamos em 2020 ter receitas com exportações de derivados no valor de US$ 1,35 trilhão/ano; com o beneficiamento de 50% do óleo exportado, teríamos receitas de US$ 2,58 trilhões/ano; aumentando esse índice para 75% de beneficiamento, as receitas saltariam para US$ 3,81 trilhões no mesmo ano, e, caso chegássemos ao máximo de 100% de beneficiamento, as receitas seriam de fantásticos US$ 5,04 trilhões!
Além disso, podemos prever que, para cada 1 milhão de barris processados, estaríamos criando cerca de 2,7 milhões de empregos na cadeia produtiva de seus derivados, que incluem, dentre outros, gasolina, querosene, ceras, óleos, graxas, polímeros, etc. São milhares de produtos a serem trabalhados e que não precisarão mais ser importados.
O governo receberia, somente em royalties, US$ 203 bilhões, US$ 382,5 bilhões, US$ 571,4 bilhões e US$ 755,55 bilhões, para 25%, 50%, 75% e 100% de beneficiamento, respectivamente.
Se a parte que cabe ao Governo Federal nessa partilha for de apenas 40%, e desse montante, apenas 10% forem para a Marinha de Guerra, seriam impressionantes US$ 8,12 bilhões, US$ 15,3 bilhões, US$ 22,85 bilhões e US$ 30,22 bilhões por ano, respectivamente, destinados à P&D e aquisição de meios. E ainda ficariam nas mãos do Governo Federal, para investimentos, US$ 73,08 bilhões, US$ 137,7 bilhões, US$ 205,65 bilhões e US$ 272 bilhões, respectivamente.
Não podemos permitir que esse óleo seja exportado como commodity, sem agregação alguma de valor. Isso significaria uma receita estimada de apenas US$ 126 bilhões em 2020, com royalties devidos de apenas US$ 18,9 bilhões. Esse montante renderia à Marinha de Guerra apenas US$ 750 milhões para P&D e aquisição de meios. O Governo Federal ficaria com apenas 40% desse montante, e, da quantia devida a ele, 15% iriam para o Fundo Social, que, em teoria, deve alavancar nosso desenvolvimento. Estamos falando de apenas US$ 6,81 bilhões/ano no total e apenas US$ 1,13 bilhão para o Fundo Social do Pré-sal, uma quantia irrisória para atender às necessidades de uma população de 200 milhões de pessoas que anseiam por dias melhores.
Devemos garantir que esses royalties alavanquem o desenvolvimento do país, e sejam investidos na formação de seus cidadãos, com ensino de base forte, ensino técnico e tecnológico de ponta, pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias duais, obras de infra-estrutura, acesso universal à saúde de qualidade, e, especialmente, em DEFESA. O Brasil não pode, de forma alguma, imaginar que não há cobiça dos outros países nos recursos naturais que temos em abundância nesse “país tropical, abençoado por Deus e bonito por Natureza”. Precisamos garantir que as Forças Armadas cumpram seu papel constitucional, a defesa do nosso território contra ameaças estrangeiras, e só conseguiremos isso com uma Defesa forte, equipada e preparada para o desafio.
Esses desafios do Pré-Sal impõem a nós, brasileiros, duas opções: fugiremos deles, ou os enfrentaremos? Eu já me decidi, e você?
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"A reconquista da soberania perdida não restabelece o status quo."
Barão do Rio Branco
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Marino
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Re: Geopolítica Energética
Uma sugestão para melhorar o fórum:
Tabelas que tentamos postar são desfeitas quando enviamos o post, como podemos ver acima.
Não sei se há alguma maneira de postá-las com integridade.
Tabelas que tentamos postar são desfeitas quando enviamos o post, como podemos ver acima.
Não sei se há alguma maneira de postá-las com integridade.
"A reconquista da soberania perdida não restabelece o status quo."
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Túlio
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Re: Geopolítica Energética
Marino escreveu:Uma sugestão para melhorar o fórum:
Tabelas que tentamos postar são desfeitas quando enviamos o post, como podemos ver acima.
Não sei se há alguma maneira de postá-las com integridade.
Manda o link para o Site de onde tiraste a matéria que vou tentar.
“Look at these people. Wandering around with absolutely no idea what's about to happen.”
P. Sullivan (Margin Call, 2011)
P. Sullivan (Margin Call, 2011)
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Re: Geopolítica Energética
No Brasil – Belo Monte e o desenvolvimento do Brasil
Autor(es): Humberto Viana Guimarães
Jornal do Brasil
Antes que algum curioso (normalmente mal-informado) saia por aí dando opiniões sobre a conveniência e viabilidade da Usina Hidrelétrica de Belo Monte e outras hidrelétricas previstas para região amazônica, seria de bom tom que essas pessoas estudassem mais e se inteirassem melhor dos fatos. Assim procedendo, dar-se-iam conta do ponto mais importante e que é mandatório para o crescimento de qualquer país: disponibilidade de energia farta.
Para que o Brasil tenha um crescimento anual e contínuo de 5% do PIB nos próximos anos, é imperativo que sejam disponibilizados 4 mil MegaWatts (MW) a cada ano. Isso representa a entrada no parque gerador de uma usina do porte de Belo Monte a cada ano (essa hidrelétrica terá garantia física de 4.571 MW médios (MWmed).
O resto é conversa fiada de aproveitadores que mamam nas tetas de algumas ONGs e usam os índios e ribeirinhos como bucha de canhão para criar tumulto. Como bem expressou o professor da PUC-GO Jean-Marie Lambert (jornal O Popular, Goiânia, 09/05/10): Difícil explicar (James) Cameron, mas a Amazônia não é enfeite… nem jardim botânico de alemão, zoológico de holandês ou museu antropológico de suíço. É sim, bem econômico à espera de desenvolvimento. Sustentável… é ponto pacífico.
Se os mal-informados tivessem hábito da leitura, saberiam que, pelos números da Aneel, em 15/05/2006 tínhamos potência fiscalizada de 94.202,510 MW e exatos quatro anos depois temos 108.333,978 MW, ou seja, neste período tivemos somente 3,75% de crescimento na oferta de energia (nota: pela definição da Aneel, a potência fiscalizada é igual à considerada a partir da operação comercial da primeira unidade geradora). Apesar dos discursos ufanistas do governo petista que tanto critica o governo FHC pelo ocorrido em 2001, não resta dúvida de que só não tivemos problemas de racionamento de energia no governo Lula devido ao baixo crescimento do PIB brasileiro (média de 3,57% desde 2003).
Assim, e tendo em vista que os empreendimentos hidrelétricos na região amazônica, devido à sua complexidade e logística, têm período de maturação – entre os estudos de viabilidade até a operação da primeira turbina – muito mais longo, é necessário que busquemos alternativas complementares, enquanto se concretizem os empreendimentos amazônicos.
Opções não faltam, tais como: a) o setor sucroalcooleiro, tendo garantia firme de compra, tem condições de disponibilizar 10 mil MW, que podem dobrar em médio prazo; b) a energia eólica, antes incipiente, está crescendo e pode contribuir em curto prazo com outros 10 mil MW; c) as pequenas centrais hidrelétricas PCHs que atualmente têm 3.125,987 MW e outros 882,291 MW em construção, podem dar enorme contribuição e agregar, no mínimo outros 3 mil MW; d) usar o gás natural (GN), que é queimado pela Petrobras, para a geração térmica. Segundo dados da ANP referentes aos três primeiros meses de 2010, houve queima diária média de 7,4 milhões de m³ de GN, volume que, somado à metade do que é reinjetado (12,3 milhões de m³), ou seja, cerca de 13 milhões de m³, daria para gerar em torno de 2 mil MW; e e) outra providência pouco discutida, mas de enorme importância e valor e que teria efeito quase imediato, seria a repotenciação de várias hidrelétricas com mais de 20 anos de operação (há casos de até 50 anos!). Essa providência, simples e de baixo custo, poderia acrescentar 3 mil MW. Importante ressaltar que essas opções não substituem os grandes empreendimentos hidrelétricos produtores de grandes blocos de energia.
Se implementarmos as soluções citadas acima, teríamos para ofertar em curto/médio prazos mais 28.000 MW, que representam 25,85% dos atuais empreendimentos fiscalizados, que somados aos empreendimentos em construção – 18.101,500 MW (fonte: Aneel) nos dariam segurança energética até que se construíssem as hidrelétricas da região amazônica, aí incluída a UHE Belo Monte.
No entanto, para que esse potencial amazônico seja bem aproveitado e que de fato traga benefícios reais para o país, é necessário: 1º) Que haja uma melhor precificação do MegaWatt, pois o valor do lance de R$ 77,97/MW de Belo Monte é prejuízo na certa; 2º) que os orçamentos das obras sejam feitos em bases mais realistas, levando em conta que construir uma hidrelétrica na região amazônica é totalmente diferente do que construir uma similar na região Sudeste, por exemplo; e 3º) que as obras sejam executadas por consórcios de empresas construtoras que tenham conhecimento da região e dos projetos, suporte técnico e financeiro, e principalmente expertise em projetos de tal magnitude, e não por aqueles montados a toque de caixa para atender prazos eleitoreiros.
Fonte: JB via ASCOM GM via Plano Brasil.
Autor(es): Humberto Viana Guimarães
Jornal do Brasil
Antes que algum curioso (normalmente mal-informado) saia por aí dando opiniões sobre a conveniência e viabilidade da Usina Hidrelétrica de Belo Monte e outras hidrelétricas previstas para região amazônica, seria de bom tom que essas pessoas estudassem mais e se inteirassem melhor dos fatos. Assim procedendo, dar-se-iam conta do ponto mais importante e que é mandatório para o crescimento de qualquer país: disponibilidade de energia farta.
Para que o Brasil tenha um crescimento anual e contínuo de 5% do PIB nos próximos anos, é imperativo que sejam disponibilizados 4 mil MegaWatts (MW) a cada ano. Isso representa a entrada no parque gerador de uma usina do porte de Belo Monte a cada ano (essa hidrelétrica terá garantia física de 4.571 MW médios (MWmed).
O resto é conversa fiada de aproveitadores que mamam nas tetas de algumas ONGs e usam os índios e ribeirinhos como bucha de canhão para criar tumulto. Como bem expressou o professor da PUC-GO Jean-Marie Lambert (jornal O Popular, Goiânia, 09/05/10): Difícil explicar (James) Cameron, mas a Amazônia não é enfeite… nem jardim botânico de alemão, zoológico de holandês ou museu antropológico de suíço. É sim, bem econômico à espera de desenvolvimento. Sustentável… é ponto pacífico.
Se os mal-informados tivessem hábito da leitura, saberiam que, pelos números da Aneel, em 15/05/2006 tínhamos potência fiscalizada de 94.202,510 MW e exatos quatro anos depois temos 108.333,978 MW, ou seja, neste período tivemos somente 3,75% de crescimento na oferta de energia (nota: pela definição da Aneel, a potência fiscalizada é igual à considerada a partir da operação comercial da primeira unidade geradora). Apesar dos discursos ufanistas do governo petista que tanto critica o governo FHC pelo ocorrido em 2001, não resta dúvida de que só não tivemos problemas de racionamento de energia no governo Lula devido ao baixo crescimento do PIB brasileiro (média de 3,57% desde 2003).
Assim, e tendo em vista que os empreendimentos hidrelétricos na região amazônica, devido à sua complexidade e logística, têm período de maturação – entre os estudos de viabilidade até a operação da primeira turbina – muito mais longo, é necessário que busquemos alternativas complementares, enquanto se concretizem os empreendimentos amazônicos.
Opções não faltam, tais como: a) o setor sucroalcooleiro, tendo garantia firme de compra, tem condições de disponibilizar 10 mil MW, que podem dobrar em médio prazo; b) a energia eólica, antes incipiente, está crescendo e pode contribuir em curto prazo com outros 10 mil MW; c) as pequenas centrais hidrelétricas PCHs que atualmente têm 3.125,987 MW e outros 882,291 MW em construção, podem dar enorme contribuição e agregar, no mínimo outros 3 mil MW; d) usar o gás natural (GN), que é queimado pela Petrobras, para a geração térmica. Segundo dados da ANP referentes aos três primeiros meses de 2010, houve queima diária média de 7,4 milhões de m³ de GN, volume que, somado à metade do que é reinjetado (12,3 milhões de m³), ou seja, cerca de 13 milhões de m³, daria para gerar em torno de 2 mil MW; e e) outra providência pouco discutida, mas de enorme importância e valor e que teria efeito quase imediato, seria a repotenciação de várias hidrelétricas com mais de 20 anos de operação (há casos de até 50 anos!). Essa providência, simples e de baixo custo, poderia acrescentar 3 mil MW. Importante ressaltar que essas opções não substituem os grandes empreendimentos hidrelétricos produtores de grandes blocos de energia.
Se implementarmos as soluções citadas acima, teríamos para ofertar em curto/médio prazos mais 28.000 MW, que representam 25,85% dos atuais empreendimentos fiscalizados, que somados aos empreendimentos em construção – 18.101,500 MW (fonte: Aneel) nos dariam segurança energética até que se construíssem as hidrelétricas da região amazônica, aí incluída a UHE Belo Monte.
No entanto, para que esse potencial amazônico seja bem aproveitado e que de fato traga benefícios reais para o país, é necessário: 1º) Que haja uma melhor precificação do MegaWatt, pois o valor do lance de R$ 77,97/MW de Belo Monte é prejuízo na certa; 2º) que os orçamentos das obras sejam feitos em bases mais realistas, levando em conta que construir uma hidrelétrica na região amazônica é totalmente diferente do que construir uma similar na região Sudeste, por exemplo; e 3º) que as obras sejam executadas por consórcios de empresas construtoras que tenham conhecimento da região e dos projetos, suporte técnico e financeiro, e principalmente expertise em projetos de tal magnitude, e não por aqueles montados a toque de caixa para atender prazos eleitoreiros.
Fonte: JB via ASCOM GM via Plano Brasil.
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Re: Geopolítica Energética
Aqui:Túlio escreveu:Marino escreveu:Uma sugestão para melhorar o fórum:
Tabelas que tentamos postar são desfeitas quando enviamos o post, como podemos ver acima.
Não sei se há alguma maneira de postá-las com integridade.
Manda o link para o Site de onde tiraste a matéria que vou tentar.
http://pbrasil.wordpress.com/2010/05/22 ... more-17910
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Re: Geopolítica Energética
Marino escreveu:Aqui:Túlio escreveu:
Manda o link para o Site de onde tiraste a matéria que vou tentar.
http://pbrasil.wordpress.com/2010/05/22 ... more-17910
Usando minhas fontes Marino... coloca pelo menos que vem de là, senão o E.M.Pinto fica grilado !
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Re: Geopolítica Energética
24/05/2010
Cresce a dependência dos EUA frente ao petróleo canadense
NYT, Reportagem de Clifford Krauss, em Alberta (Canadá), e Elisabeth Rosenthal, em Nova York (EUA)
Funcionário da empresa Suncor com amostra de óleo extraído das areias do Canadá. Extração não-convencional produz óleo de solo arenoso
Debaixo das florestas subárticas do oeste do Canadá, nas profundezas do solo sob as turfeiras e os rebanhos de caribous selvagens, fica uma das principais fontes do petróleo exportado para os Estados Unidos.
Aqui não há chance de ocorrer a explosão ou um vazamento em águas profundas como o da plataforma da BP que está poluindo o Golfo do México. Mas o petróleo extraído das areias de alcatrão do Canadá apresenta outros problemas ambientais, como os açudes de resíduos, emissão de gases de efeito estufa e a destruição das florestas boreais.
Além disso, os críticos alertam que os órgãos de regulamentação norte-americanos abriram mão de uma antiga norma de segurança para os oleodutos que transportam o petróleo bruto sintético do Canadá até as refinarias nos Estados Unidos e não exigiram nenhum plano de emergência para vazamentos, o que eles próprios reconhecem ser uma possibilidade.
As areias petrolíferas estão sendo melhor examinadas pelo governo Obama, que está avaliando o pedido de uma companhia canadense para construir um novo oleoduto subterrâneo de 3.200 quilômetros de extensão que iria de Alberta até a costa do Golfo do Texas e aumentaria significativamente o acesso dos EUA ao petróleo. Para tomar essa decisão, o que deve acontecer até o final do ano, as autoridades federais estão colocando na balança as preocupações ambientais e a necessidade de garantir um fornecimento confiável para ajudar a satisfazer a insaciável sede de petróleo do país.
O acidente no golfo acrescenta mais um fator de complexidade. Os órgãos reguladores e o Congresso estão reavaliando os limites para a perfuração na costa depois da catástrofe do Deepwater Horizon, o que aumenta a pressão para importar mais petróleo do Canadá. Ao mesmo tempo, a consciência política em relação aos riscos cresceu.
As areias petrolíferas do Canadá devem se tornar a principal fonte de importação de petróleo para os EUA este ano; ultrapassando as importações convencionais de petróleo canadense e quase se equiparando à soma das importações da Arábia Saudita e Kuwait, de acordo com a empresa de consultoria IHT Cambridge Energy Research Associates.
Num novo relatório, ela prevê que a produção das areias petrolíferas poderá representar até 36% das importações de petróleo dos EUA em 2030. “A incerteza e a redução das permissões para perfuração no golfo ressaltam a crescente importância das areias petrolíferas canadenses, que durante a última década deixaram de ser uma fonte de energia secundária e assumiram uma grande importância estratégica”, diz Daniel Yergin, historiador do petróleo e presidente da IHS CERA. “Pensando no futuro, a importância delas deve ficar ainda maior”.
Na semana passada, uma legião de diplomatas canadenses aproveitaram uma viagem a Washington para promover as areias petrolíferas como uma alternativa segura em relação à extração em águas profundas, uma vez que os vazamentos seriam mais facilmente detectados e controlados.
Numa entrevista, o premiê de Alberta, Ed Stelmach, disse que não está tentando capitalizar o desastre do golfo, mas simplesmente promover “o que temos a oferecer, ou seja, segurança de fornecimento” e um “governo confiável e estável”.
Do ponto de vista do fornecimento, há muitos argumentos para recomendar as areias petrolíferas, também conhecidas como areias de alcatrão. O Canadá tem 178 bilhões de barris de reservas de petróleo comprovadas, praticamente todas localizadas em areias petrolíferas. Apenas a Arábia Saudita tem mais reservas de petróleo comprovadas.
Os Estados Unidos produzem cerca de 5 milhões de barris de petróleo por dia e importa outros 10 milhões. O Canadá responde por cerca de 1,9 milhão de barris dessas importações diárias, cerca de metade deles provenientes das areias petrolíferas.
“Se você precisa de petróleo bruto para alimentar sua economia, é melhor pensar no Canadá”, diz Chris Seasons, presidente da unidade canadense da Devon Energy, uma companhia de petróleo com sede em Oklahoma City. A Devon já está produzindo 35 mil barris por dia a partir das areias petrolíferas em torno de Conklin. Ela espera expandir sua produção para 200 mil barris por dia em 2020, em parte por meio de um segundo projeto em parceria com a BP. Isso seria quase equivalente ao que os EUA importam do Kuwait.
Para aumentar o fornecimento de petróleo bruto das areias canadenses, a TransCanada está construindo o sistema de oleoduto Keystone. Dois oleodutos Keystone foram aprovados, e o primeiro levará petróleo para Illinois em junho. Um oleoduto bem mais longo até o Texas, chamado Keystone XL, está sob avaliação federal. Se for totalmente desenvolvido de acordo com a proposta, o sistema permitirá ao Canadá exportar mais 1,1 milhão de barris de petróleo por dia.
Num mundo em que tantas nações produtoras de petróleo são instáveis, distantes ou hostis aos Estados Unidos, as areias canadenses têm um apelo político muito grande.
“É inegável que dispor de um grande fornecimento de petróleo bruto através de um oleoduto de um país vizinho e amigável é algo extremamente valioso para a segurança energética dos Estados Unidos”, diz David L. Goldwyn, coordenador de assuntos internacionais de energia no Departamento de Estado. O departamento deve decidir este ano se aprovará o Keystone XL.
O fato de a China poder se tornar um mercado consumidor alternativo do petróleo canadense complica os cálculos. Já existem planos para construir oleodutos de Alberta até a costa oeste do Canadá para enviar carregamentos de petróleo para a Ásia. Embora possa levar uma década até que sejam construídos por causa das regulamentações relativas às terras, o premiê de Alberta, Stelmach, voou para a China na sexta-feira numa missão de comércio em Xangai, Beijing e Harbin. Ele disse que uma de suas mensagens foi: “Nós temos energia.”
Quaisquer que sejam as vantagens, a produção de petróleo a partir das areias petrolíferas implicam sérios problemas e riscos ambientais.
A maioria dos grandes locais de produção são imensos poços de escavação, acompanhados de açudes de detritos tão tóxicos que as companhias procuram afastar as aves com espantalhos e canhões de propano.
Extrair petróleo das areias produz muito mais gases de efeito estufa do que a perfuração, dizem grupos ambientais, e o processo requer três barris de água para cada barril de petróleo produzido, para separar a terra. Hoje, os açudes de resíduos já cobrem 130 quilômetros quadrados de terra ao longo do rio Athabasca.
As minas também estão abrindo buracos na maior floresta intacta do mundo, que atua de forma crucial na absorção de dióxido de carbono e é um ponto de parada para milhões de aves migratórias.
Os defensores das areias petrolíferas admitem que o processo de extração gera poluição. Mas dizem que os novos projetos estão usando tecnologias mais eficientes.
Por exemplo, em vez da mineração de superfície, o projeto Devon injeta vapor em alta pressão no reservatório para fazer com que as areias petrolíferas aquecidas sejam bombeadas para fora da terra sob forma de fluido, o que degrada menos a floresta. A Shell também está experimentando maneiras de capturar parte das emissões de carbono, e outras companhias tentam usar solventes para aquecer o vapor de forma mais eficiente.
Alguns analistas argumentam que as importações das areias petrolíferas substituirão o petróleo convencional de lugares como a Venezuela e o México, onde o petróleo pesado exige tanta refinação que produz uma quantidade semelhante de emissões de gases de efeito estufa. Para os Estados Unidos, “no contexto geral das coisas, o impacto real das emissões é muito pequeno”, diz Michael A. Levi, membro sênior do Conselho de Relações Exteriores.
Mas os grupos ambientalistas não dão o braço a torcer. “Usar a energia das areias petrolíferas é simplesmente incongruente com as promessas climáticas e ambientais que o governo Obama fez”, diz Susan Casey-Lefkowitz, que se dedica ao assunto no Conselho de Defesa de Recursos Naturais.
Os oleodutos de alta pressão que transportam o petróleo geram outras preocupações ambientais e de segurança que têm sido enfatizadas pelos fazendeiros locais outros oponentes durante o período de audiências públicas do Departamento de Estado sobre os impactos da proposta de expansão do oleoduto.
Uma grande questão é se a TransCanada deveria ter permissão para usar uma tubulação mais fina no Keystone XL do que a normalmente exigida nos Estados Unidos.
A Administração de Segurança de Oleodutos e Materiais Perigosos do Departamento de Transporte, que supervisiona os oleodutos, concedeu esse tipo de permissão para a TransCanada no caso dos dois primeiros oleodutos Keystone. A TransCanada diz que a tubulação mais fina foi aprovada no Canadá há décadas e não oferece nenhum risco adicional.
Mas Cesar de Leon, ex-vice-diretor da Administração de Segurança de Oleodutos que hoje é consultor independente na área, diz que o padrão de tubulações mais finas só é apropriado se elas forem monitoradas exaustivamente para evitar o desgaste e a deterioração. Embora a Administração de Segurança tenha exigido esse monitoramento nos oleodutos Keystone, ela “não tinha pessoal suficiente para fiscalizá-lo”, diz ele.
Num relatório sobre as práticas de permissão da agência, o inspetor geral do Departamento de Transporte descobriu que, em muitos casos, a agência havia falhado em checar os registros de segurança das empresas requerentes e não havia verificado se os termos das permissões estavam sendo seguidos.
Funcionários da Administração de Segurança não responderam aos pedidos de entrevista. Mas num depoimento em escrito para um comitê da Câmara dos Representantes em abril, a nova administradora da agência, Cynthia L. Quarterman, reconheceu problemas e prometeu melhorar. “Como vocês sabem”, diz ela, “nós herdamos um programa que foi negligenciado durante quase uma década e estava seriamente desorientado.”
O senador Jon Tester, republicano de Montana, disse que toda essa situação é alarmante e reminiscente das permissões que eram rotineiramente concedidas aos poços de petróleo oceânicos, incluindo o poço da BP que está vazando no golfo. “Acho que é minha responsabilidade como político dizer 'alto lá'”, diz Tester.
Em outro sinal de preocupação por parte dos políticos, a Comissão de Serviços Públicos de South Dakota rejeitou em 29 de abril o pedido da TransCanada para ser liberada da exigência de notificar os donos de terras afetados sobre derramamentos de menos de cinco barris.
O derramamento do golfo influenciou as audiências públicas sobre o projeto Keystone na semana passada em Murdo, South Dakota, e em York, Nebraska.
Algumas pessoas que moram no caminho pelo qual passaria o oleoduto reclamaram que ninguém pediu que a TransCanada fizesse um plano de emergência em caso de vazamento, embora o projeto da nova tubulação atravesse território pristino, incluindo o Aquífero de Ogallala, que fornece água para uma grande extensão da região agrícola do país e onde até mesmo um pequeno derramamento pode ter grandes consequência.
Outros exigiram que seja usado aço mais grosso na tubulação. E alguns perguntaram como o desgaste do oleoduto será monitorado.
Na audiência em York em 10 de maio, Jim Condon, engenheiro de Lincoln, Nebraska, disse que a quantidade de petróleo que está vazando do poço da BP é apenas uma pequena fração do que passaria pelo oleoduto Keystone XL. “Uma ruptura do oleoduto seria um problema imenso”, diz ele.
Tradução: Eloise De Vylder
Cresce a dependência dos EUA frente ao petróleo canadense
NYT, Reportagem de Clifford Krauss, em Alberta (Canadá), e Elisabeth Rosenthal, em Nova York (EUA)
Funcionário da empresa Suncor com amostra de óleo extraído das areias do Canadá. Extração não-convencional produz óleo de solo arenoso
Debaixo das florestas subárticas do oeste do Canadá, nas profundezas do solo sob as turfeiras e os rebanhos de caribous selvagens, fica uma das principais fontes do petróleo exportado para os Estados Unidos.
Aqui não há chance de ocorrer a explosão ou um vazamento em águas profundas como o da plataforma da BP que está poluindo o Golfo do México. Mas o petróleo extraído das areias de alcatrão do Canadá apresenta outros problemas ambientais, como os açudes de resíduos, emissão de gases de efeito estufa e a destruição das florestas boreais.
Além disso, os críticos alertam que os órgãos de regulamentação norte-americanos abriram mão de uma antiga norma de segurança para os oleodutos que transportam o petróleo bruto sintético do Canadá até as refinarias nos Estados Unidos e não exigiram nenhum plano de emergência para vazamentos, o que eles próprios reconhecem ser uma possibilidade.
As areias petrolíferas estão sendo melhor examinadas pelo governo Obama, que está avaliando o pedido de uma companhia canadense para construir um novo oleoduto subterrâneo de 3.200 quilômetros de extensão que iria de Alberta até a costa do Golfo do Texas e aumentaria significativamente o acesso dos EUA ao petróleo. Para tomar essa decisão, o que deve acontecer até o final do ano, as autoridades federais estão colocando na balança as preocupações ambientais e a necessidade de garantir um fornecimento confiável para ajudar a satisfazer a insaciável sede de petróleo do país.
O acidente no golfo acrescenta mais um fator de complexidade. Os órgãos reguladores e o Congresso estão reavaliando os limites para a perfuração na costa depois da catástrofe do Deepwater Horizon, o que aumenta a pressão para importar mais petróleo do Canadá. Ao mesmo tempo, a consciência política em relação aos riscos cresceu.
As areias petrolíferas do Canadá devem se tornar a principal fonte de importação de petróleo para os EUA este ano; ultrapassando as importações convencionais de petróleo canadense e quase se equiparando à soma das importações da Arábia Saudita e Kuwait, de acordo com a empresa de consultoria IHT Cambridge Energy Research Associates.
Num novo relatório, ela prevê que a produção das areias petrolíferas poderá representar até 36% das importações de petróleo dos EUA em 2030. “A incerteza e a redução das permissões para perfuração no golfo ressaltam a crescente importância das areias petrolíferas canadenses, que durante a última década deixaram de ser uma fonte de energia secundária e assumiram uma grande importância estratégica”, diz Daniel Yergin, historiador do petróleo e presidente da IHS CERA. “Pensando no futuro, a importância delas deve ficar ainda maior”.
Na semana passada, uma legião de diplomatas canadenses aproveitaram uma viagem a Washington para promover as areias petrolíferas como uma alternativa segura em relação à extração em águas profundas, uma vez que os vazamentos seriam mais facilmente detectados e controlados.
Numa entrevista, o premiê de Alberta, Ed Stelmach, disse que não está tentando capitalizar o desastre do golfo, mas simplesmente promover “o que temos a oferecer, ou seja, segurança de fornecimento” e um “governo confiável e estável”.
Do ponto de vista do fornecimento, há muitos argumentos para recomendar as areias petrolíferas, também conhecidas como areias de alcatrão. O Canadá tem 178 bilhões de barris de reservas de petróleo comprovadas, praticamente todas localizadas em areias petrolíferas. Apenas a Arábia Saudita tem mais reservas de petróleo comprovadas.
Os Estados Unidos produzem cerca de 5 milhões de barris de petróleo por dia e importa outros 10 milhões. O Canadá responde por cerca de 1,9 milhão de barris dessas importações diárias, cerca de metade deles provenientes das areias petrolíferas.
“Se você precisa de petróleo bruto para alimentar sua economia, é melhor pensar no Canadá”, diz Chris Seasons, presidente da unidade canadense da Devon Energy, uma companhia de petróleo com sede em Oklahoma City. A Devon já está produzindo 35 mil barris por dia a partir das areias petrolíferas em torno de Conklin. Ela espera expandir sua produção para 200 mil barris por dia em 2020, em parte por meio de um segundo projeto em parceria com a BP. Isso seria quase equivalente ao que os EUA importam do Kuwait.
Para aumentar o fornecimento de petróleo bruto das areias canadenses, a TransCanada está construindo o sistema de oleoduto Keystone. Dois oleodutos Keystone foram aprovados, e o primeiro levará petróleo para Illinois em junho. Um oleoduto bem mais longo até o Texas, chamado Keystone XL, está sob avaliação federal. Se for totalmente desenvolvido de acordo com a proposta, o sistema permitirá ao Canadá exportar mais 1,1 milhão de barris de petróleo por dia.
Num mundo em que tantas nações produtoras de petróleo são instáveis, distantes ou hostis aos Estados Unidos, as areias canadenses têm um apelo político muito grande.
“É inegável que dispor de um grande fornecimento de petróleo bruto através de um oleoduto de um país vizinho e amigável é algo extremamente valioso para a segurança energética dos Estados Unidos”, diz David L. Goldwyn, coordenador de assuntos internacionais de energia no Departamento de Estado. O departamento deve decidir este ano se aprovará o Keystone XL.
O fato de a China poder se tornar um mercado consumidor alternativo do petróleo canadense complica os cálculos. Já existem planos para construir oleodutos de Alberta até a costa oeste do Canadá para enviar carregamentos de petróleo para a Ásia. Embora possa levar uma década até que sejam construídos por causa das regulamentações relativas às terras, o premiê de Alberta, Stelmach, voou para a China na sexta-feira numa missão de comércio em Xangai, Beijing e Harbin. Ele disse que uma de suas mensagens foi: “Nós temos energia.”
Quaisquer que sejam as vantagens, a produção de petróleo a partir das areias petrolíferas implicam sérios problemas e riscos ambientais.
A maioria dos grandes locais de produção são imensos poços de escavação, acompanhados de açudes de detritos tão tóxicos que as companhias procuram afastar as aves com espantalhos e canhões de propano.
Extrair petróleo das areias produz muito mais gases de efeito estufa do que a perfuração, dizem grupos ambientais, e o processo requer três barris de água para cada barril de petróleo produzido, para separar a terra. Hoje, os açudes de resíduos já cobrem 130 quilômetros quadrados de terra ao longo do rio Athabasca.
As minas também estão abrindo buracos na maior floresta intacta do mundo, que atua de forma crucial na absorção de dióxido de carbono e é um ponto de parada para milhões de aves migratórias.
Os defensores das areias petrolíferas admitem que o processo de extração gera poluição. Mas dizem que os novos projetos estão usando tecnologias mais eficientes.
Por exemplo, em vez da mineração de superfície, o projeto Devon injeta vapor em alta pressão no reservatório para fazer com que as areias petrolíferas aquecidas sejam bombeadas para fora da terra sob forma de fluido, o que degrada menos a floresta. A Shell também está experimentando maneiras de capturar parte das emissões de carbono, e outras companhias tentam usar solventes para aquecer o vapor de forma mais eficiente.
Alguns analistas argumentam que as importações das areias petrolíferas substituirão o petróleo convencional de lugares como a Venezuela e o México, onde o petróleo pesado exige tanta refinação que produz uma quantidade semelhante de emissões de gases de efeito estufa. Para os Estados Unidos, “no contexto geral das coisas, o impacto real das emissões é muito pequeno”, diz Michael A. Levi, membro sênior do Conselho de Relações Exteriores.
Mas os grupos ambientalistas não dão o braço a torcer. “Usar a energia das areias petrolíferas é simplesmente incongruente com as promessas climáticas e ambientais que o governo Obama fez”, diz Susan Casey-Lefkowitz, que se dedica ao assunto no Conselho de Defesa de Recursos Naturais.
Os oleodutos de alta pressão que transportam o petróleo geram outras preocupações ambientais e de segurança que têm sido enfatizadas pelos fazendeiros locais outros oponentes durante o período de audiências públicas do Departamento de Estado sobre os impactos da proposta de expansão do oleoduto.
Uma grande questão é se a TransCanada deveria ter permissão para usar uma tubulação mais fina no Keystone XL do que a normalmente exigida nos Estados Unidos.
A Administração de Segurança de Oleodutos e Materiais Perigosos do Departamento de Transporte, que supervisiona os oleodutos, concedeu esse tipo de permissão para a TransCanada no caso dos dois primeiros oleodutos Keystone. A TransCanada diz que a tubulação mais fina foi aprovada no Canadá há décadas e não oferece nenhum risco adicional.
Mas Cesar de Leon, ex-vice-diretor da Administração de Segurança de Oleodutos que hoje é consultor independente na área, diz que o padrão de tubulações mais finas só é apropriado se elas forem monitoradas exaustivamente para evitar o desgaste e a deterioração. Embora a Administração de Segurança tenha exigido esse monitoramento nos oleodutos Keystone, ela “não tinha pessoal suficiente para fiscalizá-lo”, diz ele.
Num relatório sobre as práticas de permissão da agência, o inspetor geral do Departamento de Transporte descobriu que, em muitos casos, a agência havia falhado em checar os registros de segurança das empresas requerentes e não havia verificado se os termos das permissões estavam sendo seguidos.
Funcionários da Administração de Segurança não responderam aos pedidos de entrevista. Mas num depoimento em escrito para um comitê da Câmara dos Representantes em abril, a nova administradora da agência, Cynthia L. Quarterman, reconheceu problemas e prometeu melhorar. “Como vocês sabem”, diz ela, “nós herdamos um programa que foi negligenciado durante quase uma década e estava seriamente desorientado.”
O senador Jon Tester, republicano de Montana, disse que toda essa situação é alarmante e reminiscente das permissões que eram rotineiramente concedidas aos poços de petróleo oceânicos, incluindo o poço da BP que está vazando no golfo. “Acho que é minha responsabilidade como político dizer 'alto lá'”, diz Tester.
Em outro sinal de preocupação por parte dos políticos, a Comissão de Serviços Públicos de South Dakota rejeitou em 29 de abril o pedido da TransCanada para ser liberada da exigência de notificar os donos de terras afetados sobre derramamentos de menos de cinco barris.
O derramamento do golfo influenciou as audiências públicas sobre o projeto Keystone na semana passada em Murdo, South Dakota, e em York, Nebraska.
Algumas pessoas que moram no caminho pelo qual passaria o oleoduto reclamaram que ninguém pediu que a TransCanada fizesse um plano de emergência em caso de vazamento, embora o projeto da nova tubulação atravesse território pristino, incluindo o Aquífero de Ogallala, que fornece água para uma grande extensão da região agrícola do país e onde até mesmo um pequeno derramamento pode ter grandes consequência.
Outros exigiram que seja usado aço mais grosso na tubulação. E alguns perguntaram como o desgaste do oleoduto será monitorado.
Na audiência em York em 10 de maio, Jim Condon, engenheiro de Lincoln, Nebraska, disse que a quantidade de petróleo que está vazando do poço da BP é apenas uma pequena fração do que passaria pelo oleoduto Keystone XL. “Uma ruptura do oleoduto seria um problema imenso”, diz ele.
Tradução: Eloise De Vylder
Sempre e inevitavelmente, cada um de nós subestima o número de indivíduos estúpidos que circulam pelo mundo.
Carlo M. Cipolla
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Marino
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Re: Geopolítica Energética
Eu cito que vem do Plano Brasil, que transcreve de outras fontes.Usando minhas fontes Marino... coloca pelo menos que vem de là, senão o E.M.Pinto fica grilado !
"A reconquista da soberania perdida não restabelece o status quo."
Barão do Rio Branco
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Quiron
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Re: Geopolítica Energética
As reservas canadenses são de sand oil e têm sido disputadas ferozmente entre americanos e chineses. São gigantescas.
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Centurião
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Re: Geopolítica Energética
Mas elas têm dois problemas: a extração é cara (o que reduz o lucro) e o estrago ambiental é enorme. Se vocês quiserem mostrar quão hipócritas são os norte-americanos quando criticam a exploração da Amazônia é só checarem o que eles fazem em Alberta para extrair o óleo. Mas disso ninguém diz nada.Quiron escreveu:As reservas canadenses são de sand oil e têm sido disputadas ferozmente entre americanos e chineses. São gigantescas.
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Enlil
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Re: Geopolítica Energética
Argentina protesta contra ‘atos ilegítimos’ do Reino Unido nas Malvinas
24/05/2010
País condenou exploração petrolífera nas ilhas e defendeu sua imposição de controles marítimos no arquipélago
Efe
BUENOS AIRES- A chancelaria entregou nesta segunda-feira, 24, à embaixadora do Reino Unido em Buenos Aires, Shan Morgan, uma carta de protesto pela política britânica sobre as ilhas Malvinas, na qual responde a queixa de Londres pelos controles marítimos impostos pela Argentina ao redor do arquipélago.
Na carta, entregue à embaixadora pelo chefe de gabinete do Ministério de Relações Exteriores, Alberto D’Alotto, a Argentina protesta pelo que considera atos “unilaterais e ilegítimos” do Reino Unido pelas explorações petrolíferas autorizadas na plataforma continental das Malvinas, segundo fontes da chancelaria.
O texto também responde à queixa expressada por Londres ao encarregado de negócios argentino, Osvaldo Mársico, pela decisão argentina de impor controles marítimos nas proximidades das ilhas.
Segundo a Argentina, as normas impostas “regulam o tráfego marítimo de cabotagem entre portos localizados no território argentino, e, portanto, estão conformes com o direito do mar”.
Fonte: Estadão
http://pbrasil.wordpress.com/2010/05/24 ... more-18229
24/05/2010
País condenou exploração petrolífera nas ilhas e defendeu sua imposição de controles marítimos no arquipélago
Efe
BUENOS AIRES- A chancelaria entregou nesta segunda-feira, 24, à embaixadora do Reino Unido em Buenos Aires, Shan Morgan, uma carta de protesto pela política britânica sobre as ilhas Malvinas, na qual responde a queixa de Londres pelos controles marítimos impostos pela Argentina ao redor do arquipélago.
Na carta, entregue à embaixadora pelo chefe de gabinete do Ministério de Relações Exteriores, Alberto D’Alotto, a Argentina protesta pelo que considera atos “unilaterais e ilegítimos” do Reino Unido pelas explorações petrolíferas autorizadas na plataforma continental das Malvinas, segundo fontes da chancelaria.
O texto também responde à queixa expressada por Londres ao encarregado de negócios argentino, Osvaldo Mársico, pela decisão argentina de impor controles marítimos nas proximidades das ilhas.
Segundo a Argentina, as normas impostas “regulam o tráfego marítimo de cabotagem entre portos localizados no território argentino, e, portanto, estão conformes com o direito do mar”.
Fonte: Estadão
http://pbrasil.wordpress.com/2010/05/24 ... more-18229
Re: Geopolítica Energética
Urucu faz do Amazonas terceiro maior polo produtor de petróleo do país
15:11 - 30/05/2010
Niemar de Oliveira, Agência Brasil
RIO - Responsável por fazer do estado do Amazonas o terceiro maior polo produtor do país, a província petrolífera de Urucu registrou em abril passado a produção média de 56.264 barris/dia de petróleo e de 10 milhões de metros cúbicos/dia de gás natural, por intermédio de 80 poços produtores.
Ao longo deste ano, a produção de óleo e gás do Urucu vem representando 5,% da produção total do país, atualmente em torno de 2,3 milhões de barris equivalentes.
A região se localiza em plena selva amazônica, a 650 quilômetros de Manaus e integra a Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Petrobras na Bacia do Solimões, onde são desenvolvidas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural na região.
Em barris de óleo equivalente (BOE), segundo dados da Petrobras, a produção de petróleo e gás natural do Urucu é de cerca de 119 mil barris por dia, deixando o Amazonas abaixo apenas do Espírito Santo (169 mil barris de petróleo e gás/dia) e do Rio de Janeiro – maior polo brasileiro de produção petrolífera, com seus cerca de 1,8 milhão barris de petróleo e gás por dia – o equivalente a pouco mais de 84% de toda a produção dos campos nacionais.
15:11 - 30/05/2010
Niemar de Oliveira, Agência Brasil
RIO - Responsável por fazer do estado do Amazonas o terceiro maior polo produtor do país, a província petrolífera de Urucu registrou em abril passado a produção média de 56.264 barris/dia de petróleo e de 10 milhões de metros cúbicos/dia de gás natural, por intermédio de 80 poços produtores.
Ao longo deste ano, a produção de óleo e gás do Urucu vem representando 5,% da produção total do país, atualmente em torno de 2,3 milhões de barris equivalentes.
A região se localiza em plena selva amazônica, a 650 quilômetros de Manaus e integra a Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Petrobras na Bacia do Solimões, onde são desenvolvidas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural na região.
Em barris de óleo equivalente (BOE), segundo dados da Petrobras, a produção de petróleo e gás natural do Urucu é de cerca de 119 mil barris por dia, deixando o Amazonas abaixo apenas do Espírito Santo (169 mil barris de petróleo e gás/dia) e do Rio de Janeiro – maior polo brasileiro de produção petrolífera, com seus cerca de 1,8 milhão barris de petróleo e gás por dia – o equivalente a pouco mais de 84% de toda a produção dos campos nacionais.
"Apenas o mais sábio e o menos sábio nunca mudam de opinião."